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PROFESOR:Dr. Nicolás Torres Martínez

Universidad Politécnica del Golfo de México

ALUMNO:

ANTONIO GARCIA HUERTA

TEMA: La baja del petróleo.

“Ciencia y Tecnología que Transforman”

3er Cuatrimestre Grupo «B»

ASIGNATURA:Metodología de la Investigación

Carrera: Ingeniería Petrolera

Paraíso Tabasco a 08 de Junio del 2015.

  

 

 

 

 

 

 

  

 

 

 

 

 

 

  

 

 

 

 

 

 

  

 

 

 

 

 

 

En México, la industria petrolera enfrenta, como principales retos, mantener y aumentar la producción de crudo, alcanzar la restitución total de reservas probadas a partir de 2012 e incrementar aún más la actividad exploratoria para dar sustento a la actividad productiva de Pemex en el largo plazo. Estos retos fueron plasmados como objetivos centrales en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 y se han ratificado en la Estrategia Nacional de Energía aprobada por el H. Congreso de la Unión, en la que se presentan metas concretas para alcanzar la sustentabilidad de la producción de petróleo crudo en nuestro país.

El objetivo de la presente Administración, en materia energética, es llevar a cabo acciones para consolidar un sector seguro, eficiente y sustentable, construyendo bases sólidas sobre las cuales cimentar el desarrollo económico de nuestro país, en beneficio de los mexicanos de hoy y de las generaciones futuras.

Gracias a las inversiones realizadas durante estos últimos 4 años, se han obtenido importantes descubrimientos de recursos prospectivos. Sin embargo, para generar los avances requeridos, se requieren nuevas inversiones para la adopción y desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y extracción, que serán primordiales para elevar la producción y, de esta forma asegurar, un abasto suficiente y oportuno de los insumos necesarios para la elaboración de combustibles.

Las inversiones oportunas, planteadas en proyectos estratégicos, no sólo son fundamentales para el incremento de la producción de crudo, sino también para alcanzar una mayor eficiencia en los procesos sustantivos de producción, así como una operación ambientalmente sustentable. De esta forma, se busca garantizar la óptima extracción y utilización del petróleo crudo, una mayor obtención de ingresos, producto del comercio internacional, la ampliación de la industria nacional de petrolíferos y, en general, el progreso del sector energético a favor del crecimiento económico nacional.

La Secretaría de Energía presenta la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025, como una herramienta que contiene, de manera confiable y condensada, la información más relevante sobre la industria petrolera, como el panorama internacional y la evolución histórica de la industria nacional, además de proporcionar por primera vez datos prospectivos para un período de 15 años.

El consumo mundial de energía primaria continúa en aumento, el petróleo crudo forma parte esencial de este portafolio energético global, ocupando el primer lugar de la demanda total. La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025 presenta la visión de la industria petrolera nacional de frente a la reciente

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estabilización en la declinación de la producción y la mejora en la tasa de restitución de reservas en nuestro país durante los últimos años. Los avances en exploración y desarrollo de reservas mediante proyectos de inversión se vieron agravados por la contracción de la economía, que restringió el financiamiento a nivel mundial y mantiene en incertidumbre el desarrollo de infraestructura de exploración de yacimientos y producción de crudo en algunos países. Esta Prospectiva parte del panorama mundial para después mostrar la evolución histórica nacional y finalmente expone el escenario esperado de producción de petróleo crudo en México.

Panorama mundial En 2009 el mercado de petróleo crudo se encontró de frente a una recesión económica mundial y a una alta volatilidad que, a lo largo del año, disminuyó gradualmente. El precio spot por barril de petróleo comenzó el año alrededor de los 40 dólares por barril (USD/b), y al cierre promedió 60 USD/b, indicando una recuperación gradual de la demanda que abrió la posibilidad de la reactivación de algunos proyectos de inversión de las compañías petroleras.

La participación del petróleo crudo como energía primaria en 2009 se mantuvo como primer lugar con 34.8% del total mundial; esto significó un ligero incremento después de registrar 34.7% en 2008. La compensación de la demanda energética primaria mundial provino del incremento en otras fuentes de energía como el carbón y el gas natural, mientras que las fuentes renovables se veían limitadas por las restricciones de financiamiento.

A lo largo de 2009, la demanda global de petróleo crudo alcanzó 84,077 miles de barriles diarios (mbd). Esto representa una disminución de 1.7% respecto 2008 que derivó de la recesión económica mundial. Esta reducción fue resultado del decremento en el consumo de los países miembros de la OCDE, equivalente a 2,026.2 mbd, lo que representa una reducción 32.6% mayor que la registrada el año anterior. A diferencia de 2008, se registró una contracción de la demanda en prácticamente todas las economías, ya que en 2009 sólo algunos países tales como China, India, Arabia Saudita, Corea del Sur y Brasil, incrementaron su demanda. El resto de las economías emergentes y países en desarrollo disminuyeron su consumo de petróleo crudo.

El volumen mundial de reservas probadas de petróleo crudo al cierre de 2009, se ubicó en 1,333.1 miles de millones de barriles (mmmb), lo que representó un aumento marginal de 0.1% respecto del año anterior. Del total mundial de reservas de crudo, el 77.2% se encuentra ubicado en los países pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Los tres países con mayor cantidad de reservas son Arabia Saudita, Venezuela e Irán, que cuentan

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con una participación mundial de 19.8%, 12.9% y 10.3%, respectivamente. Tan sólo en la región Medio Oriente se localizan el 56.6% de las reservas probadas del mundo. Nueve países que incrementaron sus reservas probadas el último año, Brasil, Dinamarca, Arabia Saudita, República del Congo, Australia, China, India e Indonesia, en total adicionaron 1.7 mmmb. El país de mayor reducción de reservas probadas fue Noruega, que redujo 0.4 mmmb. A nivel global la relación reserva probada producción se ubicó en 45.7 años, nuevamente la reducción de la producción fue la causa del incremento de 3.7 años respecto de lo registrado en 2008.

La oferta mundial de petróleo crudo en 2009 presentó un decremento de 2.6% respecto de 2008, que la ubicó en 79,949 mbd. Esta disminución tuvo su origen principalmente en los recortes de producción de los países de la OPEP, ya que no todos los países productores redujeron su oferta de crudo. Las regiones que lograron aumentar su producción fueron Norteamérica con el incremento de EUA (7.0%), Centro y Sudamérica con los aumentos de Perú, Colombia y Brasil (21.0%,12.2% y7.1% respectivamente), así como Europa-Eurasia que aumentó su producción regional gracias a los incrementos de Azerbaiyán, Kazajistán, la Federación Rusa y Turkmenistán (13.5%, 8.5%, 1.5% y 0.3% respectivamente). Norteamérica fue la región que reportó el mayor ascenso con 219 mbd resultado de sus actividades productivas en el Golfo de México.

Por el contrario, las regiones que redujeron su producción fueron Medio Oriente, África y Asia Pacífico. El hecho de que la mayoría de los países miembros de la OPEP se encuentren en Medio Oriente incidió sobre la producción de la región como resultado de los acuerdos de recorte de producción de dicha organización. Por otra parte, la baja demanda de los países de la OCDE como Japón, Nueva Zelanda, Reino Unido, Ucrania, Turquía, Suecia, España, Eslovaquia, la Federación Rusa, Rumania, Portugal, Lituania, Irlanda, Italia, entre otros impactaron sobre los países productores fuera de la OPEP en África y Asia-Pacífico. La participación de la OPEP de la producción mundial fue de 41.2% que muestra la importancia de esta organización en el mercado petrolero.

Por segundo año consecutivo el comercio internacional de crudo registró una baja, con una disminución de 3.1% se ubicó en 52,930 mbd, respondiendo a la reducción de demanda mundial, en especial de los grandes consumidores. El uso de aditivos y combustibles sustitutos para la producción del crudo, los cambios en los inventarios y las diferencias generadas por el uso de las medidas y factores de conversión, hacen que los datos de oferta y demanda muestren ligeras diferencias.

Panorama nacional Entre los retos que enfrenta la industria petrolera nacional, se encuentra la administración adecuada de la declinación de sus yacimientos productores, que

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han presentado una tendencia pronunciada a la disminución de su producción. La intensificación de la actividad exploratoria a su vez tiene como finalidad incrementar el volumen de reservas en todas sus clasificaciones.

Al momento de la publicación de este documento los valores de reservas mostrados son consistentes con los comentarios de las empresas auditoras de las mismas, sin embargo se encuentran en revisión por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Posteriormente con esta información la Secretaría de Energía dará a conocer las reservas de hidrocarburos del país con la posibilidad de presentar diferencias respecto a las cifras de reservas probables y posibles mostradas aquí, en particular en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec.

El volumen de reservas totales en México, al 1° de enero de 2010 se ubicó en 43,074.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuáles el aceite representa 70.8%, compuesto a su vez de 52.5% de aceite pesado, 35.3% ligero y 12.3% superligero.

Las incorporaciones por descubrimientos de Pemex Exploración y Producción de 2009 alcanzaron 1,745.8 mmbpce, que representan el mayor volumen de reservas 3P adicionado por exploración desde la adopción de los lineamientos internacionales, logrando obtener una mejora de 17.7% respecto al año anterior.

En cuanto a las reservas probadas se ubicaron en 13,992.1 mmbpce con una composición de 74.5% de aceite, 16.4% de gas seco equivalente, 7.3% de líquidos de planta y 1.8% de condensados. La reserva probada de aceite está integrada por 62.2% de aceite pesado, 29.0% de crudo ligero y 8.8% de petróleo superligero.

La producción nacional promedio de petróleo crudo se ubicó en 2,602 mbd, que presentó una reducción de 6.8%, como consecuencia de la declinación de la producción en el complejo Cantarell. De la disponibilidad total de crudo del país en 2009, el 52.3% equivalente a 1,362 mbd representa la demanda interna. Este concepto registró un decremento de 1.1% respecto 2008. El Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó 92.8% de la demanda interna, que mostró un incremento de 48.2 mbd respecto de 2008, derivado de la disminución de disponibilidad de crudo, variaciones su la calidad y problemas de logística. El crudo destinado a la petroquímica declinó en 25.7%, y en los últimos 10 años la tendencia ha ido a la baja.

La reforma aprobada en materia de hidrocarburos, busca incrementar aún más los montos de inversión que permitan aumentar la producción, así como asegurar que el país cuente con este recurso en futuras generaciones. Con esto Pemex

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tendrá un mejor control de sus recursos y una mayor libertad para actuar con oportunidad ante los retos energéticos futuros del país.

Escenario prospectivo La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025 presenta un escenario de la producción de petróleo, en el que por primera vez se considera un alcance de 15 años y en el que se aprovechan las ventajas que otorgó la Reforma de 2008, principalmente en el aumento de la capacidad de ejecución de Pemex.

En este nuevo escenario de planeación 2010-2025 se actualizaron, tanto las premisas para la evaluación de la cartera de proyectos de Pemex Exploración y producción (PEP), como la estructura de costos de la industria. Además, consideró el comportamiento más actual de la fase de declinación del yacimiento de Cantarell, mismo que influye directamente en la producción a corto plazo, y la nueva estrategia de desarrollo para el proyecto Aceite terciario del Golfo (ATG), en ambos casos la expectativa es menor, comparada con la última prospectiva publicada.

El portafolio de proyectos de PEP 2010 da origen al escenario de planeación de la Prospectiva y se compone de un total de 80 proyectos, que en términos de la inversión promedio anual requiere un monto de 312.6 mil millones de pesos en el periodo 2010-2025. En este escenario se obtiene un nivel de producción de aceite de 3,010 miles de barriles diarios (mbd) en promedio para el periodo 2010-2025 y de 3,315 mbd al final del periodo. Además, los proyectos de exploración permitirán incorporar reservas 3P de hidrocarburos por 1,877 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en promedio anual durante el periodo, reconociendo el riesgo geológico y la incertidumbre asociada a cada localización, manteniendo la exploración en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas.

En cuanto a los pozos totales a perforar, la actividad estimada será intensa en todo el periodo, ya que para desarrollar los proyectos de exploración y explotación se requerirá de una perforación sin precedentes en la historia del país, tan sólo entre 2010 y 2025 se estima un acumulado de 24,190 pozos.

Por el lado de la distribución del crudo, se estiman mayores cantidades de crudo a proceso en territorio nacional, dadas las expansiones por la reconfiguración de la refinería en Minatitlán, y el inicio de operación de nueva capacidad de refinación esperada para 2015 en Tula. Cabe señalar que en el escenario México se mantiene como exportador neto y no se contemplan importaciones de crudo pesado, dado que la calidad de las mezclas a proceso del SNR está garantizada todo el periodo de análisis, y los saldos remanentes para exportación se comercializarán en el mercado internacional.

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Es importante destacar que el escenario prospectivo presentado en el documento es congruente con la Estrategia Nacional de Energía entregada por el Presidente Lic. Felipe Calderón Hinojosa al Congreso de la Unión en febrero de 2010 y que fue ratificada el 14 de abril del mismo año.

1.1 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria La participación del petróleo en el consumo mundial de energía primaria se ha mantenido a la baja con una tasa de reducción promedio de 1.1% a lo largo del período 1999-2009. Aunque el consumo mundial de crudo registró un incremento de 10.2% en la última década. Sin embargo, en 2009 se presentó una disminución histórica de la demanda, que acentúa la tendencia declinante surgida en 2008 a raíz de la recesión económica. El consumo de energía primaria mundial registró un crecimiento anual promedio de 2.1% para el período 19992009. En el caso del petróleo, esta tasa alcanzó 1.0% que en contrasta con la registrada por el carbón de 4.4%, esta sustitución de energéticos se complementa con el uso de gas natural y la hidroelectricidad que registraron tasas de 2.4% y 2.2% respectivamente, mientras que la energía nuclear registró la tasa de crecimiento más baja con 0.7%. En cuanto a la participación de los diferentes tipos de energía primaria al consumo mundial en 2009, en primer lugar se ubica al petróleo con 34.8%, seguido del carbón con 29.4% que ha mostrado una tendencia creciente a lo largo del período, posteriormente el gas natural aportó 23.8% y por último la hidroelectricidad y la energía nuclear que participaron con 6.6% y 5.5%, respectivamente (véase gráfica 1).

Gráfica 1

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Petróleo Gas Natural Carbón Nuclear Hidroelectricidad

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010. En 2009, el consumo mundial de energía primaria fue de 11,164.3 millones de toneladas de petróleo equivalente (Mtpce), esto representó una reducción de 1.3% respecto de 2008. En Norteamérica, la mayor contracción de la demanda se ubicó en EUA que dejó de consumir 5.2% mientras que Canadá y México disminuyeron su consumo 4.8% y 2.0% respectivamente. Centro y Sudamérica también registraron una reducción de 1.1%, el mayor decremento en la región lo registró Brasil con 0.6% equivalente a 2.1 Mtpce. Por su parte en Europa y Eurasia prácticamente todos los países registraron disminuciones con excepción de Islandia, Uzbequistán y Suiza que no mostraron cambio en su consumo y Turkmenistán que reportó un incremento marginal de 3.3%. Cabe destacar que las más grandes reducciones en esas regiones aparecen en tres países, encabezando los decrementos la Federación Rusa con 6.7%, seguido de Alemania y Ucrania con 6.6% y 15.1%, respectivamente. Así,

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20092008200720062005200420032002200120001999

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0

 valente)millones de toneladas de petróleo crudo equi( 2009-Consumo mundial de energía primaria, 1999

Europa y Eurasia representan la mayor declinación del consumo a nivel mundial con 6.3% respecto de 2008. África presentó una reducción de 1.4% donde Sudáfrica registró una demanda 3.3% menor que el año pasado y sólo Argelia y Egipto incrementaron sus consumos 5.6% y 3.2%, respectivamente.

La región de Medio Oriente registró un aumento de 3.7% en su consumo en el último año, destacando Irán con 4.9% y Arabia Saudita con 4.3%, por el contrario los Emiratos Árabes Unidos registraron una reducción de 2.0%. De todas las regiones del mundo, Asia Pacífico es la que registró el mayor incremento en el consumo de energía primaria, donde gran parte se origina en China y la India con un aumentos de 8.4% y 6.3% respectivamente. Esto como resultado del dinamismo de sus economías. Japón en contraste, reportó una disminución importante de su demanda de energía primaria de 8.8% respecto de 2008. Las economías emergentes siguen creciendo, mostrando un menor impacto de la crisis económica mundial mientras que los países desarrollados se han visto afectados en mayor medida reflejándose en su consumo energético1. 1.2 Consumo mundial de petróleo crudo, 1999-2009 Históricamente el consumo mundial de petróleo crudo ha crecido de manera gradual, con variaciones importantes en la década de los 70 e inicios de los años 80, a partir de 1983 y hasta 2007 su comportamiento fue casi lineal. A partir de 2008, se presentó una reducción en el consumo, como resultado de una aguda crisis financiera. Para 2009 el consumo mundial siguió disminuyendo hasta alcanzar 84,077.0 miles de barriles diarios (mbd), lo que significa que se dejaron de consumir 1,162.3 mbd equivalente a 1.7% respecto del año anterior, ubicándose en un nivel menor al registrado en 2006 (véase gráfica 2).

Gráfica 2 Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, 1999-2009 (miles de barriles diarios)

1 Fuente: World Economic Outlook, abril 2010. Fondo Monetario Internacional. 

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Fuente: BP Statistical review of world energy, junio 2010. China registró una demanda de crudo de 8,625.2 mbd a lo largo de 2009, lo que representó un incremento de 6.7% con relación a 20082. En cuanto a la India, su consumo se incrementó 3.6% en el último año totalizando 3,182.8 mbd. Por su parte los países integrantes de la OCDE continuaron disminuyendo su consumo de manera significativa (4.8%), alcanzando 45,327.2 mbd que equivalen a 53.4% del total mundial en 2009. La reducción de demanda en la OCDE fue de 2,026.2 mbd, equivalente a dos veces el incremento de los países con economías emergentes (PEE) (1,013.7 mbd). Así, los PEE alcanzaron 34,784.9 mbd, es decir, 41.9% de la demanda global. Al cierre de 2009, el país de mayor demanda de crudo fue EUA, que resintió la crisis financiera con una reducción de 4.2% en su consumo para totalizar 18,686.2 mbd (véase cuadro 1). Cuadro 1: Principales consumidores de crudo, 2008-2009 (miles de barriles diarios)

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Nota: La diferencia entre el consumo y la producción mundial se debe a cambios en los inventarios, el consumo de aditivos no petroleros y combustibles sustitutos y a las disparidades inevitables en la definición, medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de crudo.

Fuente: BP statistical review of world energy, Junio 2010.

Las tecnologías de extracción de crudo no convencional toman importancia conforme se mantienen altos los precios del petróleo convencional, por lo que, bajo las condiciones actuales del mercado presentan grandes retos para su desarrollo y explotación. En 2009, las reservas totales de crudo no convencional provenientes de las arenas bituminosas de Canadá alcanzaron 169.8 mmmb3, de las cuáles 135.6 mmmb son disponibles en sitio y 34.2 mmmb en mina.

Cuadro 6 Prospectiva de oferta de petróleo de fuentes no convencionales, 2008-2030

(miles de barriles diarios)

Región 2008 2010 2015 2020 2025 2030EUA y Canadá 1.3 1.4 2.1 3.1 3.8 4.6Europa del Este 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2OCDE Pacífico 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1OCDE 1.6 1.6 2.4 3.4 4.1 4.9Latinoamérica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1Medio Oriente y África

0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Asia 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1China 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.7

Consumo nacional de petróleo, 2010-2025 Históricamente la distribución del petróleo crudo producido por PEP tiene dos destinos de consumo, el que va dirigido a proceso dentro del país y otro hacia mercados externos. En el primer caso, el crudo se envía a proceso principalmente en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) y hasta octubre de 2009 otra parte se destinaba a la despuntadora del Complejo Petroquímico La Cangrejera. Dicha disposición es la misma en el escenario de planeación 2010, por lo que este apartado muestra el pronóstico de distribución del crudo considerando el posible fortalecimiento de la capacidad instalada de refinación y la nueva estrategia del complejo La Cangrejera de Pemex Petroquímica. Sistema Nacional de Refinación (SNR)

3 Canadá Oil Sands Industry-Production & Supply Outlook, Julio 2010. Strategy West, Inc. 

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Pemex Refinación (PR) busca satisfacer la demanda nacional de petrolíferos en forma rentable y con calidad, para ello está dirigiendo sus acciones estratégicas hacia la optimización del SNR con una visión de largo plazo, a fin de evaluar la rentabilidad de las inversiones en proyectos importantes, que contribuyan a la reducción de la importación de gasolinas y destilados intermedios. Direccionarse hacia una mayor oferta de productos petrolíferos en estas condiciones implica el desarrollo de infraestructura para el procesamiento de crudo, y por ende una mayor demanda del mismo. El escenario de planeación 2010 de PEP considera los proyectos de expansión de PR, con el fin de ajustar una estimación de la suficiencia y la venta interorganismos de aceite en el periodo de análisis. La capacidad nominal de destilación primaria del SNR muestra el nivel de crudo que se puede procesar. En este sentido, PR ha mantenido una capacidad nominal de procesamiento de crudo de 1,540 mbd considerando las seis refinerías durante los últimos años.

Gráfica 51 Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, 2010-2025 (miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación. Se estima que en el transcurso de 2011 habrán concluido los trabajos de reconfiguración de la refinería de Minatitlán, con lo que la capacidad instalada de procesamiento se incrementará en 150 mbd, aunque el volumen de crudo procesado en el SNR superará los 1,300 mbd a partir del siguiente año. Así, la capacidad de procesamiento permanecerá en un nivel de 1,690 mbd hasta 2014, año en que se estima que el crudo procesado llegará a los 1,404 mbd.

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Crudo a refineríasCapacidad de procesamiento

2025202420232022202120202019201820172016201520142013201220112010

1,6521,6511,6521,6511,6501,6511,6491,6461,6461,650

1,4171,4041,3601,3601,2481,255

1,9401,940

1,6901,6901,540

El proceso de reconfiguración del SNR se orienta a maximizar la producción de destilados ligeros e intermedios, reduciendo la oferta de residuales a partir de crudos pesados; al reconfigurar el SNR se podrán obtener mayores márgenes de refinación. Por ello, se busca procesar mayores cantidades de crudo pesado a través de procesos de conversión profunda con una configuración de coquización, dándole un valor agregado principalmente a los crudos pesados que van a proceso, ya que su precio suele ser penalizado por los refinadores en el exterior dado su menor contenido de ligeros. Entre 2010 y 2014, los proyectos de PR se enfocarán a mejorar la calidad de los combustibles y procesar más crudo pesado, por lo que el aumento del crudo total requerido será de 148.2 mbd entre esos años, principalmente porque se incrementarán los requerimientos de crudo a proceso en Cadereyta, Madero y Minatitlán. Para 2015, PR planea la instalación de una nueva refinería con aprovechamiento de residuales en Tula, con una capacidad de procesamiento de 250 mbd, con lo que la capacidad instalada en el SNR al término de 2015 será de 1,940 mbd. Esto permitirá procesar un volumen de 1,650 mbd a partir de 2016. Es importante destacar que con esta capacidad instalada, la cantidad de crudo pesado entre 2015 y 2016 se incrementará 36.3% en el total a procesar por el SNR.

Gráfica 52 Crudo nominado al SNR para procesamiento y por tipo, 2010-2025 (miles de barriles diarios)

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Crudo a refineríasLigeros* Crudo pesado a proceso

2025202420232022202120202019201820172016201520142013201220112010

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

0

1,6521,6511,6521,6511,6501,6511,6491,6461,6461,650

1,4171,4041,3601,360

1,2481,255

*Incluye 0.4 mbd de crudo superligero únicamente en 2010, el resto del escenario corresponde a crudo ligero. Fuente: Pemex Exploración y Producción. Normas aplicables a la industria del petróleo

A.3.A Normas de Referencia Clave

Título

Fecha de la publicación de la declaratoria de vigencia

Fecha de vigencia

NRF-001-PEMEX-2000

TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS.

09/06/2000 08/08/2000

NRF-002-PEMEX-2001

TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS NO AMARGOS.

28/12/2001

25/02/2002

NRF-003-PEMEX-2000

DISEÑO Y EVALUACIÓN DE PLATAFORMAS MARINAS FIJAS EN LA SONDA DE CAMPECHE.

19/10/2000

18/12/2000

NRF-031-PEMEX-2003

SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADORES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

25/04/2003

24/06/2003

NRF-039-PEMEX-2002

DISPAROS EN POZOS PETROLEROS 22/10/2002 22/12/2002

NRF-040-PEMEX-2005

MANEJO DE RESIDUOS EN PLATAFORMAS MARINAS DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS.

18/01/2006 18/03/2006

NRF-041-PEMEX-2003

CARGA, AMARRE, TRANSPORTE E INSTALACIÓN DE PLATAFORMAS COSTA AFUERA

18/03/2003

17/05/2003

NRF-050-PEMEX-2001

BOMBAS CENTRÍFUGAS 01/03/2002 29/04/2002

NRF-069-PEMEX-PETROLEROS

17/07/2006 14/09/2006

14

2006

NRF-070-PEMEX-2004

SISTEMAS DE PROTECCIÓN A TIERRA PARA INSTALACIONES PETROLERAS

18/11/2004 16/01/2005

NRF-104-PEMEX-2005

SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES PARA INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

20/07/2005 17/09/2005

NRF-106-PEMEX-2005

CONSTRUCCIÓN, INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS

20/07/2005 17/09/2005

Fuente: Pemex. PRECIOS ANUALES DEL PETROLEO.

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