Oil & Gas Magazine Julio 2017

3 DIRECTORIO
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Hita
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Eduardo García
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Editorial BECGON
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LAS PUBLICACIONES DE
LOS COLABORADORES
SON RESPONSABILIDAD
DE LOS AUTORES Y NO
NECESARIAMENTE
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DE VISTA DE OIL & GAS
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Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios Aplicados BECGON SA de CV la
cual es marca registrada ante el Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No.
1379127. Año 4 No.52 Fecha de publicación 21 de julio de 2017. Revista digital mensual, editada y
publicada en México por Editorial BECGON, Av. Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán Cuernavaca,
Morelos CP. 62410. Número de certificado de Reserva de derechos exclusivos del titulo “Oil & Gas
Magazine “ 04-2014-121713413300-23 de fecha 17 de diciembre de 2014 ante el Instituto Nacional
del Derecho de Autor (INDAUTOR). Certificados de Licitud de Titulo y Contenido en tramite, Revista
digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V.
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JUNIO 2017
JULIO 2017
DESCÁRGALA AQUÍ
ODÓN DE BUEN
LA CONUEE Y SU TRIPLE MISIÓN CON EL PAÍS
OIL & GAS MAGAZINE REVISTA OFICIAL
DE OIL & GAS ALLIANCE
RECONOCIDO POR FEED SPOT COMO EL NOVENO SITIO DE
NOTICIAS DEL SECTOR OIL & GAS A NIVEL MUNDIAL

54
Julio de 2017 se convirtió en un mes histórico para el sector petrolero
mexicano desde la aprobación de la reforma energética, ya que en
un solo día, Talos Energy, en carácter de operador y en consorcio con
Sierra Oil and Gas y Premier Oil anunciaron que el pozo exploratorio
Zama-1 encontró petróleo en aguas someras del Golfo de México, en
el pozo Zama-1, primer pozo exploratorio en aguas someras en ser
perforado por el sector privado con un potencial de entre mil 400 y 2
mil millones de barriles, que pueden extenderse a un bloque vecino.
Mientras que la petrolera italiana Eni, anunció que perforó con éxito
el pozo Amoca-3, en aguas someras del Golfo de México frente a
las costas de Campeche, donde asegura encontró una importante
acumulación de petróleo. Eni, aseguró que se podrían estar
extrayendo entre 30 mil a 50 mil barriles diarios de petróleo crudo.
La SENER asegura, que el estado mexicano recibirá cerca del 90% de
participación en las utilidades del proyecto adjudicado a la empresa
ENI International. Este porcentaje incluye la regalía básica, el 83.75%
ofrecido por la empresa como participación al Estado en la Utilidad
Operativa, el impuesto por las actividades de exploración y extracción
de hidrocarburos y el impuesto sobre la renta.
Por otra parte, en la segunda y tercera licitación de la Ronda Dos,
participaron 28 empresas, agrupadas en 19 licitantes. Como resultado
se asignaron 21 contratos a 6 licitantes (10 empresas). Los procesos
de licitación estuvieron orientados a incentivar la participación de
nuevas empresas con el objeto de consolidar el desarrollo de una
industria petrolera nacional competitiva.
Estos resultados confirman el interés de las empresas por invertir en
nuestro país con el propósito de fortalecer el sector hidrocarburos.
EDITORIAL

76
11.
12.
52.
56.
74.
88.
98.
102.
112.
DATA
PERFILES
LA CANTINA DEL CHARRO
ACTUALIDAD
REPORTAJES A PROFUNDIDAD
EVENTOS
DESTINOS
ESTILO DE VIDA
AGENDA
ÍNDICE

9
COLUMNISTAS
Ingeniero con maestría en
administración por el ITESM,
Catedrático en la UNAM e
RAMSÉS PECH
Abogado consultor del Sector
Energía, con estudios en
Administración Pública.
MARCIAL DÍAZ IBARRA RENÉ OCAMPO
Especialista y consultor en
seguridad.Lic.enAdmón.Militar,
Maestro en Administración y
Doctor en Administración.
Actualmente es Directora
General de NRGI Broker,
empresa que ha asegurado a
varios ganadores de las rondas
de licitación de la Reforma
Energética.
GRACIELA ÁLVAREZ RAFAEL DÍAZ REAL
Ingeniero químico y de sistemas
con maestría en tratamiento de
petróleo pesado y doctorado
en catálisis de la Universidad de
Ottawa, en Canadá.
Geólogo licenciado por la
Universidad Complutense
de Madrid (España), realiza
un master en Querétaro,
México (Centro de Geociencias
de la UNAM) en el área de
yacimientos minerales.
RAMÓN LÓPEZ JIMÉNEZ
Politólogo por la UNAM,
colaborador en investigación del
Centro de Estudios Políticos de
la misma institución.
CÉSAR AUGUSTO
RANGEL GARCÍA
Es ingeniero en mercadotecnia
industrial, actualmente es
director de marketing y
relaciones públicas para Dm
Ingenieros.
RICARDO ORTEGA LÓPEZ

1312
PERFILES
ODÓN DE BUEN
LA CONUEE Y SU TRIPLE MISIÓN
CON EL PAÍS
En entrevista, Odón de Buen,
Director General del órgano
administrativo de la Secretaría de
Energía, nos contó sobre los roles
de tan importante Comisión.
Desde hace cuatro años, la
Comisión Nacional para el Uso
Eficiente de la Energía (CONUEE)
está bajo el mando y dirección
de Odón de Buen Rodríguez,
ingeniero mecánico-electricista
por la Universidad Nacional
Autónoma de México (UNAM) y
maestro en Energía y Recursos
por la Universidad de Berkeley,
California, quien luego de asumir
el cargo encaminó al órgano a
seguir cumpliendo con su rol de
regulador, supervisor y promotor.

1514
PERFILES
Su llegada a la CONUEE antecedió una etapa de
importantes cambios en el país, sobretodo en
materia eléctrica, cuando la generación, transmisión, distribución y la venta al
usuario final dependía de una sola empresa; hoy por hoy, existe un gran universo
de actores pertenecientes al sector privado.
“El tener un monopolio estatal como lo teníamos era ya algo demasiado
retrograda, ya no apto para los cambios tecnológicos que ocurren en el país y
en el mundo”, aseguró en entrevista el directivo Odón de Buen.
TRIPLE MISIÓN
En la casi última década, la Conuee ha regulado el aprovechamiento sustentable
de la energía, para ello ha producido 30 Normas Oficiales Mexicanas (NOMs), las
cuales aplican, entre otros, a equipos y sistemas que consumen más de 90% de
la energía que se consume en las viviendas; su cumplimiento se lleva a cabo con
el apoyo de un sistema que incluye a 70 laboratorios de prueba, y 8 organismos
de certificación.
“En México tenemos normas para refrigeradores, lavadoras, lámparas, motores
eléctricos, estufas e incluso, automóviles ligeros que compartimos con la
Secretaría de Economía y la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales
(Semarnat)…los equipos que representan
más del 80 por ciento del consumo de
energía de una casa están regulados por
una norma que asegura un nivel de mayor
eficiencia, pero también tiene elementos
que aseguran calidad de desempeño”,
indicó.
Su segundo rol consiste en supervisar
la Administración Pública Federal en
términos de consumo de energía, es decir,
establecer una meta de ahorro de energía
obligatoria en inmuebles (oficina y otros
usos) mayores a los 100 m2 con el fin de
mantener el consumo de energía eléctrica
del año 2017 constante, con respecto
al consumo de energía
eléctrica que se tenía en
2016 al tiempo de obtener
al menos el 3 por ciento
de reducción del consumo
energético del 2017.
“En este programa se
involucran alrededor de
4,000 funcionarios públicos
a los cuales les enviamos
información, les hacemos
cursos de capacitación y
hemos buscado formas
de financiamiento; no incluye recursos de
dinero para hacer inversiones”, explicó.
El sector industrial mediante los Usuarios
de Patrón de Alto Consumo de Energía
(UPACs) están involucrados con la CONUEE
a través de una norma internacional, la ISO
50001 donde se define un esquema de
mejora continua.
Finalmente, habló del trabajo logrado con
Municipios, particularmente en el tema
de alumbrado. “Estamos llegando a 32
municipios, que han recibido recursos de
este proyecto; los recursos no los maneja
la CONUEE, más bien nos aseguramos
de que cumplan condiciones para recibir
recursos, además, ha permitido mejorar
alumbrado en poblaciones que suman más
de 5 millones de habitantes con ahorros
de 30 y 40 por ciento”, acotó.
CONAE-CONUEE
Antes de ser la Comisión Nacional para el
Uso Eficiente de la Energía fue Comisión
Nacional para el Ahorro de Energía,
encargada igualmente de coordinar,
promover e impulsar el desarrollo de
mercados y sistemas, que permitan el
aprovechamientosustentable
de los recursos energéticos
en México, sin embargo, en
noviembre de 2008, con la
Ley para el Aprovechamiento
Sustentable de la Energía
se decidió transformar a la
CONAE en CONUEE.
En palabras de Odón de Buen,
la CONAE tenía un ánimo
más amigable, no había
obligaciones establecidas
más allá de lo que venía
de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización, pero al aparecer la Ley
para el Aprovechamiento Sustentable de la
Energía tuvo una ventaja importante: a la
CONUEE se le dio un carácter de ley y antes
dependía del interés del Ejecutivo Federal.
“Nos hizo fiscalizadores de los grandes
usuarios de energía, ha sido algo que nos
cuesta mucho dinero hacerlo y no le hemos
podido dar el beneficio que podría tenerse,
al estar obligando a los grandes usuarios
de energía entregando informes”, señaló.
ODÓN DE BUEN
Por
Daniela Loredo
LA NORMA ISO 50001
ES UN MECANISMO
TRANSPARENTE EN
LA RUTA HACIA EL
CUMPLIMIENTO DE
OBJETIVOS Y METAS DE
EFICIENCIA ENERGÉTICA
Y REDUCCIÓN DE
EMISIONES DE GASES DE
EFECTO INVERNADERO.

16
WEBINARS
Al ser la CONUEE una organización pequeña
y de pocos recursos (140 personas y
10millones de pesos como presupuesto) se
debe explotar al máximo el uso de las nuevas
tecnologías, tal es el caso de los webinars:
conferencia, taller, curso o seminario en
formato vídeo que se imparte a través de
Internet.
“En nuestro caso la tecnología nos permitió
entrar a este mundo… mucho se dice de
educación, los temas de la CONUEE son
muy abstractos, fríos e intangibles, lo que
tratamos de hacer es hacer uso de las redes
sociales actuales para hacerlo atractivo”.
ODÓN DE BUEN
Odón de Buen ha sido consultor internacional
para el Banco Interamericano de Desarrollo, el
Banco Mundial y diversos organismos de las
Naciones Unidas.Fue Director General de la
Comisión Nacional para el Ahorro de Energía
(CONAE, ahora CONUEE) de 1995 a 2003.
Al frente de la CONAE se destaca su labor
en el desarrollo e implantación de medidas
de ahorro de energía en grandes empresas
privadas, su labor como promotor de la
normatividad en eficiencia energética, el
desarrollo de programas para el ahorro de
energía en PEMEX y edificios públicos.
Perfil
Galería

1918
DESDELAPERSPECTIVA
Abogado consultor
del Sector Energía,
con estudios en
Administración Pública.
Colaboró en la Dirección
Jurídica de Pemex por
mas de 10 años, siendo
Subgerente Jurídico
en Pemex Refinación,
en Pemex Gas y
Petroquímica Básica y
en Pemex Exploración y
Producción, atendiendo
asuntos contenciosos
y consultivos, así como
Asesor en los Comités
de Contratación bajo
el Nuevo Régimen al
Amparo de la Ley de
Pemex y las DACS como
son: Adquisiciones,
Obra Pública, CAAOS,
Subcaaos y el Consejo de
Administración.
Como consultor ha
colaborado en algunos
proyectos como son:
Seguridad en ductos;
Desarrollo del marco
jurídico para nuevos
esquemas de negocios;
Acompañamiento
a empresas en la
implementación de la
Reforma Energética
y también es
articulista en medios
especializados del sector
y conferencista.
MARCIAL DÍAZ IBARRA
UNA OBLIGACIÓN MÁS POR
CUMPLIR EN EL SECTOR
En este periodo de implementación de la Reforma Energética es
contrastante ver que hay buenos resultados en la proyección de
recursos que se van a invertir en los próximos años, nada más es
cosa de ver los diversos proyectos de almacenamiento y transpor-
te por ducto que se están gestando y los buenos resultados de los
contratos de empresas extranjeras y nacionales que explotarán
los bloques de las diversas rondas; muchos proyectos y recursos
que se quedarán en el país.
Por otro lado, este mes se debe dar un cumplimiento más a las
nuevas disposiciones que están sobre regulando un sector que se
ha visto un poco asfixiado en los últimos meses; En la Secretaria
de Economía se encuentra La Unidad de Contenido Nacional y
Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energé-
tico, esta área tiene entre sus principales funciones:
El pasado 26 de mayo del presente año se publicó en el Diario Oficial
de la Federación “El Acuerdo por el que se establecen las dispo-
siciones para que los asignatarios, contratistas y permisionarios
proporcionen información sobre contenido nacional en las acti-
vidades que realicen en la industria de hidrocarburos”, quienes
están obligados a presentar esta información a la Secretaria de Eco-
nomía son los permisionarios de las actividades de la industria que
están contemplados en la Ley de Hidrocarburos.
1) Definir la meta del contenido nacional conforme a lo
que establece la Ley de Hidrocarburos:
Artículo 126.- La Secretaría de Economía establecerá la
metodología para medir el contenido nacional en la in-
dustria de Hidrocarburos, así como su verificación, para
lo cual podrá contar con el apoyo de un tercero indepen-
diente o de las autoridades del sector.
Los Asignatarios y Contratistas, así como los Permisio-
narios a que se refiere esta Ley, deberán proporcionar
información a la Secretaría de Economía sobre el conte-
nido nacional en las actividades que realicen, conforme
a lo que establezcan las disposiciones que para tal efec-
to emita.
2) Establecer metodología para medir contenido nacional
para todas las actividades de la industria de hidrocarbu-
ros y eléctrica.
LEY DE HIDROCARBUROS
Título Tercero: De las demás Actividades de la In-
dustria de Hidrocarburos
De los Permisos
Artículo 48.- La realización de las actividades si-
guientes requerirá de permiso conforme a lo si-
guiente:
I. Para el Tratamiento y refinación de Petróleo, el
procesamiento de Gas Natural, y la exportación
e importación de Hidrocarburos, y Petrolíferos,
que serán expedidos por la Secretaría de Ener-
gía, y
II. Para el Transporte, Almacenamiento, Distribu-
ción, compresión, licuefacción, descompresión,
regasificación, comercialización y Expendio al
Público de Hidrocarburos, Petrolíferos o Petro-
químicos, según corresponda, así como la gestión
de Sistemas Integrados, que serán expedidos por
la Comisión Reguladora de Energía.
3) Verificar las metas del contenido nacional y en su caso
emitir opiniones para lograr ese cumplimiento para los
contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y
la industria eléctrica.

2120
MARCIAL DÍAZ IBARRA
NUMERALIA
• 8 mil millones de dólares se invertirán derivado
de los contratos asignados en las rondas.
• 12 mil millones de dólares se invertirán en el
sector de combustibles.
• México el país que más importa gasolinas.
• 35% se ha incrementado las importaciones de
gasolinas.
• 500 mil barriles por día se importan.
• 65% del consumo nacional es importado.
• En 10 años el incremento es del 79%
• 222,400 barriles más por día en sólo 10 años.
Fuentes
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/31723/LHidro_110814.pdf
http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/31731/acuerdo_metodologia_cn_dof_131114.pdf
http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/31729/Acuerdo_calculo_de_contenido_nacional_DOF_6_Nov.pdf
http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/69542/DOF_Acuerdo_Aguas_Profundas.pdf
http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/226026/2017_05_26_Acuerdo_CN.pdf
DESDELAPERSPECTIVA

2322
DESDELAPERSPECTIVA
AUTOR: MBA. RAMSES PECH
ANÁLISIS EN ENERGÍA Y
ECONOMÍA.
pech.ramses@yahoo.com.mx
Twitter @economiaoil
Facebook: Energía Nuevo
Mercado de Inversión
https://www.facebook.com/
groups/937565212961042/
Ingeniero con maestría
en administración por
el Instituto Tecnológico
de Estudios Superiores
de Monterrey (ITESM),
actualmente es consultor
en temas energéticos y es
catedrático en la UNAM e
ITESM, trabajó Halliburton
y Weatherford en las
áreas de desarrollo de
negocios, mercadotecnia
y análisis económico.
Cuenta con más de 20
años de experiencia en
servicios de perforación,
fracturación, fluidos y
sistemas de producción,
desarrollo de negocios,
mercadotecnia y
economía.
RAMSÉS PECH
EL FRACASO EN PEMEX:
DATOS A CONSIDERAR
PEMEX empresa productiva del estado, la cual depende del dine-
ro de inversión proveniente del presupuesto asignado dentro del
programa anual del gasto de la federación, aprobado por la cá-
mara de diputados bajo un plan de negocios anualizado y avalado
por el consejo de PEMEX, integrado por el Secretario de la SHCP
y de Energía.
PEMEX en su balance financiero antes de impuestos y derechos
que paga a la federación; es rentable.
El incremento del gasto de la nación en la última década, forzó a
PEMEX a ser el soporte financiero del gasto corriente. La empresa
productiva por décadas tuvo que afrentar, el no reconocimiento
de ciertos costos operativos, financieros, sociales y técnicos para
poder satisfacer la demanda de la nación en toda la cadena pro-
ductiva de la industria. Esto aumentó el gasto de la empresa pero
ligada a la sola: Extracción de crudo
La ideología fue invertir en extraer crudo para exportación, for-
zando a la empresa a pagar más impuesto-derechos a la federa-
ción por esta actividad. Ocasiono el descuido de la exploración,
incorporaciones de reservas, explotación de las cuencas de gas,
modernización de refinación, petroquímicas y fertilizantes.
ERRORES ASIGNADOS A PEMEX
a) Concentración total del negocio en extracción de crudo. El
gas no es negocio asegún dictamina el mercado interno mexicano
de extracción, debido que producirlo actualmente; es más caro en
México comparado con el de EUA. Para ser rentable requiere un
cambio fiscal al gas en el sentido del inicio del pago de derechos
y/o impuestos sea una vez recuperada la inversión de la perfora-
ción del pozo y equilibrada la producción. Es decir, no existe un
equilibro real de la producción equivalente, siendo más sesgado
la extracción en crudo que gas. La gráfica confirma aumento de
inversión, pero disminución de producto – solo crudo.
b) Costo de Producción. Cuestionamos el costo de producción de PEMEX,
indicando que es por debajo de la media de las demás empresas y el precio
del barril debería dar más margen de ganancia. Pero debemos aclarar lo si-
guiente: El costo total real debería ser la suma del costo de producción más
Exploración-Desarrollo.
• Producción –Número de pozos que producen e instalaciones actuales.
Estos contemplan los costos en poner, mantener y administrar la producción
de hidrocarburos en superficie, además de los salarios operativos y administra-
tivos para realizar esta actividad. Pemex tiene cerca de 3,000 pozos cerrados
que tienen posibilidades de reactivarse mediante métodos de recuperación
secundaria, para lo cual la empresa productiva buscará socios proveedores
de tecnología; esto fue comentado en el pasado congreso petrolero.
PEMEX de acuerdo a la siguiente tabla paga entre el 30 a 35% de impuestos
y derechos de costo de producción. PEMEX tiene un bajo costo debido a que
su producción mayor esta en aguas someras y las demás empresas tienen un
mayor porcentaje en aguas profundas e ultra; a según comentarios de em-
presas mundiales se ha llegado a decir que un valor de 50 dólares del barril
es rentable para aguas profundas y 30 dólares para Shale gas/oil. La pregunta
pendiente es: ¿Cuánto es el costo de producir el gas natural en México?

2524
DESDELAPERSPECTIVA
RAMSÉS PECH
• Exploración y Desarrollo – Número de pozos nuevos e instalaciones.
Incluye la perforación y terminación de pozos nuevos, las instalaciones nue-
vas petroleras y lo ductos para poder llegar a los centros de transformación o
venta de los hidrocarburos. Depreciación de los activos fijos y amortizaciones
de gasto de capitalización de los pozos. El CAPEX para esta actividad ha dismi-
nuido; datos de Pemex señalan que en el año 2000 se invertían unos 50 mil
millones de pesos en exploración y producción, pero actualmente la suma su-
pera los 200 mil millones de pesos, pero la producción ha disminuido y con el
nuevo plan de negocios espera incrementar la producción con nuevos pozos
bajo el concepto de los Farm-Outs (asociaciones con empresas privadas, para
incrementar sus niveles de producción).
El gas, es urgente poder incrementar la producción, debido a que dependere-
mos de las importaciones y esto ocasionara problemas a plantas como etileno
XXI y otras del ramo de la petroquímica en general.
Requiere de inversión de empresas privadas que adiciones nuevas plantas de
refinación o petroquímica, pero deberá ser ligado en tener la materia prima
suficiente a bajo costo en forma continua. Es decir, incrementaremos la pro-
ducción interna o importaremos más gas.
c) Transformación de Crudo/Gas. La industria petrolera no se basa solo en
la extracción, el valor real del negocio; es la transformación. El concepto de
transformar crea ganancia al tener la materia prima suficiente para el retorno
de la inversión de una planta, en forma proporcional a la utilización máxima
de la capacidad instalada con el menor número de paros no programados.
El principal inconveniente que se presenta en México a la empresa productiva
del estado en la transformación de los hidrocarburos, es la falta de inversión
por la reducción del presupuesto. Ocasionando en forma directa que los ser-
vicios auxiliares como el hidrógenos, agua, vapor, electricidad y mantenimien-
tos; disminuyan la capacidad de utilización y tener paros continuos de las
plantas. Estos servicios o actividades no son del negocio de PEMEX directo,
deberán ser realizados por terceros bajo contratos de servicios o alianzas,
donde el pago esté ligado al volumen producido por cada proceso. Es decir,
sea parte del costo operativo.
En la gráfica Izquierda se observa del total de días operando en 2016 Downs-
tream; el 26.3% son paros no programados (alrededor de 95 a 100 días). A la
derecha, es la capacidad de uso equivalente de las plantas, donde ha dismi-
nuido en 2016 por debajo del 50% en promedio, cuanto la media está entre
80 a 90% a nivel mundial.

2726
RAMSÉS PECH
DESDELAPERSPECTIVA
d) Infraestructura de Transporte/Logística/Almacenamiento. Las mate-
rias primas crudo/gas en un país que las comercializa o utiliza para transfor-
mar, tiene una alta importancia en llegar a los centros de comercialización y
transformación; esto no se lograría con una alta integración logística y trans-
porte por medio de ductos, autotanques, trenes y barcos, a lo cual está ligada
a una infraestructura de consumo.
México no permitió a PEMEX en invertir en capacidad de transporte no en
nuevos, si no en mantenimiento en la red actual de ductos (muchos de los
cuales han sido cerrado o perdidos).
México no cuenta con una infraestructura real de uso de los ductos, esto solo
se logrará en la colocación a privados de capacidad disponible que ha dejado
PEMEX en las temporadas abiertas que saldrán este 2017 en las cinco regio-
nes creadas.
El concepto del transporte/logística/alma-
cenamiento de materias primas o deriva-
dos, no depende de cuanta producción
interna o importación hay en la nación, si
no de como la circulas dentro del país de
los pozos a las estaciones de compresión/
baterías, centros de almacenamiento, refi-
nerías y los transformados al consumidor.
Siendo el eje importante el almacenamien-
to (crudo es nulo en el tiempo). En México
solo tenemos almacenamiento en el tiem-
po de combustibles siendo por debajo de
la media mundial como se observa en la
gráfica siguiente en el caso de las gasolinas.
El director de la empresa presentó su plan
en el Congreso Mexicano del Petróleo con
el cual busca eficientar sus costos de tras-
portes para petrolíferos, a través de 11
ductos, 4 terminales de almacenamiento y
7 ferrocarriles.
Los once ductos ya en papel, incluyen uno
que correrá de Tamaulipas a Nuevo León,
tres de Hidalgo a Veracruz, dos de Hidalgo
a Guanajuato, uno más cruzará Guanajua-
to, Hidalgo y Veracruz, mientras que en Yu-
catán, Nuevo León, Chihuahua y el Estado
de México habrá también nuevos ductos
que no cruzarán a otra entidad.
En cuanto a terminales de almacenamien-
to y distribución (TAD) incluirán a San Luis
Potosí, Hidalgo, Yucatán y Guanajuato.
La nueva infraestructura ferroviaria que
Pemex considera necesaria se deberá ubi-
car en Chihuahua, Sonora, Sinaloa y Duran-
go (una misma línea) y el resto en Nuevo
León, Hidalgo, Veracruz, Yucatán, Lázaro
Cárdenas y Manzanillo.
PEMEX requiere ser autónomo y deberá
salir del presupuesto para no tener com-
promisos directos con la federación, pero
si con la nación al ser la base de la produc-
ción, transformación y movilidad de la in-
dustria de hidrocarburos.
Fuente:
PEMEX – Petróleos Mexicanos.
SHCP – Secretaria de Hacienda y Crédito Público.

2928
DESDELAPERSPECTIVA
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amplia preparación en
los ejércitos de Estados
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1/o. de Inf. D.E.M. Ret.
Con 21 años de servicio.
@elamigorene
“DESBASTANDO
EL ESQUISTO”
Mis queridos lectores, los pronósticos en el mundo apuntan a
nuevos problemas alrededor del mundo en razón de la energía,
vamos a adelantarnos a un futuro no muy lejano, tomemos como
base la escala de Kardashov. Tipo I, tipo II y tipo III, método pro-
puesto en 1964 por el astrofísico ruso Nikolái Kardashov para
medir el grado de evolución tecnológica de una civilización y se
describe de la siguiente manera (Kardashov, 1964):
Tipo I - Una civilización que es capaz de aprovechar toda la poten-
cia disponible en un único planeta, aproximadamente 1016 W. La
cifra puede ser bastante variable; la Tierra tiene una energía dis-
ponible de 1,74×1017 W. La definición original de Kardashov era
de 4×1012 W. (Kardashov definió originalmente el Tipo I como “el
nivel tecnológico cercano al nivel presente hoy en día en la Tierra”,
con “hoy en día” refiriéndose a 1964).
Tipo II - Una civilización que es capaz de aprovechar toda la po-
tencia disponible de una única estrella, aproximadamente 1026
W. De nuevo, la cifra puede ser variable; el Sol emite aproximada-
mente 3,86×1026 W. La cifra que daba Kardashov era de 4×1026
W.
Tipo III - Una civilización que es capaz de aprovechar toda la po-
tencia disponible de una sola galaxia, aproximadamente 1037 W.
Esta cifra es extremadamente variable, ya que las galaxias tienen
un rango de tamaños muy amplio. La cifra original de Kardashov
fue de 4×1037 W.
Aunque esto pueda leerse bastante futurista, el hombre de la an-
tigüedad nunca imagino llegar a la luna o visitar marte o tener la
información del mundo en la palma de su mano a través de un
pequeño dispositivo de comunicación.
Las nuevas estrategias para
la seguridad energética,
presentes y futuras
En la actualidad, aunque esta escala fue
descrita en 1964, nos encontramos en el
nuevo amanecer del Tipo II, veamos cuales
son los principales países que ya utilizan o
que han invertido en el desarrollo para el
aprovechamiento de la energía solar (CE-
MAER, 2017):
1. Alemania
El uso total: 10.000 megavatios
Alemania es el líder mundial en energía
solar y su objetivo es ser totalmente 100%
renovable para el año 2050.
Sólo en 2009, Alemania instaló 3.806 me-
gavatios de capacidad de energía solar,
que es más que la capacidad total de Es-
paña y casi ocho veces más de lo que los
EE.UU. han instalado recientemente.
2. España
El uso total: 3.500 MW
España ha sido el líder mundial de ener-
gía solar fotovoltaica (2.605 MW) en 2008,
pero se ha visto superado por Alemania.
Las razones de este descenso se atribuyen
a la demora y la complejidad de un progra-
ma de gobierno del nuevo subsidio y una
disminución en la demanda de energía de-
bido a la crisis económica.
3. Japón
Japón ha invertido más de 9 mil millones
de dólares en programas de energía solar,
este año tienen un plan para instalar ener-
gía solar en más de 32 mil escuelas.
4. Estados Unidos
La energía solar en este país se espera que
aumente rápidamente durante los próxi-
mos años, debido a la gran cantidad de
proyectos de energía solar que se tienen
en puerta.
Sin embargo, aunque vemos que en algu-
nos países se esta tomando conciencia del
enorme consumo energético y de las con-
secuencias para el planeta y para nosotros,
y aunque estamos cambiando poco a poco
nuestras costumbres y tecnología para ser
más eficientes mientras seguimos avan-
zando, lo cual ocurre lentamente.
Las medidas requeridas ahora para la pre-
vención en materia de energía son aque-
llas que representan las 3 “E”: Energy se-
curity supply, Environmental protection,
Economic efficiency. (Seguridad energética,
Protección del medio ambiente, Eficiencia
económica)
Lo que se busca en la implementación de
estas estrategias es a Corto Plazo, adminis-
trar el desabastecimiento de la forma más
económica posible, a mediano Plazo: confi-
gurar las reglas y la estructura del sistema
internacional para minimizar conflictos por
los recursos y a Largo Plazo, como enfren-
tar el problema del Cambio Climático, me-
didas preventivas ante el agotamiento de
los hidrocarburos y la restructuración tec-
nológica del sistema energético.
Las fuentes alternativas renovables deben
ser sostenibles en el largo plazo, y llegar a
ser fuente de innovación productiva, crea-
doras de empleo y contribuir a reducir la
dependencia externa, sin embargo repre-
senta problemas en la escala de produc-
ción y costos.
Un país con eficiencia energética mejora su
posibilidad de ahorro creando una fuente
de seguridad e independencia.
La Energía Nuclear aunque produce ener-
gía limpia, esta genera costos de capital
altos, tiempos largos de construcción, difi-
cultad en la producción de componentes
y luego de Fukushima el 11 de marzo de
2011, no es confiable para un sector de po-
blación.
DR. JESÚS RENÉ
OCAMPO HERNÁNDEZ

3130
RENÉ OCAMPO HERNÁNDEZ
LA SEG. ENERGÉTICA (SE), DE ACUERDO
A CADA PAÍS.
Importadores: seguridad del abastecimien-
to a precios razonables. Exportadores: ac-
ceder a demandantes que aseguren ingre-
sos de divisas.
Para EE.UU., la SE es petróleo para el trans-
porte, para la UE es gas para la industria y
los hogares.
Energía dos usos principales:
1. Electricidad: existen diversidad de fuen-
tes para esta energía, las renovables, la hi-
droelectricidad, el carbón, el gas y petróleo.
2. Transporte: Para este factor, no existe
diversidad, el petróleo es responsable por
el 95% del uso de la energía.
Usos y países:
Rusia, Arabia Saudita, Noruega: fuentes
abundantes para ambos usos.
Estados Unidos y Francia: casi auto-sufi-
cientes en electricidad pero dependientes
de importaciones de combustibles para el
sector transporte.
Brasil: depende en parte del gas importa-
do para la electricidad pero puede autoa-
bastecerse en combustibles para el trans-
porte por la penetración del etanol.
China: alta dependencia del petróleo im-
portado para el transporte. Creciente de-
pendencia de importación de gas y uranio
para la generación de electricidad.
India: alta dependencia del carbón impor-
tado para electricidad.
Elementos de la Seguridad Energética.
1. Disponibilidad: futuros desarrollos de
hidrocarburo serán en lugares de difícil
acceso (aguas profundas) y en países más
inestables con escasa gobernabilidad.
2. Fiabilidad: diversificar fuentes, incre-
mentar las reservas, reducir la demanda y
crear stocks para emergencias.
3. Precios Razonables: evitar la volatilidad
que perjudica a productor y consumidor y
eliminar gradualmente los precios subsi-
diados que estimulan el consumo.
4. Sustentabilidad: evitar las tecnologías
que dañen el ambiente y construcción de
infraestructura que puede quedar obsole-
ta en el LP.
Rusia se ha convertido en una superpoten-
cia energética que ha hecho que la abun-
dancia de sus recursos se transforme en
una “arma geopolítica”, tradicionalmente
es proveedor de Europa (desde tiempos
de la URSS), con mercados en creciente
desarrollo en China, Japón y Corea del Sur.
“Su influencia energética y su cuantioso ar-
senal nuclear son utilizados para ejercer
influencia en la administración del sistema
internacional.”
La contraparte de Rusia, los Estados Uni-
dos, vive una revolución energética, la cual,
no está confinada a un solo combustible o
tecnología.
Esta revolución energética esta dividien-
do a los estadounidenses en dos, aquellos
muy entusiasmados con el resurgimiento
del petróleo y el gas y el otro, con el creci-
miento registrado de las energías renova-
bles y con la eficiencia energética lograda,
sobre todo, en el transporte automotor.
Ninguna fuente de energía por sí sola po-
drá resolver los problemas del país, por
lo que la mejor manera de fortalecer a la
economía estadounidense es reforzando
la seguridad energética del país y mitigar
los efectos nocivos del cambio climático es
sacar ventaja de todas las nuevas oportu-
nidades energéticas.
El crecimiento de la producción doméstica
de gas natural (básicamente shale gas) ha
permitido que la importación por vía ma-
rítima caiga, liberando al país de someter-
se a inestabilidades del mercado gasífero
mundial que puede perjudicar el suminis-
tro. Al mismo tiempo, el incremento de la
producción de petróleo doméstico (básica-
mente tight oil) podría ayudar a moderar
los precios del petróleo y mitigar la inesta-
bilidad de este mercado.
Sin embargo, la reducción de la dependen-
cia externa de los EE.UU. no debe confun-
dirse con independencia energética, no
hay razones para pensar que Washington
podrá desligarse del mercado energéti-
co globalizado. Cualquier interrupción de
la oferta mundial de crudo, por ejemplo,
afectaría el precio de la gasolina en Esta-
dos Unidos.
El mercado petrolero está dominado por el
cártel1
de la OPEP que detenta el 81% de
las reservas de petróleo convencional del
mundo. El cártel restringe la capacidad de
producción al punto de representar más
de un tercio de la oferta petrolera y contri-
buye a la dependencia de la economía glo-
bal debido a que el petróleo tiene un mo-
nopolio virtual sobre el combustible para el
transporte.
La paradoja a la que debe enfrentarse Es-
tados Unidos es que, a pesar del continuo
aumento de su producción doméstica de
hidrocarburos, el incremento de las ener-
gías limpias en la matriz energética y la ga-
nancia de eficiencia en el sector de trans-
porte automotor, el país tiene poco poder
para salir de la “trampa” que le impone un
mercado de hidrocarburos global donde
los precios se determinan internacional-
mente con una posición dominante de los
países de la OPEP.
Es así mis queridos lectores que podemos
pronosticar de acuerdo a nuestros propios
puntos de vistas cual podría ser el futuro
no tan lejano de la seguridad energética en
México o en otras partes del mundo y como
siempre, comparto esta columna para que
ustedes saquen sus propias conclusiones.
Bibliografía.
CEMAER. (2017). Aprende y domina las ener-
gías renovables. Recuperado el 7 de julio de
2017, de Los 10 Países que más usan Ener-
gía Solar: http://www.gstriatum.com/energia-
solar/blog/2012/07/11/los-10-paises-mas-
usan-energia-solar/
Kardashov, N. (1964). Transmission of Infor-
mation by Extraterrestrial Civilizations. Soviet
Astronomy, Vol. 8, p.217.
DESDELAPERSPECTIVA
1. Convenio o asociación entre empresas comerciales de producción similar para evitar la competencia y controlar la producción, la venta y los precios de
determinadas mercancías.

3332
DESDELAPERSPECTIVA
Es reconocida como una
de las más importantes
empresarias que se
desempeñan en el
ámbito del petróleo y
gas. Cuenta con treinta
años de experiencia en
seguros y fianzas para
el sector marítimo y de
energía. Actualmente
es Directora General de
NRGI Broker, empresa
que ha asegurado a varios
ganadores de las rondas
de licitación de la Reforma
Energética. Fue nombrada
consultora de la Agencia
de Seguridad, Energía
y Ambiente (ASEA) en
materia de aseguramiento
de responsabilidad
civil y responsabilidad
ambiental para el sector
hidrocarburos.
Actualmente es la asesora
de seguros del Comité de
Hidrocarburos del Consejo
Mexicano de Energía
(COMENER).
GRACIELA ÁLVAREZ
CONTAMINACIÓN AMBIENTAL
La contaminación ambiental es un problema muy complejo, por
sus consecuencias económicas y sociales. Actualmente, el medio
ambiente es considerado como un bien jurídico tutelado, con in-
dependencia de las personas o sus bienes, lo que ha hecho que
se genere todo un régimen legal dedicado a su protección.
De acuerdo con la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protec-
ción al Ambiente (LGEEPA), por daño ambiental se entiende toda
pérdida, cambio, deterioro, menoscabo, afectación, o modifica-
ción adversa de los ecosistemas, de los elementos y los recursos
naturales. Este tipo de daños suceden continuamente derivados
de diversas actividades humanas; algunas de ellas, de hecho, son
consideradas como Altamente Riesgosas, por su potencial para
causar desequilibrio ecológico, como es el caso de las actividades
del Sector Hidrocarburos.
Tal como ocurre en el ámbito civil, todo daño causado al medio
ambiente debe ser reparado y en caso de que sea imposible su
reparación, podrá ser compensado mediante una indemnización
económica, por aquel que lo haya causado. Lo anterior, se encuen-
tra sustentado en el principio de que “el que contamina, paga”.
La reparación de los daños al medio ambiente implica grandes su-
mas económicas, por lo que es importante que los responsables
cuenten con los recursos suficientes para hacer frente este tipo
de obligaciones que, en caso de no ser cumplidas, pueden ser
motivo de sanciones económicas, administrativas y hasta penales.
En el caso de las empresas, sabemos que reservar una cantidad
determinada para este tipo de acontecimientos no es sencillo,
pues necesitan tener liquidez económica, por ello la mejor opción
para estar respaldadas en caso de causar un daño al ambiente y
no tener que inmovilizar sus recursos económicos, es contar con
un seguro de responsabilidad ambiental.
El seguro de responsabilidad ambiental puede cubrir los gastos
y costos generados por atención a emergencias; contención de
contaminantes; mitigación de impactos y daños ambientales; ca-
racterización de sitios contaminados; remediación de sitios conta-
minados y la restauración y compensación ambiental.
En NRGI Broker somos expertos en seguros de responsabili-
dad ambiental, acércate a nosotros

3736
DESDELAPERSPECTIVA
Geólogo licenciado por la
Universidad Complutense
de Madrid (España),
realiza un master en
Querétaro, México
(Centro de Geociencias
de la UNAM) en el área
de yacimientos minerales.
Reside en México por
varios años trabajando
en proyectos de
exploración para piedras
ornamentales, como
mudlogger en pozos de
Chiapas, hidrogeólogo y
finalmente en Tectonic
Analysis Ltd. como
geólogo de exploración
en un proyecto
financiado por petroleras.
Inmediatamente después
se marcha a Aberdeen
(Escocia) a especializarse
en sedimentología
marina a través de un
doctorado. El doctorado
formaba parte de un
proyecto de investigación
de yacimientos de aguas
profundas financiado
por un consorcio de
petroleras. Actualmente
se encuentra realizando
colaboraciones con
universidades Mexicanas
y estableciendo contactos
con Pemex y el IMP para
futuros proyectos.
RAMÓN LÓPEZ JIMÉNEZ
LOS ESPECIALISTAS EN
YACIMIENTOS DE AGUAS
PROFUNDAS
En los medios mexicanos se habla de los yacimientos de aguas
profundas con cierta frecuencia. Mientras que los estadouniden-
ses llevan explotando estos yacimientos en sus aguas por muchos
años, México está apenas empezando. Esto hace que la futura
producción de hidrocarburos se vaya a centrar en las décadas ve-
nideras en este tipo de yacimientos. ¿Cómo son físicamente estos
yacimientos? ¿Cómo se formaron? ¿Y qué importancia tiene saber
esto para las petroleras?
El reto de las petroleras es normalmente enfocado como de tipo
ingenieril. Pero antes de pensar en cómo diseñar e instalar las pla-
taformas o planear el proceso de perforación, se han tenido que
tomar decisiones basadas en aspectos geológicos. Los yacimien-
tos de aguas profundas están frecuentemente enterrados bajo
cientos o miles de metros de sedimentos acumulados en el fondo
marino durante cientos de miles o millones de años. A esto hay
que sumar la columna de agua que está por encima, que puede
variar desde cientos a unos pocos miles de metros. Las prospec-
ciones sísmicas primero (una suerte de radiografía del interior de
la tierra) y luego los datos obtenidos de los pozos de perforación,
permiten obtener la información con la que reconstruir en mayor
o menor medida los aspectos geológicos de los yacimientos (p.ej.
los distintos tipos de roca que se distribuye en las tres dimensio-
nes). De esta forma, se pueden calcular potenciales volúmenes de
hidrocarburos y trayectorias de perforación.
El que escribe este artículo ha sido formado durante años para
asesorar a las compañías petroleras sobre estas reconstrucciones
de yacimientos de aguas profundas. Es un trabajo en el que el/la
especialista ofrece soluciones a las petroleras a partir su expe-
riencia acumulada durante años así como del conocimiento de-
rivado de los estudios de otras personas durante décadas. Los
grupos de investigación en universidades u otro tipo de centros
que forman a especialistas de este tipo se
encuentran en dos países principalmente:
Estados Unidos de América y el Reino Uni-
do. Estos grupos buscan el trabajo y entre-
namiento multidisciplinar. Normalmente el
futuro especialista se enfoca en una disci-
plina concreta pero tiene la oportunidad el
colaborar con compañeros que trabajan
en las otras. Estas disciplinas se pueden re-
sumir en tres grandes categorías de estu-
dio: ambientes marinos actuales, ambien-
tes marinos antiguos y experimentación en
laboratorio.
Los yacimientos de hidrocarburos se pue-
den resumir en dos grandes grupos geo-
lógicos: carbonatos y siliciclásticos. Los
últimos son los que interesan en la explo-
ración y explotación de yacimientos de
aguas profundas. Estos son yacimientos
formados por el transporte de sedimentos
(p.ej. arenas) desde el continente o zonas
costeras hasta las profundidades del océa-
no. Este transporte de sedimentos forma
canales y abanicos submarinos en los fon-
dos actuales de nuestros océanos donde
el hidrocarburo se podría llegar a acumular
en un futuro. En el caso de mi grupo de in-
vestigación la gran apuesta es por el estu-
dio de ambientes marinos antiguos (ver ht-
tps://www.abdn.ac.uk/turbidites/). Las rocas
de antiguos océanos que afloran en ciertas
zonas del planeta (normalmente montaño-
sas) pueden ser observadas y analizadas
en un grado de detalle que es imposible de
llevar a cabo en los yacimientos que se tra-
tan de explotar en el Golfo de México (de-
bido a esos miles de metros de agua y roca
bajo los que se encuentran). El estudio de
estos sedimentos de antiguos océanos nos
está permitiendo comprender mejor como
se han formado los yacimientos de aguas
profundas. El especialista será más efecti-
vo en la interpretación de datos de sísmica
y de pozos de perforación cuanto más ac-
tualizado esté sobre todos los avances en
el estudio de las disciplinas mencionadas.
Así mismo, cada objetivo a explorar en el
Golfo de México tiene particularidades que
requieren de un estudio individualizado.
Para este estudio se necesita la integra-
ción de datos de diversas áreas de estudio
en múltiples escalas de tiempo y espacio
(p.ej. tectónica regional, paleoclimatología,
micropaleontología o análisis de texturas
de núcleos de perforación). El carácter
multidisciplinar es siempre la clave. Méxi-
co necesita estos especialistas trabajan-
do en equipos multidisciplinares por dos
motivos: 1) para tener los suyos propios
que interpreten los yacimientos de aguas
profundas; y 2) para evaluar la calidad del
trabajo o proyectos propuestos por otras
personas que se subcontraten.
He tenido la experiencia de convivir con
mexicanos que habían sido enviados al ex-
tranjero para ser formados en diferentes
áreas de la exploración y producción de
hidrocarburos. En muchos casos, he visto
cómo no había un objetivo claro en cuanto
que necesidades iban a resolver a su re-
greso a México. Sin conocer a fondo hasta
qué punto esto es un problema generali-
zado, solo quisiera mencionarlo para que
sea tenido en cuenta. A este respecto, hay
que resaltar que se tarda un mínimo de 5-8
años en formar a alguien como especialis-
ta en sedimentología de aguas profundas
desde estudios de grado universitario. Esto
es crítico, porque es muy complicado exi-
gir a un postgraduado sin suficiente for-
mación previa, que se especialice en sedi-
mentología de aguas profundas mediante
un master o doctorado en el extranjero. La
formación de este tipo de especialistas, tan
necesarios para México, necesita de pla-
nes a medio-largo plazo.

3938
DESDELAPERSPECTIVA
Ingeniero químico y de
sistemas con maestría
en tratamiento de
petróleo pesado y
doctorado en catálisis
de la Universidad de
Ottawa, en Canadá.
Certificado en Dirección
de Proyectos, Gestión
de Riesgos en Proyectos
y Administración Ágil de
Proyectos. Evaluador
de proyectos del Fondo
de Innovación del
CONACyT. Profesor
de la cátedra virtual
de Administración
de Proyectos en
la Industria de los
Hidrocarburos de la
Universidad de Viña
del Mar, Chile. Ha
desarrollado proyectos
de implementación
de la oficina de
administración
de proyectos en
la Subdirección
de Distribución y
Comercialización de
Pemex Exploración
y Producción, y de
Dirección del Portafolio
de Proyectos en la
Subdirección de
Desarrollo de Campos
de la misma empresa.
DR. RAFAEL ALFREDO
DÍAZ REAL, PMP, PMI-
RMP, CSM
LA CRISIS PETROLERA
DE PDVSA
El sector petrolero de Venezuela, el país con las mayores reser-
vas del planeta, vive una crisis profunda provocada por la falta de
inversiones y la mala gestión, una situación sin visos de mejora a
corto plazo, indican los analistas consultados por la AFP.
Ante la afirmación del ministro venezolano del Petróleo, Nelson
Martínez, que este 25 de abril de 2017 dijo en la OPEP que el sec-
tor funciona con “normalidad”, los analistas dibujan un panorama
mucho más complejo y pesimista, donde Petróleos de Venezuela
(PDVSA), la compañía nacional, es el eslabón más débil.
“PDVSA está obligada a importar productos de Estados Unidos y pe-
tróleo a precios internacionales y no tendría por qué. Es una gestión
desastrosa”, resume Gonzalo Escribano, responsable del progra-
ma energía del Real Instituto Elcano.
Y ello consecuencia en primer lugar de una producción en declive
constante desde hace más de una década y que confirman las
últimas cifras de la OPEP.
En abril, la producción de crudo venezolano cayó en 0,46 millones
de barriles diarios (mbd), hasta los 2,194 mbd, lo que supone una
caída de cerca del 17% desde 2015.
“Es un caso típico de falta de inversión”, asegura Abhishek Desh-
pande, un analista especialista del petróleo de Natixis.
“El verdadero problema es que PDVSA se ha convertido en la vaca
lechera del gobierno, pero no ha habido inversiones, de manera que
no aumenta la productividad, y se ve obligada a importar petróleo
regularmente de Estados Unidos”, apunta por su parte Christopher
Dembik, responsable de investigación económica en Saxo Bank.
A la paradoja de un país riquísimo en recursos naturales, pero
con una economía en declive (lo que los economistas llaman “la
maldición de los recursos” y que sufren otros países del globo) se
une ahora una crisis política y social. Lamentablemente Venezuela
nunca supo (o quiso) transformar su economía, tal vez no crear
tecnología, pero si implantar una economía lo más diversificada
posible. Como dicen no poner todos los huevos (el más grande el
petróleo) en una canasta, pero incluso, no poder diversificar ese
mismo sector el energético. Transforman-
do el crudo en productos derivados de la
petroquímica.
En un contexto de escasez de bienes bá-
sicos y con la inflación más alta del mun-
do, que el FMI proyecta en 720% este año,
Venezuela vive desde hace casi dos meses
una ola de violencia por las protestas ca-
llejeras. El mayor problema es que ahora
incluso dicha inflación va ya por encima del
100% y puede subir aún más.
En casi cuatro meses de manifestaciones
contra el gobierno socialista de Nicolás Ma-
duro han muerto más de 91 personas.
“Las compañías que invierten en Venezuela
están perdiendo fe en recibir el fruto de sus
inversiones. Para frenar el declive de produc-
ción energética, hay que invertir, pero no ha-
brá inversiones mientras el país sigue en cri-
sis”, advierte Abhishek.
DESINVERSIÓN CHINA
Los analistas coinciden en que la gestión
de PDVSA está mermada por la corrupción
y, en los últimos meses, por una deuda
cada vez más preocupante.
“Hoy PDVSA tiene un nivel de endeuda-
miento demasiado grande y desde sep-
tiembre del año pasado tiene problemas
para devolver sus créditos”, apunta Chris-
topher Dembik, y advierte que “hay un nivel
de corrupción tan elevado que nadie sabe
cuál es la liquidez real”.
En paralelo, Rusia y China, que habían in-
vertido en el sector petrolero venezolano,
también están ahora revisando sus po-
siciones en un país donde el crudo es la
fuente de más del 90% de las divisas de
Venezuela.
Es el caso del gobierno de Pekín, que en
2009 acordó con el entonces presidente
Hugo Chávez invertir en el sector a cambio
de que Caracas le vendiera petróleo a bajo
precio.
“Pero desde hace un año y medio China deci-
dió de retirar progresivamente sus inversiones
de Venezuela”, indica Dembik, incluyendo la
repatriación de numerosos ingenieros que
trabajaban en el sector petrolero. Lo cual
entre otras cosas refleja una crisis de cre-
dibilidad sobre el actual gobierno.
Además, apunta el analista, teniendo en
cuenta la caída del precio del barril en los
últimos años China ya no necesita tanto
como antes el crudo venezolano.
Frente a esta situación, los observadores a
apuntan a una agravación de la situación,
al menos a corto plazo.
“¿Puede bajar todavía más la producción? Sí,
si Venezuela continua en crisis” apunta Abhi-
shek Deshpande.
A largo plazo, según Gonzalo Escribano, la
única solución pasa por un acuerdo políti-
co que permita “una reforma drástica del
sistema energético del país”.
“La única forma de que el país pueda salir
adelante es a través del sector petrolero,
pero no esperando que mejore el precio
a través de la OPEP, sino dedicándose a
que PDVSA funcione, que tenga fondos,
que haya inversiones, que el petróleo fluya,
que las refinerías funcionen”, sentencia. Y
desafortunadamente, eso, con el gobierno
actual y la crisis en la que está sumergido,
es altamente improbable.
Ref: Basado en el artículo “El petróleo en Venezuela, un sector en crisis profunda sin visos de mejora”, en el sitio http://www.el-nacional.com/noticias/petro-
leo/petroleo-venezuela-sector-crisis-profunda-sin-visos-mejora_184175

4140
DESDELAPERSPECTIVA
Politólogo por la
UNAM, colaborador en
investigación del Centro
de Estudios Políticos
de la misma institución.
Se desempeña en las
áreas de investigación
académica y consultoría
del sector energético. Es
estudiante simultaneo
de la Maestría en
Derecho Económico
de la Universidad
Panamericana, y del
Master en Estudios
Políticos del Programa de
Posgrado de la UNAM;
en este último desarrolla
una investigación sobre
el nuevo régimen del
sector hidrocarburos con
el respaldo del Conacyt,
En la IP se desempeña
como Editor en una
agencia de consultoría
y monitoreo de medios,
brindando apoyo
empresas del sector
energético e instituciones
gubernamentales.
Contacto.
Twitter @csr_rangel
y Mail: cesarrangel@
politicas.unam.mx
CÉSAR AUGUSTO
RANGEL GARCÍA
El proceso de licitación de la primera convocatoria de la Ronda 2
tuvo inicio el 20 de julio de 2016 con la publicación de la convoca-
toria por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
en el Diario Oficial de la Federación1
. En ésta se convocó a em-
presas de origen nacional o extranjero, así como a empresas pro-
ductivas del Estado, a participar en la licitación de contratos tipo
Producción Compartida correspondientes a aguas someras en el
Golfo de México.
Conforme a las bases, las etapas de la licitación fueron:
• Publicación de Convocatoria y Bases
• Acceso a la información del Cuarto de Datos
• Inscripción a la Licitación
• Aclaraciones
• Precalificación
• Presentación y apertura de Propuestas
• Adjudicación y Fallo de la Licitación, y
• Suscripción del Contrato
La licitación comprendió 15 áreas contractuales en tres provin-
cias petroleras: 4 en Tampico-Misantla, una en Veracruz y 10 en
Cuenca del Sureste.
Para participar en las distintas etapas de la licitación los interesa-
dos debieron cubrir la cantidad de $750 mil pesos por concepto
de evaluación de capacidades para el proceso licitatorio. Las em-
presas que no pudieron participar fueron: aquellas inhabilitadas
por la autoridad federal, aquellas sujetas a concurso mercantil,
con participación cruzada de accionistas / socios y aquellas que
hubieran obtenido información privilegiada relacionada a la licita-
ción.
Para acceder al Cuarto de Datos con la información detallada de las 15 áreas contrac-
tuales, los interesados debieron contar con una licencia de uso de la información expe-
dida por el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH). Previo a participar
de la presentación de propuestas económicas, las empresas interesadas pasaron una
etapa de Precalificación, en esta debieron acreditar experiencia, capacidades técnicas,
de ejecución, financieras y legales. Los requisitos para aprobar la precalificación fueron
evaluados por parte de la Comisión para cada uno de los interesados ya fuera de manera
individual o participando de consorcios.
LA PRIMERA LICITACIÓN
DE LA RONDA 2: REGLAS,
PROCESO Y RESULTADOS
1. Diario Oficial de la Federación. CNH. Primera convocatoria Ronda 2. DOF-20.07.2016 http://www.dof.gob.mx/
nota_detalle.php?codigo=5445289&fecha=20/07/2016
Elaboración: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2017/06/r2-l01-calendario.pdf

4342
CÉSAR RANGEL
DESDELAPERSPECTIVA
Para el caso de la acreditación de la proce-
dencia de recursos financieros las empre-
sas debieron manifestar toda la informa-
ción respecto de los accionistas, así como
de las compañías que ejercen el control o
que contaran con influencia significativa en
la misma. Toda la información recabada
por la CNH fue enviada para su verificación
a la Unidad de Inteligencia Financiera (IUF)
de la SHCP. Aquellas que participaron en
alguna de las licitaciones de la Ronda 1 o en
la licitación de asociación con Pemex (CNH-
A1-TRION/2016) tuvieron por acreditada la
procedencia de sus recursos, lo que redu-
cirá la duración de esta verificación, salvo
que manifiesten que alguna de las condi-
ciones de la empresa hubiera cambiado.
Es preciso recordar que los requisitos de
experiencia técnica y situación financiera,
han sido modificados en el resto de las li-
citaciones conforme las necesidades de
cada proyecto y en su caso, para facilitar
el acceso de empresas mexicanas jóvenes
con poca experiencia o, por el contrario, en
el caso de proyectos de mayor complejidad
como los de aguas profundas, para garan-
tizar que empresas con amplia trayectoria
y respaldo financiero participen de estas
licitaciones. Para el caso de esta primera
convocatoria de la R2, se solicitó:
Evaluación técnica.
a) Acreditar que hubieran participado
como operador en por lo menos tres pro-
yectos de exploración / extracción de hi-
drocarburos entre 2011 y 2015, así como
inversiones de capital que sumen por lo
menos mil millones de dólares.
b) Demostrar haber sido operador o socio
en proyectos de aguas someras o profun-
das: Operador en al menos un proyecto o
socio en cuando menos dos.
c) Contar con experiencia en seguridad in-
dustrial y protección ambiental durante los
últimos cinco años.
Estos criterios no podían ser acreditados
de manera conjunta por lo que debían ser
cumplidos por el designado como opera-
dor en el caso de los consorcios.
Evaluación financiera
A) Activos totales por cuando menos 10 mil
mdd.
B) Calificación crediticia de grado de inver-
sión según Fitch Ratings, Moody’s, o Stan-
dard and Poors.
C) Capital contable por cuando menos mil
mdd.
Finalmente, el lunes 19 de junio se llevó a
cabo el evento de presentación de ofertas
económicas y apertura de sobres. En ella
participaron 20 empresas de forma indivi-
dual más 16 consorcios. Los interesados
podían participar como licitantes individua-
les o como parte de uno o más licitantes
agrupados, con la limitante de no poder
participar en más de cuatro licitantes. Las
empresas podían presentar propuestas ya
fuera de manera individual o en su consor-
cio siempre que no presentara dos ofertas
para la misma área contractual.
El criterio de adjudicación fue: la mejor pro-
puesta económica como criterio inicial, en
caso de empate se procedería con oferta
de pago en efectivo y, si prevaleciera el em-
pate, se decidiría a través de insaculación.
Previamente la SHCP estableció los márge-
nes porcentuales mínimos y máximos de
oferta económica en favor del Estado para
cada área contractual, ello considerando al
naturaleza y características tanto técnicas
como económicas de cada área contrac-
tual, recordemos que en la Licitación1 de la
Ronda 1 (R1-L1) estos valores fueron ocul-
tos hasta el momento de presentación de
ofertas, para este caso se decidió exhibir
mínimos y máximos de adjudicación.
La oferta económica estuvo determinada
por: la participación del Estado en la utili-
dad operativa, más el criterio de factor de
inversión adicional al Programa Mínimo de
Trabajo (PMT), lo que deba como resultado
el Valor Ponderado de la Oferta (VPO). En
términos simples, la oferta en favor del Es-
tado más una propuesta de compromiso
de inversión adicional al PMT.
VPO= + +X XParticipación del Estado Factor de Inversión5.72
Participación del Estado
2.26
100( )

4544
CÉSAR RANGEL
DESDELAPERSPECTIVA
Esta licitación logró adjudicar 10 de los 15
campos (67%), lo que representó un com-
promiso de inversión por aproximadamen-
te 8,192 mdd. En términos de producción,
el pico de estos proyectos estaría suman-
do 170 mil barriles de crudo por día, am-
bos cálculos de acuerdo a estimaciones
de la Secretaría de Energía. El porcentaje
promedio de contaprestaciones en favor
del Estado oscilaría el 77 y 83% de acuerdo
a la SHCP, así como un pago por 30 mdd
del desempate por el área 9 en donde Cit-
la Energy y Capricorn superaron mediante
pago en efectivo la oferta de ENI.
Las empresas con mayor éxito en esta lici-
tación fueron la italiana ENI y la mexicana
Citla, con tres contratos cada una. También
destaca que otros operadores mayores
lograron adjudicarse contratos, como fue
el caso de Total, Repsol, Shell, Lukoil y Pe-
tronas. Los resultados de Pemex también
fueron positivos al adjudicarse 2 áreas
contractuales, para lo cual se asoció con la
alemana DEA Deutsche en el área contrac-
tual 2 y con la colombiana Ecopetrol para
el área 8, destacando que en esta última
lograron adjudicarse ofertando el mínimo
establecido por Hacienda (20.1%).
El registro de los segundos lugares es im-
portante puesto que en caso de que el lici-
tante ganador no concluya el procedimien-
to hasta la firma del contrato, el segundo
tomaría su lugar.
Finalmente, es importante destacar que el
rápido crecimiento de los proyectos adju-
dicados en las rondas de licitación repre-
senta un reto paralelo para las industrias
relacionadas a la prestación de servicios y
suministro de bienes industriales en fun-
ción de las metas obligatorias de Contenido
Nacional (CN) establecidos en los contratos
de cada una de las 4 licitaciones de la Ron-
da 1, más las que resulten de la Ronda 2.
El CN está determinado por el porcentaje
que representa el valor de bienes, servicios,
mano de obra, capacitación, transferencia
tecnológica e infraestructura de origen na-
cional y que es obligatorio en un 35% en
un lapso de 10 años. En otros términos, el
éxito de las metas de producción e inver-
sión está relacionado con el crecimiento
de industrias paralelas que cuenten con la
capacidad de abastecer de manera efecti-
va ese 35% de CN y que sean lo suficien-
temente competitivas para no incrementar
los costos de los operadores o perjudicar
la viabilidad económica de los proyectos.
De acuerdo a estimaciones con estadísticas
oficiales, el resultado de las cuatro licitacio-
nes de la Ronda Uno agregaría +17.5% al
nivel de producción actual, considerando la
tasa de declinación presente y adicionando
la expectativa de producción de las cuatro
fases de la R1. Esto es, en los próximos 10
años, con un ritmo de declinación de 3.8%
anual, el crecimiento ajustado derivado de
Trion dejaría un crecimiento neto del 5%
más el 12.5% esperado en la Ronda Uno (4
fases de licitación).
Estas estimaciones aún deben ajustarse
con los resultados de la Ronda Dos, lo que
dependerá del número de áreas contrac-
tuales adjudicadas en la segunda y tercera
licitación, mismas que se llevarán a cabo de
manera conjunta el próximo 12 de julio.

4746
El Congreso Mexicano del petróleo previo a la promulgación de la
reforma energética en el año 2013 fue el evento por excelencia donde
el sector Oil and Gas desarrolló y presentó sus innovaciones y tecnolo-
gías que año con año aplicó con PEMEX. Ahora después de la reforma
es el evento preponderante donde se dan cita los directores de mar-
keting y desarrollo de negocios así como eventualmente los nuevos
jugadores asisten para intercambiar conocimiento e interactuar con
el resto del sector que se da cita.
Somos varios y diferentes directores de marketing y rela-
ciones públicas que enriquecimos nuestros conocimientos
y estrategias en el CMP y año con año nos damos cita e in-
tegramos lo mejor de nuestro conocimiento para atender a
nuestro cliente, PEMEX, en el Marco del CMP.
LOS NUEVOS OBJETIVOS PARA EL SECTOR ENERGÍA
Con el cambio de la reforma energética donde existen nuevos jugado-
res nuestra visión sobre el motivo de la participación en el Congreso
Mexicano del petróleo así como en cualquier otro evento se trans-
formó en más que solo presentar nuestros negocios o las tecnología
aplicadas.
Los nuevos objetivos van ligados al retorno de inversión y van son
desde buscar aliados para la participación en conjunto ampliando
experiencia, tener acceso a licitaciones privadas o públicas, has-
ta encontrar mejores proveedores en la cadena de valor, gracias
acciones de posicionamiento de marca, relacionamiento clave y
comunicación corporativa con amplias acciones de relaciones pú-
blicas que se generan desde los departamento de marketing, rrpp
y nuevos negocios en conjunto.
ESTRATEGIAS DE MARKETING EN EL CMP 2017
Este 2017 en la participación desde el área de exposición, se vie-
ron acciones muy específicas donde destacaron 3 marcas en la
DESDELAPERSPECTIVA
ejecución de sus estrategias, acciones de marketing y comunicación, lo cual
las hizo diferenciarse de los demás, logrando comentarios positivos entre los
miembros de Oil and Gas Alliance, es por ello que me di a la tarea de generar
un pequeño cuestionario entre el comité que asistió al congreso y a continua-
ción presento las 3 más potentes estrategias de marketing aplicadas en el
CMP 2017 y las marcas responsables de estas:
RICARDO ORTEGA
LÓPEZ
LAS 3 MÁS POTENTES
ESTRATEGIAS DE MARKETING
APLICADAS EN EL CMP 2017
Es ingeniero en
mercadotecnia industrial,
actualmente es
director de marketing
y relaciones públicas
para Dm Ingenieros, ha
laborado desde hace
13 años en el sector
energía, actualmente se
desarrolla activamente
con la agrupación Oil and
Gas Alliance y comparte
actividades en el sector
marketing y publicidad
con marcas de prestigio.
NUVOIL
Una estrategia sustentable.
El estilo empresarial de la firma nuvoil está definido por los componen-
tes de su modelo de gestión, los cuales han sido desarrollados en base
a metodologías internacionales sólidas y adecuadas a la visión de creci-
miento sustentable de la organización.
Durante el CMP, nuvoil comunicó su rol como grupo operador mexicano en el
Nuevo Modelo Energético en México; sus acciones en materia de sustentabilidad
enfocadas al medio ambiente, colaboradores y comunidad; y la innovación en tec-
nología patentable para generar conocimientos a través de la vinculación con la
academia, como se notó en éste caso con la Universidad Veracruzana, aportando
valor al crecimiento del país.

4948
DESDELAPERSPECTIVA
Acción e idea creativa.
Como parte de la estrategia de construcción de cultura y ciudadanía, impulsaron durante
el foro a artistas reconocidos en México y en el mundo montando una exhibición de sus
obras de arte.
Este 2017, no fue la excepción y decidieron conmemorar su 20 aniversario con la colabo-
ración de su aliado, la asociaciónn mexicana de artistas Arbor Ars AC, quienes diseñaron
dos obras de arte de gran formato que fueron exhibidas.
Cabe destacar que entre los artistas impulsados en ésta ocasión está la participación
de estudiantes de la Universidad Veracruzana, quiénes la audiencia logro admirar por la
excelencia de su trabajo.
Con sus diferentes líneas de negocios, Diavaz presentó una gran capacidad de relaciona-
miento, donde sus diferentes directivos ofrecieron un interesante programa de atención
“en sitio”.
Una de las grandes innovaciones presentadas en el CMP, lo realizó DIAVAZ con la presen-
tación de unos mini uniformes que representan su compromiso con la calidad y personal
en campo.
Acciones BTL enfocadas a compartir el espacio destinado para generar negocios además de
espacio para interactuar, intercambiar conocimiento y conocer las innovaciones de las com-
pañías.
Un programa de relacionamiento ejecutado con tiempo y con capacidad de convo-
catoria donde se vieron involucrados todos los niveles y asistentes de la compañía.
DIAVAZ
Relacionamiento clave.
Con una de las mejores comunicaciones corporativas desplegadas en el CMP se presen-
taron extendiendo su marca con diferentes acciones donde lo más notable fue uno de
los stands más concurridos en el evento.
SIEMENS
Sentir la tecnología.
El Sector energía sabe que la tecnología mejora las condiciones operativas y económicas
de las diferentes actividades, es parte de la estrategia de SIEMENS hacerlo más fácil y
real para cualquier empresa, es por ellos que los factores que hoy admiramos de la

50
estrategia aplicada en el CMP es la de poner a la mano de los asistentes lo
más nuevo de la tecnología permitiendo a sus clientes potenciales sentir
la innovación para el sector a través de presentaciones, aplicaciones inte-
ractivas y sistemas de realidad virtual.
Algo clave para poder sentir la innovación es adaptar el lenguaje técnico para
hacerlo más sencillo, de manera que cualquiera perfil que asistiera pudiera
comprender las diferentes áreas en las que la compañía se desarrolla y cómo la
digitalizción las une transversalmente.
“Pudimos comprender claramente como sus tecnologías se aplican y se
integran”
El factor más determinante el cual premiamos es el compromiso que tanto téc-
nicos como directivos de la organización demuestran con esta exhibición y lle-
vando un mismo mensaje que no sólo muestra un portafolio robusto, sino tam-
bién cómo la industria de petróleo y gas puede transformarse y progresar con
modelos de negocios co-creados expertos digitales
Fue muy interesante conocer el resto de las estrategias y acciones pero además com-
prender como el nuevo modelo de negocio ha transformado a la industria.
No me cabe duda que el CMP2017 fue un evento en medio del cambio más tras-
cendente del sector energía y lo que es evidente es que otros marcas realizaron es-
fuerzos para obtener el mayor retorno de inversión, esperamos que el siguiente CMP
este caracterizado por aumentar esta lista de más potentes estrategias de marketing
aplicadas y como cada mes les recuerdo nos vemos ahí en el campo de batalla,
donde suceden los negocios.

5352
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina,
las cuales me permito compartir con ustedes esperando que las
encuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se
trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.
Hoy el tema es Sierra Oil & Gas, una empresa que va cómo la
espuma, el problema es que poco se sabe quién o quiénes son los
dueños, munchos dicen que es de un cuñado del Expresidente
CARLOS SALINAS DE GORTARI y en consecuencia del Director
General de PEMEX, JOSE ANTONIO GONZÁLEZ ANAYA.
El tema del mercado ilícito sigue creciendo, mucho se habla de
grandes distribuidores que le están entrando al “huachicol”, por
demás que la autoridad federal esté haciendo la chamba, mucho
se dice de empresas como una con sede en Querétaro, que está
haciendo muy buen negocio, vamos a estar muy al pendiente.
El ENCUENTRO INTERNACIONAL DE ENERGÍA MÉXICO 2017,
sigue contando con entidades que se suman a este esfuerzo, esto
es el caso de la CNH, CRE, CONUEE, COMENER, el SAT, y la SHCP
en el Campo Marte de la CDMX, es sin lugar a duda el evento del
año, lo mejor del sector de la energía en México y algunas partes
del mundo en un solo lugar, evento por invitación, hoy le damos
la bienvenida a nuestro patrocinador NRGI BROKER, empresa
líder en fianzas y seguros este pendiente amable lector.
La SENER asegura que el estado mexicano recibirá cerca del
90% de participación en las utilidades del proyecto adjudicado
a la empresa ENI Internacional. Este porcentaje incluye la regalía
básica el 83.75% ofrecido por la empresa como participación al
estado en la utilidad operativa, el impuesto por las actividades de
exploración y extracción de hidrocarburos y e impuesto sobre la
renta.
En el caso del proyecto adjudicado al consorcio Sierra Oil & Gas,
Talos Energy y Premier Oil, el estado mexicano recibirá alrededor
del 83% de participación en las utilidades del proyecto.
LACANTINADELCHARRO

5554
la licitación 2 de la CNH
que falta tiempo para su consolidación
que a las Pymes les urge
Cualquier comentario o historia
que me quieran compartir, estoy
a su órdenes el siguiente correo
electrónico. Por ahora es tiempo
de cerrar nuestra cantina y por
ahí les seguiré comentando lo que
en los pasillos se platica. ¡Abur!
LO bueno
SECCIÓN DEL RECUERDO
LO MALO
LO PEOR
@CantinaCharrito
LA CANTINA DEL CHARRO
LACANTINADELCHARRO
¿DE QUÉ SE HABLABA EN JUNIO DEL 2014?
El Presidente de la Republica, ENRIQUE PEÑA NIETO nombro a GUSTAVO HERNÁNDEZ
GARCÍA, nuevo Director General de Pemex Exploración y Producción, viendo su currículo
el Ing. Hernández García no es ningún improvisado, ya con 34 años de experiencia que
va desde sus inicios en el IMP, hasta el desarrollo de sus actividades en diferentes áreas de
la Exploración y Producción, ha sido galardonado con el Premio Nacional de Ingeniería
Petrolera 2011, el Premio Miguel Ángel Zenteno de la Asociación de Ingenieros Petroleros de
México 2010 y el Premio Instituto Mexicano del Petróleo 2012.
EMILIO LOZOYA AUSTIN, informó que PEMEX encontró cuatro nuevos campos en el Litoral
de Tabasco, mismos que podrían alcanzar 200,000 barriles diarios más de crudo, esto
representa el mayor éxito exploratorio de la empresa en los últimos cinco años, y que la
producción empezará dentro de 16 meses aproximadamente, esperando una estabilización
de la producción veinte meses después, ya veremos…
Que le parece amable lector si vendemos activos de PEMEX al fondo americano KKR por
1,200 Millones de dólares, que a un precio de cambio de 19.00 pesos por dólar nos da la
suma nada despreciable de 22,800 millones de pesos, y posteriormente se los rentamos
por 15 años y al final los volvemos a comprar, estos activos incluyen ductos, un sistema de
cables submarinos, dos plataformas y una planta de transformación de gas, mucho se dice
que esta operación fue pactada por EMILIO LOZOYA AUSTIN, lo cual exige de la autoridad
fiscalizadora una observación con lupa.

5756
ACTUALIDAD
ACTUALIDAD ESCUCHA LAS NOTICIAS ACTUALES
BP abrió su segunda estación de servicio
en el Estado de México y la cuarta en
el país, ubicada en el municipio de
Tlalnepantla de Baz, al norte de la Zona
Metropolitana del Valle de México, la
cual se suma a su plan para el desarrollo
de una red de gasolinerías en el país.
Este es el primer contrato de
abanderamiento de marca y suministro
que realiza BP en México y será operada
bajo un socio comercial.
Con paso firme y constante BP continúa
su plan de expansión en el que prevé
crear una red de 1,500 gasolinerías en
los próximos cinco años. Hasta la fecha,
la compañía confirmó que ya ha firmado
más de 100 contratos en nueve estados
del país.
Senado pide informe sobre impacto
ambiental del “fracking”
BP abre una gasolinera en el estado de México
Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos (ASEA) , para que en un plazo no mayor a 15 días naturales, informe
sobre el impacto ambiental por explotación de hidrocarburos con la técnica de
fracturación hidráulica conocida como “fracking”.
El dictamen con punto de acuerdo precisa que es fundamental tener conocimiento
oficial de la ubicación y número de pozos que se han perforado a partir de la aprobación
de las leyes energéticas del período 2013-2014.
Asimismo, se busca tener conocimiento de la situación ambiental del entorno donde
se vienen produciendo estas prácticas, que se han calificado, “de envenenamiento” de
mantos acuíferos y de las tierras, y por ende, afecta las poblaciones vecinas donde se
implementa, ya que “se desfavorece radicalmente el medio ambiente y se producen
sismos en el área”.

5958
ACTUALIDAD
Petróleos Mexicanos (Pemex) apuesta de manera decidida por los farmouts o
asociaciones que le permitan complementar sus capacidades operativas y compartir
riesgos financieros, tecnológicos y geológicos, a fin de estabilizar su producción e
incrementarla gradualmente.
Estas asociaciones aumentarán la disponibilidad de recursos para acelerar la
recuperación financiera de la empresa y están alineadas al Plan de Negocios 2017-
2021, el cual se enfoca en la rentabilidad de la empresa.
Actualmente están en proceso de licitación cuatro farmouts tanto en mar como en
tierra. Los procesos de asociación respectivos fueron autorizados por el Consejo de
Administración de Pemex para desarrollar los bloques Nobilis-Maximino en aguas
profundas; Ayin-Batsil en aguas someras, así como los campos terrestres maduros
de Ogarrio y de Cárdenas-Mora.
Con el propósito de buscar nuevos aliados y promover la participación de potenciales
socios en las licitaciones de sus farmouts, Pemex realizó hoy en la ciudad de Houston
el Día del Farmout. Se contó con una amplia asistencia de representantes de 116
compañías, incluyendo empresas petroleras y de servicios, instituciones financieras,
centros de investigación, cámaras de comercio y consultorías.
Pemex realizó en Houston el Día del Farmout
Infraestructura Energética Nova (IEnova), ganó el concurso convocado por la
Administración Portuaria Integral de Veracruz para que ésta ceda parcialmente
sus derechos concesionados durante 20 años respecto de un área para construir y
operar una terminal marina de recibo, almacenamiento y entrega de hidrocarburos,
principalmente gasolina, diésel y turbosina.
La terminal se construirá en el nuevo Puerto de Veracruz que tiene una ubicación
estratégica para el suministro de la región central de México y cuenta con la
infraestructura terrestre y marina necesaria, lo que permitirá disminuir los tiempos
de desarrollo y construcción.
Con una inversión aproximada de 155 millones de dólares, el proyecto generará
cerca de 500 empleos directos y 2 mil empleos indirectos durante la etapa de
construcción.
La petrolera colombiana
Ecopetrol anuncio que
en el desarrollo del plan
de mantenimiento y
confiabilidad de la refinería
de Barrancabermeja se
generarán oportunidades
de trabajo para 2 mil 400
empleados.
Lo anterior significa que en
lo que va del año, la refinería
mantendrá una contratación
promedio diaria cercana a las
850 personas.
Refinería de Barrancabermeja generará 2 mil 400
empleos en segundo semestre de 2017
IEnova construirá y operará terminal marina
de recibo, almacenamiento y entrega de
hidrocarburos

6160
ACTUALIDAD
Pemex y el STPRM firman Contrato
Colectivo de Trabajo 2017-2019
Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la
República Mexicana (STPRM) suscribieron el Contrato Colectivo de Trabajo
que regirá las relaciones laborales de la empresa en el periodo 2017-2019. El
acuerdo fue firmado por el director general de Pemex, José Antonio González
Anaya, y el secretario general del STPRM, Carlos Romero Deschamps.
El acuerdo se firmó 20 días antes de la fecha límite, lo cual es histórico. Las
negociaciones estuvieron enfocadas en lograr un equilibrio entre el pleno
respeto a los derechos laborales de los trabajadores y la implementación de
acciones que permitan alcanzar los objetivos de rentabilidad y modernización
planteados en el Plan de Negocios 2017-2021.
Pemex y el Sindicato acordaron un aumento de 3.12% al salario ordinario. La
Comisión Mixta para la Revisión Contractual se instaló el pasado 12 de junio,
estableciéndose como fecha límite para llegar a un acuerdo el 31 del presente
mes.
La Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) resolvió
suspender el contrato que firmó
con la petrolera canadiense
Renaissance Oil por la
adjudicación del área 19 de la
Ronda 1.3, esto debido a que el
área está contaminada.
Vale la pena recordar que el
área era operada por Petróleos
Mexicanos (Pemex) y el gobierno
mexicano decidió licitar el área
durante la tercera licitación de la
ronda uno.
De acuerdo a Renaissance Oil, la
contaminación dejada por Pemex
le impide continuar con su plan de
evaluación, por lo que solicitó a la
CNH se le reconociera una fuerza
mayor.
Suspenden CNH contrato campo
de la Ronda 1.3
La petrolera italiana Eni, anunció que perforó con éxito el pozo Amoca-3, en
aguas someras del Golfo de México frente a las costas de Campeche, donde
asegura encontró una importante acumulación de petróleo.
Eni, aseguró que se podrían estar extrayendo entre 30 mil a 50 mil barriles diarios
de petróleo crudo.
Amoca-3 se encuentra en el área 1, a 200 kilómetros al oeste de Ciudad del
Carmen, en la bahía de Campeche, a 25 metros de profundidad y distante,
respectivamente, 1.5 y 3 kilómetros de los pozos Amoca-1 y Amoca-2.
Durante la prueba de producción fueron abiertos 45 metros de la formación
Cinco Presidentes y el pozo erogó hasta 6,000 mil barriles al día de 25 grados API
(American Petroleum Institute).
Eni descubre petróleo en pozo Amoca-3

6362
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detectó en visitas de verificación
que Pemex Exploración y Producción (PEP) ha perforado por lo menos 10 pozos
terrestres sin la autorización correspondiente, por lo que se inició un proceso
administrativo por infringir los lineamientos de perforación.
Durante la 30ª sesión ordinaria del órgano de gobierno de la comisión, se dio
a conocer que PEP no pudo acreditar los permisos de perforación de 10 pozos,
de los cuales ocho pertenecen a la asignación PItepec, uno en el campo Agua
Fría y uno en el campo Corralito.
Mientras que cuatro pozos en Pitepec no cuentan con el pago de derechos y
aprovechamiento correspondientes.
Talos Energy, en carácter de operador
y en consorcio con Sierra Oil and Gas
y Premier Oil anunciaron que el pozo
exploratorio Zama-1 encontró petróleo
en aguas someras del Golfo de México.
El pozo Zama-1 es el primer pozo
exploratorio en aguas someras en
ser perforado por el sector privado,
después de la aprobación de la reforma
energética. El pozo, bajo un tirante de
agua de 166 metros y está ubicado
a 60 kilómetros de la costa de Dos
Bocas en el Bloque 7, ha alcanzado
una profundidad inicial vertical de
aproximadamente 3 mil 383 metros.
El pozo se empezó a perforar el 21 de
mayo de 2017 utilizando la plataforma
de perforación Ensco 8503. Talos
está colocando un revestimiento para
proteger los yacimientos descubiertos
antes de continuar la búsqueda de
objetivos exploratorios más profundos,
hasta una profundidad vertical
aproximada de 4 mil 267 metros.
Talos Energy realiza histórico descubrimiento
en México
Perfora Pemex pozos sin autorización de la CNH
ACTUALIDAD
Tras la aprobación de la reforma energética y cinco rondas de licitaciones en los
últimos tres años, aún no hay un crecimiento en la actividad petrolera producto
de estas actividades, por lo que se espera que la demanda de servicios petroleros
llegue con la recuperación de los precios, aseguró el vicepresidente de Halliburton,
Hermes Aguirre.
Durante su participación en el Oil & Gas Forum, Aguirre dijo que tras la reforma
energética se está creando una nueva industria de los hidrocarburos en México, por
lo que llevará unos cuatro años para que vea un crecimiento en las actividades de
exploración.
Halliburton cree que la demanda de recursos de información crecerá en los
próximos años conforme la actividad petrolera en México se comience a reactivar
con un eventual incremento en los precios del petróleo.
El Presidente de los Estados
Unidos Donald Trump anunció
la construcción de un oleoducto
para transportar petróleo crudo
hacia México, el cual iniciará en
Texas e ira al centro de México.
Durante su participación en una
conferencia del Departamento de
Energía, Trump señalo que esta
obra de infraestructura impulsará
las exportaciones de energía
norteamericana.
El ducto iniciará en la localidad
de Peñitas en Texas y tendrá la
capacidad de transportar 108
mil barriles de petróleo crudo a
nuestro país.
Anuncia Trump oleoducto hacia México
Crecimiento en actividad de exploración en
cuatros años: Halliburton

6766
REPORTAJE
Por: Takao Koga, Kobelco
Compressors America, Inc.
Figura 1. Rango aplicable de tres tipos
de compresores de gas
Takao Koga, de Kobelco Compressors
America, Inc. describe cómo los compre-
sores de gas de tornillo sin aceite pueden
ser utilizados para servicios de gas sucios
o difíciles en una planta de refinería de pe-
tró-leo y otras industrias.
Hay tres tipos principales de compresores
de gas de proceso: centrífugo (API-617), re-
ciprocante (API-618) y tornillo (API-619).
Entre los tres anteriores tipos de compre-
sores de gas de proceso, los compreso-
res de tornillo de inyección de aceite han
estado desarrollando varias aplicaciones
nuevas, reemplazando asi, los compreso-
res reciprocantes (especialmente en altas
presiónes (hasta 1500 psig) y servicios de
hidrógeno en refinerías). Por otra parte, la
demanda de los compresores de tornillo
sin aceite ha crecido debido a las recientes
exigencias ambientales.
Generalmente, los compresores de tornillo
son de desplazamiento positivo, pero tam-
bién son rotativos de forma que este com-
presor se clasifica como un hibrido entre
un compresor centrífugo y uno reciprocan-
te (Figura 1). Como resultado, las siguien-
tes son ventajas de usar compresores de
gas de tornillo:
Figura 2. Esquema típico de corte del
compresor de tornillo sin aceite
SERVICIOS DEL COMPRESOR
DE TORNILLO
KOBELCO

6968
KOBELCO
REPORTAJE
• Alta fiabilidad y largos intervalos de
mantenimiento. El intervalo de manteni-
miento suele estar entre cuatro y cinco
años. Un compresor de repuesto no suele
instalarse incluso para servicios críticos.
• Baja vibración y pulsación: El compre-
sor de tornillo utiliza un mecanismo de
desplazamiento positivo, que es rotati-
vo. Proporciona una compresión de gas
continua y linear hasta la descarga de
manera que la pulsación producida por
el compresor es insignificante. No hay
problemas de pulsación con un compre-
sor de tornillo rotativo, por tanto equipos
para mitigar pulsaciónes no son requeri-
DESCRIPCIÓN GENERAL
La figura 2 muestra un dibujo en corte del
compresor de gas de tornillo; Hay dos ro-
tores dentro de la carcasa del compresor
de tornillo. Se hace referencia a un rotor
como macho, y el otro rotor como hembra.
El rotor macho y el rotor hembra mantie-
nen un pequeño espacio libre de mane-
ra que no haya contacto entre ellos y se
pueda mantener su sincronización. Para
mantener la sincronización entre ellos un
conjunto de engranajes de distribución se
suministran para accionar otro rotor.
Para aislar el lóbulo del rotor sin aceite,
se proporciona un sello junto al lóbulo del
rotor. Existen varias opciones para los di-
seños de sellado, por ejemplo sello de gas
seco (sello de gas seco tamponado con gas
o Sellado por sí mismo), junta mecánica,
sello de película de aceite de cojinete, sello
de anillo de carbón, etc. Adicionalmente,
hay cojinetes de deslizamiento fuera de la
zona de sellado que se usan típicamente
de tipo manguito. Los cojinetes de empuje
están situados en la parte de afuera del co-
jinete de deslizamiento y son de tipo almo-
hadilla inclinada, que son comunes en este
tipo de servicio.
Las principales características de los com-
presores de gas de tornillo sin aceite son
los siguientes:
• Cualquier gas puede ser comprimido. El
gas de proceso está completamente libre
de aceite; No hay contaminación en lo ab-
soluto, así que cualquier gas puede ser ma-
nejado con el compresor de tornillo libre
de aceite. Gracias a la compresión de des-
plazamiento positivo, incluso el gas polimé-
rico o el gas sucio, que contiene impurezas,
se puede manejar fácilmente sin ninguna
dos. Esto permite proporcionar un dise-
ño simple en la cimentación.
• Facilidad de operación por diseño de eje
rígido. La velocidad de operación siempre
está por debajo de la velocidad crítica de
manera que no hay problemas ni vibra-
ciones inestables.
• Condiciones de funcionamiento flexi-
bles. Debido a que los compresores de
gas de tornillo son de desplazamiento
positivo, son flexibles para diversos cam-
bios en el proceso como los cambios en
la relación de presión y cambios en la
composición del gas.
preocupación. Esta es una de las mayores
ventajas en comparación con los compre-
sores de gas de tornillo de inyección de
aceite y otros tipos de compresores.
• La disposición de las boquillas de gas son
de manera flexible para cumplir con los re-
querimientos y direcciones de las tuberías.
Cuando el gas de proceso tiene condensa-
ción o líquido, generalmente se selecciona
una disposición de tuberia “superior e in-
ferior”, porque tal condensación o líquido
puede drenarse suavemente de la porción
de descarga para evitar cualquier erosión y
/ o corrosión excesivas.
• La velocidad del rotor es típicamente alta,
pero nunca excede ninguna velocidad críti-
ca, por lo que no hay problemas o proble-
mas críticos de velocidad. Por otro lado, la
velocidad del rotor puede ser mayor que
un compresor de tornillo inyectado con
aceite, por lo que los compresores de tor-
nillo sin aceite pueden manejar volúmenes
de gas mucho mayores que los compre-
sores de tornillo inyectados con aceite. La
capacidad máxima actual de un compresor
de tornillo sin aceite es de hasta 110 000
m3/h.
• La temperatura de descarga suele ser alta
debido al calor de compresión. Para evitar
una deformación excesiva del calor, hay un
sistema de refrigeración en la cubierta de
la carcasa y los orificios en el interior del
eje del rotor. Algunas aplicaciones utilizan
agua o un disolvente para enfriar el gas di-
rectamente por inyección en la cámara del
rotor desde la parte de succión.
• Debido a su mayor alcance del rotor por
área de sellado, holgura del rotor y limita-
ción de la temperatura de descarga, hay un
límite a la relación de presión (hasta apro
Figura 3. Compresor de gas de tornillo sin aceite para el proceso de monómero de estireno.

7170
KOBELCO
REPORTAJE
Figura 4. Compresor de gas
de tornillo sin aceite para
servicio de gas de refinería
Figura 5. Compresor
de gas de tornillo sin
aceite para servicio de
recuperación de vapor en
plataforma costa afuera.
ximadamente 5:1 - relación 6:1 por etapa,
sujeto al gas), pero incluso 10:1 se puede
hacer con inyección de líquido en cualquier
etapa.
La ventaja principal de un compresor de
gas de tornillo sin aceite es que ‘cualquier
gas puede ser comprimido’. Debido a que
el gas de proceso se comprime en condi-
ciones completamente libres de aceite, no
hay preocupación de contaminación por
gas durante la compresión. Por lo tanto,
los compresores de gas de tornillo sin acei-
te se han utilizado para “servicios de gas
sucios o difíciles”, tales como gas de esca-
pe de refinería, gas de combustión, gas de
ventilación, recuperación de vapor en tie-
rra y costa afuera, gas de horno de coque,
gas de proceso petroquímico, etc.
Por ejemplo, si alquitrán o brea está en el
gas, un compresor de gas de tornillo sin
aceite puede manejarlo. Las impurezas
se acumulan en la superficie del rotor y el
compresor puede funcionar continuamen-
te sin problemas. También dicha composi-
ción de gas es inestable e inesperada, pero
los compresores de gas de tornillo sin acei-
te son adecuados para tales situaciones
debido a las características anteriores.
Recientemente, y debido a que los reque-
rimientos ambientales se han ido haciendo
más estrictos en todo el mundo, no se per-
mite ninguna combustión o gas de vapor
de las refinerías de petróleo, la industria
offshore y otras industrias. También se uti-
liza gas desperdiciado para otros propósi-
tos tales como la recuperación de hidróge-
no y la utilización como combustible, etc.
En tales casos, se requieren compresores
de gas altamente fiables bajo tales condi-
ciones operacionales severas. Un compre-
sor de gas de tornillo libre de aceite es el
más adecuado para tales servicios de recu-
peración de gas de escape, en las plantas
de refinería de petróleo, en la costa y otras
industrias.
En algunas aplicaciones se requiere que el
gas sucio o difícil se comprima con un gran
volumen y una alta relación de compresión.
En tales casos, un compresor centrífugo no
es adecuado debido al contenido de gas y
la alta relación de compresión (que requie-
ren múltiples etapas) y un compresor re-
ciprocante no es adecuado debido al gran
volumen y a la alta relación de compresión.
Como opción única y más económica para
este caso, puede utilizarse la combinación
“seca y húmeda”. Consta de dos etapas.
La primera etapa utiliza el compresor de
gas de tornillo libre de aceite y la segun-
da etapa del compresor de gas de tornillo
inyectado de aceite (porque un compresor
de gas de tornillo sin aceite es adecuado
para gas sucio o difícil y un volumen de gas
grande, mientras que un compresor de gas
de tornillo inyectado de aceite es adecua-
do para alta relación de compresión). Por
lo tanto, utilizando las ventajas de ambos
tipos de compresores de gas de tornillo,
esta opción adecuada puede ser usada
(Figura 6).
Como se indica por la tendencia del merca-
do, el gas sucio o difícil necesita ser recupe-
rado y utilizado para otros propósitos pero
la presión de gas es normalmente bastante
baja, casi igual que la presión atmosférica.
Por lo tanto, necesita ser comprimido. Para
este propósito, un compresor de gas de
tornillo libre de aceite es muy beneficioso y
adecuado para su funcionamiento confia-
ble a largo plazo.

72
KOBELCO
Figura 6. ‘Combinación húmeda y seca’ para Ladle Gas Service en la acería.
EJEMPLOS DE APLICACIONES TÍPICAS:
GAS DE REFINERÍA DE PETRÓLEO:
• Offgas.
• Gas de ventilación
• Gas de bengala
• Recuperación de vapor.
• Coker proceso de gas húmedo
GAS DE PROCESO PETROQUÍMICO:
• Monómero de estireno gas.
• LAB H2 reciclado.
• Gas butadieno.
• CO2 en la planta de carbonato de sodio HDPE
COSTA AFUERA:
• Unidad de recuperación de vapor.
• LP y gas MP.

7574
CNHYSENER,SATISFECHOSCON
RESULTADOSDELA
Ronda2.1

7776
REPORTAJE
En un marco de transparencia, el día de
ayer fuimos testigos de la adjudicación de
10 nuevas áreas contractuales, esta vez en
Aguas Someras del Golfo de México, dentro
de las provincias petroleras Tampico-
Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste.
El Acto de Presentación y Apertura de
Propuestas correspondiente a la Ronda
2 culminó con un 67% de efectividad al
quedar cinco bloques sin oferta económica,
pese a ello, la Comisión Nacional de
Hidrocarburos y la Secretaría de Energía
se dijeron altamente satisfechos con el
resultado y más aún cuando los precios
del mercado del crudo todavía no son los
óptimos.
Este interés internacional por apostar en
aguas mexicanas representa un indicador
de competitividad; implica la generación
de 82,000 empleos a lo largo de la vida
de los contratos; significa la inversión de
8,192 millones de dólares y la esperanza
de incrementar la producción nacional en
170 mil barriles diarios de petróleo crudo
equivalente.
De acuerdo con Miguel Messmacher,
subsecretario de Ingresos de la Secretaría
de Hacienda, estos 10 contratos también
traerán consigo un porcentaje promedio de
utilidad por la producción compartida de
57.3%, cifra que sumada a otros elementos
fiscales alcanzará el 77.4% o 83.9% si se
agrega un aumento en el precio del crudo.
Por su parte, el Doctor Aldo Flores Quiroga,
Subsecretaria de Hidrocarburos subrayó
lo atractivo que ha resultado el modelo
mexicano de licitaciones por grandes
petroleras e igualmente destacó las
lecciones y aprendizaje de la pasada ronda
1.
PARTICIPACIÓNDEPEMEXENSOLITARIO
Y EN CONSORCIO
De acuerdo con Pedro Joaquin Coldwell,
la incursión de Pemex en estas prácticas
internacionales es motivo de aliento pues
la ahora Empresa Productiva del Estado
hace uso de la herramienta que le da la
Reforma Energética para modernizarse.
“Pemex ha licitado ya con la participación
de la CNH y ha ganado sus tres primeros
bloques en competencias licitatorias,
ya no por asignación del Estado, como
tradicionalmente había sido (…) no se trata
de que haya una industria privada por acá
y un Pemex por allá, la idea es que forme
parte de este sistema”, dijo.
POZOS EXPLORATORIOS
Al comprometerse nueve pozos
exploratorios, Juan Carlos Zepeda,
Comisionado Presidente de la CNH habló
en conferencia de prensa sobre los
recursos prospectivos estimados cuyo
rangovadesde66a426millonesdebarriles
de petróleo crudo equivalente; sobre
los tiempos, el Maestro indicó que será
marcado por la evolución de los proyectos
teniendo en cuenta que la primera fase de
exploración dura cuatro años y son dos
más de desarrollo.
A su vez, explicó que gran parte del interés
mostrado en esta Ronda 2.1 se debió a la
prospectividad en los campos de aceite
ligero y la difícil viabilidad en los de gas
como consecuencia de sus precios tan
bajos en Norteamérica.
RESULTADOS RONDA 2.1
Galería

8382
REPORTAJE
PODRÍA ATRAER INVERSIONES
TOTALES POR 31,500 MILLONES
DE DÓLARES: SENER
LA RONDA 2.4
A días de haberse efectuado las Rondas 2.2 y 2.3, la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH) y las Secretarías de Hacienda
y Energía, presentaron oficialmente la Cuarta Convocatoria de la
Ronda Dos, misma que está prevista realizarse el 31 de enero de
2018.
En esta sesión con medios de comunicación, el Licenciado Pedro
Joaquín Coldwell detalló que este nuevo proceso licitatorio
comprenderá 30 áreas contractuales, localizadas en tres cuencas
petroleras: Cinturón Plegado Perdido, Cordilleras Mexicanas y
Cuenca Salina; asimismo, explicó que en esta ocasión la plataforma
de Yucatán también se agregará.
El titular de la Sener habló también de que en caso de colocarse
al menos el 25% de las áreas, podrían atraerse inversiones totales
por 31,500 millones de dólares.

8584
E n conjunto, los bloques de la R 2.4 suman
una superficie total de 70 mil 866 km2; 21
tienen una superficie individual de 2,000
km2; 8 son de 3,000 km2 y uno de 4,000
km2; los recursos potenciales incluyen la
gama completa de hidrocarburos, es decir,
desde aceite hasta gas seco.
MODELO DE CONTRATO
Aldo Flores Quiroga, Subsecretario de
Hidrocarburos de la Sener señaló que
las áreas contractuales
interactúan con las áreas
adjudicadas de la Ronda
1.1, 1.2, 1.4, 2.1 además
de las asignaciones de
Petróleos Mexicanos y
farm-outs.
Paralelamente, explicó que
el modelo de contrato para
esta convocatoria será de Licencia, el cual
permite mayor eficiencia operativa, con
una vigencia de 35 años, con posibilidad
de dos prórrogas: de 10 y 5 años durante
la producción comercial.
Detalló también los plazos previstos,
mismos que en la etapa de Exploración
y Evaluación tendrá el 3% de Contenido
Nacional; en Desarrollo será del 4% y en
Producción comercial se estima el 10%.
BASES
El Comisionado Presidente de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, Maestro
Juan Carlos Zepeda Molina indicó que las
empresas interesadas deberán primero
precalificarse como Operador o No
Operador al tiempo de demostrar que
cuentan con las capacidades Técnicas y
Financieras.
Igualmente aclaró que los licitantes
precalificados de la Licitación 4 de la Ronda
1 podrán precalificar de forma automática
en caso de acreditar el pago de Licencias
de Información a través
del CNIH, se inscriban al
proceso de licitación y
por último, presenten un
escrito de acuerdo a las
Bases de Licitación en
el que declaren que los
documentos con los que
cumplió los requisitos
de precalificación en la
Licitación 4 continúan en sus mismos
términos y acreditan los requisitos de la
licitación.
APERTURA DE PROPUESTAS
El licitante ganador será el que presente la
mayor Propuesta Económica con relación
al Valor Ponderado de la Propuesta que se
compone del Valor de la Regalía Adicional
y el Factor de Inversión Adicional para el
Área Contractual. Por otra parte, se deberá
presentar una Garantía de Seriedad por un
monto de $3,000,000.00 (tres millones de
Dólares)
LA RONDA 2.4
REPORTAJE
LOS RECURSOS
PROSPECTIVOS DE
4,228 MILLONES DE
BARRILES EQUIVALEN
A CASI LA MITAD DE
LAS RESERVAS
PROBADAS DE MÉXICO
LAS ÁREAS CONTRACTUALES DE LA RONDA 2.4 TIENEN COBERTURA
TOTAL DE SÍSMICA DE DOS Y TRES DIMENSIONES (2D Y 3D)

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