«Petroleos Mexicanos plans to develop most of the 120 oilfields the government granted the state-owned company, returning «only a very low percentage,» according to the company’s chief executive officer.
The production regions were given to Pemex, as the company is known, when Mexico’s oil industry opened to private competition in 2014. Pemex had three years to invest in the fields or return them to the regulator to be auctioned in future bidding rounds.
As the three-year deadline nears, Pemex is likely to maintain the majority of these fields, Jose Antonio Gonzalez Anaya, the company’s CEO, said in a Bloomberg Television interview from Houston.
«We are trying to make progress to make sure we meet the regulator’s requirements, especially the ones where we know there is oil and where there is production,» he said. «I think we will develop the fields that have been assigned to us.»
Appointed as Pemex’s CEO last year, Gonzalez Anaya’s impact on the company’s ailing financial standing has been immediate. After four years of losses, Pemex yesterday reported first-quarter earnings of 87.9 billion pesos ($4.6 billion).
«The last time we posted a profit the price of oil was $100 per barrel. To post a profitable result when the price of oil is around $40 is important,» Gonzalez Anaya said. «This is no small achievement.»
Production Growth
Pemex, which has seen oil output fall every year since 2004, hopes production will stabilize this year and possibly increase as soon as 2018, he said. In addition to joint ventures planned in onshore, shallow and deep waters fields, Pemex is also looking to «cluster small allocations and small fields so that we can migrate them together,» he said.
The company is counting on a recently implemented oil price hedge — independent of the Mexican government’s hedging program — to give Pemex «some degree of certainty to our investment and to our planning,» Gonzalez Anaya said. Pemex, which hadn’t hedged independently from the government in 11 years, will likely use the tool again next year, he said.
Pemex will also seek additional hydrogen unit joint ventures at its refineries, similar to the partnership signed with Air Liquide SA in February at the Tula refinery, he said.
“This model will be replicated for other refineries, and I think things will run much better,” Gonzalez Anaya said of the additional partnerships planned for refineries.»
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/06/shutterstock_1601526051-e1465842068653.jpg267400adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-05-08 21:30:282017-05-08 21:32:02Pemex Likely to Return Very Small Amount of Fields to State: CEO
“Petróleos Mexicanos (Pemex) buscará socios mediante dos procesos de farmout este año en campos maduros de Tabasco, luego de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobara este viernes los términos de las licitaciones en los campos de extracción en tierra Cárdenas-Mora y Ogarrio, de crudo ligero, donde la estatal petrolera no será operador y tendrá una participación de 50% en cada proyecto.
Los ganadores de los contratos de licencia, que tendrán vigencia de 25 años prorrogables por dos periodos de cinco años cada uno, serán anunciados el 4 de octubre.
La convocatoria de estos dos nuevos procesos de farmout será publicada hoy martes, en el Diario Oficial de la Federación y posteriormente el regulador publicará las bases de licitación, modelos de contratos y acuerdos de operación conjunta entre los potenciales socios. El primero de los bloques en concurso se compone de dos campos maduros: Cárdenas y Mora, que se ubican a 62 kilómetros de Villahermosa, Tabasco. Su desarrollo comenzó en 1982 y en la actualidad tienen una producción conjunta de 6,250 barriles de petróleo por día y 20.7 millones de pies cúbicos diarios de gas.
El primer campo, Cárdenas, comprende un área estimada de 104 kilómetros cuadrados, mientras que Mora tiene una superficie de 64 kilómetros cuadrados. En conjunto cuentan con reservas totales 3P del orden de 94 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del 2016, con calidad de crudo ligero de 39 grados API.
El campo Ogarrio se ubica en el municipio de Huimanguillo, Tabasco, a 65 kilómetros de Coatzacoalcos, Veracruz. Su desarrollo comenzó en 1964 y hasta la fecha Pemex ha reportado la perforación de 530 pozos tanto exploratorios como productivos en su interior. Cubre un área estimada de 153 kilómetros cuadrados y reservas 3P de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, principalmente de crudo ligero de 37 grados API.
Ogarrio produce 6,560 barriles diarios de petróleo y 25.08 millones de pies cúbicos por día de gas, de acuerdo a datos de la CNH a febrero. De acuerdo con expertos de la CNH, estos bloques presentan condiciones idóneas para la implementación de técnicas de recuperación mejorada, por lo cual el socio de la estatal podría tener el perfil de especialización en estas actividades.
Reconocen costos a Pemex en Ayín-Batsil
La apertura de propuestas y designación de ganadores de estos campos terrestres se llevará a cabo junto con el farmout del área contractual en aguas someras Ayín-Batsil, que tendrá un contrato de producción compartida para el cual la CNH aprobó para Pemex una recuperación de costos ya sobre la utilidad compartida cuando los campos comiencen a producir, que ascenderá a 249 millones 909,457 pesos, ya que a diferencia de los contratos de licencia, no bastará el monto de acarreo previsto en el acuerdo de operación conjunta.”
«Shipments of crude to the U.S. from Mexico fell to a new low last week, extending a trend that go back to when the Energy Information Administration began compiling preliminary weekly import data in June 2010.
Imports totaled 290,000 barrels a day in the week ended April 14, a 43 percent weekly drop that may have been triggered by weather-related closings at Mexico’s key export ports this month. But the shipments have been sinking for years. The 52-week average through April 14 was 561,000 barrels a day, down from about 630,000 a year earlier.
“The latest import levels are continuing a long trend,” Court Smith, director of research with shipbrokers MJLF & Associates, said by instant message from Stamford, Connecticut. “This is because of a combination of recent rise in refinery rates and historically declining production in Mexico.”
Production in Mexico has declined for 12 years in a row and this year will be less than 2 million barrels a day, the lowest level since 1980, according to Petroleos Mexicanos, the state producer, hurting sales of the benchmark Maya heavy crude.
«Pemex’s six refineries are also using more of the crude, lessening the need for exports. They processed 930,400 barrels a day in February, the most since June of last year, according to Mexico’s Energy Information Agency. The company expects to raise rates further to boost gasoline supply in the near term.
Refiners on the U.S. Gulf Coast, which are the primary users of Mexican crude, have been turning north for supplies, said Andy Lipow, president of Lipow Oil Associates, a Houston-based consulting company. Canadian imports averaged 3.16 million barrels a day over the 52 weeks through April 14, up from about 3.02 million a year earlier.
“Canadian crudes are making more headway into the U.S judging from the full pipes coming down from Canada,” Lipow said by phone Friday. “We do expect to see more heavy crude from Canada when projects like Suncor Energy Inc.’s Fort Hills mine come online toward end of the year.”
Mexico has increasingly turned to Europe and Asia to make up for the U.S. demand shortfall. While overall Mexican crude exports fell in the first half of April, sales to Spain have increased since February, according to estimates from vessel-tracking and U.S. bills of lading data compiled by Bloomberg oil-market specialist Bert Gilbert. Exports to India, South Korea, Japan and China also grew in February, Mexico customs data compiled by Bloomberg show.
“While U.S. Gulf refineries were in maintenance, heavy crude oil producers have had to send their shipments to other regions, such as Asia, where heavy crude has recently strengthened thanks to the OPEC cut,” said Ixchel Castro, an analyst at Wood Mackenzie in Mexico City. “Greater shipments of Maya to Asia allows Pemex to achieve better margins for its exports.”
Mexico crude imports may pick up as gasoline demand rises for summer and refinery maintenance ends, Castro said in an emailed response to questions.
“This is the season where we would normally expect more heavy crude imports for U.S. Gulf Coast coking plants,” she said.
Pemex didn’t respond to requests for comment.»
21 de abril de 2017 16:05 GMT-5 updated 22 de abril de 2017 6:00 GMT-5
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/08/shutterstock_3019641-e1470078110327.jpg267400adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-04-24 14:00:512017-04-24 21:41:47Mexico Seeks New Home for Its Oil as Gulf Coast Turns to Canada
Reporting by Adriana Barrera, Additional reporting by Alexandra Editing by Dave Graham and and Peter Cooney
«Mexican state-run oil company Pemex plans a second deepwater «farm-out» joint venture in the Maximino and Nobilis areas in the Gulf of Mexico where super light crude has been found near the U.S. border, two people familiar with the matter said.
Speaking this week, the people said Pemex [PEMX.UL] would likely seek approval in June from the National Hydrocarbons Commission, or CNH, the industry regulator, to launch a tender for partners with the aim of announcing a winner in December.
«Maximino-Nobilis may be assigned in December and we hope the CNH will announce it in June,» said one of the sources. The people spoke on condition of anonymity because the plans are not yet public.
A Pemex spokesman said the firm was looking for a partner to develop Maximino and Nobilis, and that the proposal would be submitted for approval by the board in the next few days. The CNH would then need to decide on the time frame, he added.
The farm-outs are a central pillar of the government’s efforts to lure investment to Mexico since Congress opened up the country’s long-closed oil and gas industry to private investment in a legislative drive between 2013 and 2014.
Under the farm-outs, Pemex cannot choose which company would help it develop each project. The ultimate decision lies with the CNH following a round of competitive bids.
The process allows Pemex to share the risks and rewards of expensive deepwater oil development projects.
Australian mining and energy company BHP Billiton (BHP.AX) in December won the right to partner with Pemex in the first deepwater farm-out for the Trion light oil field, less than 50 miles (80 km) from the U.S.-Mexico maritime border.
A separate, shallow water farm-out auction for the Ayin-Batsil field is due to take place in October.
Pemex has sunk two wells in Maximino at a depth of 3,000 meters (9,840 feet), discovering super light crude.
In September 2016, Pemex said it had found super light crude in its Nobilis-1 well, also at some 3,000 meters.
Both areas lie in the Perdido fold belt, like Trion.»
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/08/shutterstock_198050741-e1472495688140.jpg267400adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-04-24 13:18:302017-04-24 21:51:20Exclusive: Mexico plans second deepwater oil tie-up in Maximino, Nobilis areas – sources
«Petróleos Mexicanos (Pemex) sigue adaptándose al escenario de precios bajos a escala internacional, saneando sus finanzas y refrendando su alianza estratégica con el sector industrial del país, afirmó su director general, José Antonio González Anaya.
Al participar en la sesión mensual de la Confederación de Cámaras Industriales (Concamin), también dijo que el eje rector de la empresa es la rentabilidad, e indicó que se ha avanzado de manera importante en el pago a sus proveedores y ya se cubrió la mayor parte de ese adeudo.
En ese sentido, comentó que el reto en el corto plazo es ajustar su estructura de costos y estrategia de negocios a un escenario de precios bajos.
Explicó que la empresa productiva del Estado aprovechará y acelerará la implementación de la reforma energética y empleará todos los instrumentos y la flexibilidad para generar más alianzas con la industria mexicana.
“Con la implementación de la reforma energética y preservando siempre sus finanzas sanas, Pemex continuará siendo la empresa emblemática y más grande del país, y confiamos en que volverá a ser una empresa rentable en unos cuanto años”, enfatizó González Anaya.
A su vez, el presidente de la Concamin, Manuel Herrera Vega, expresó que el sector industrial mexicano encuentra importantes áreas de oportunidad en Pemex para impulsar a la economía mexicana y el sector productivo nacional.
Resaltó que la instalación del Consejo Consultivo Empresarial de Pemex, hace unas semanas, comprometió a los industriales a colocar a disposición de Petróleos Mexicanos las mejores prácticas del mercado y ser aliados en su estrategia de eficientar el gasto público.
“La Concamin es un aliado natural en los contratos de mantenimiento integral y en los proyectos de largo plazo, además de un promotor del encadenamiento productivo donde herramientas como Catálogo de Proveedores de la Industria Mexicana (Capim) nos permiten abrir con mayor dimensión el mercado”, subrayó.
Herrera Vega reconoció que Pemex ha realizado una labor importante para liquidar el pasivo que tenía con muchos de sus proveedores, muchos de los cuales son pequeñas y medianas empresas de sectores como transporte marítimo, transformación, acero y transporte terrestre, entre otros, que dependen de la obtención de estos recursos para continuar operando.
Ambas partes coincidieron en que existe una gran oportunidad para las empresas mexicanas como proveedoras, y señalaron que la implementación de la reforma energética llevará tiempo pero sin duda derivará en beneficios para todos los mexicanos.
Sólo en materia de infraestructura, México cuenta con 40 mil kilómetros de ductos, y en Estados Unidos, por ejemplo, esta capacidad es 27 veces mayor por kilómetro cuadrado, por lo cual hay un gran potencial para el desarrollo en territorio mexicano.»
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/02/pemex-1024x679-e1455668255702.jpg199300adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-04-10 18:53:282018-01-19 22:20:42Pemex sanea finanzas y volverá a ser rentable, afirma director general
«Petróleos Mexicanos (Pemex) entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) los valores de reservas de los campos que le fueron asignados en la Ronda Cero.
Con ello, la empresa productiva del Estado dio cumplimiento a la regulación establecida por la reforma energética, así como a las normas de entidades externas como la Securities and Exchange Commission de Estados Unidos (SEC).
De acuerdo con este reporte, en 2016, Pemex incorporó reservas 3P (probadas, probables y posibles) por 684 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), lo que significa un incremento de 5.0 por ciento con respecto a 2015. El nivel de reservas totales se mantuvo estable en 22 mil mmbpce.
Pemex expuso que la restitución de reservas totales 3P pasó de 55 por ciento en 2015, a 62 por ciento en 2016.
«Aunque este monto representa un incremento en la tasa de restitución, sigue estando por debajo de la de otros años, y Pemex seguirá trabajando para aumentarla a niveles mayores», señaló la empresa en un comunicado.
Detalló que en 2016 la incorporación de reservas se debió al descubrimiento por Pemex de nuevos campos, tanto en aguas profundas como en aguas someras del Golfo de México.
Precisó que los principales descubrimientos fueron Nobilis y Doctus, de crudo ligero, ubicados en aguas profundas del área Cinturón Plegado Perdido en el norte del Golfo de México, que en conjunto contienen más de 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Asimismo, Teca, Pokche y Uchbal, de crudo ligero, en aguas someras frente a las costas de Tabasco, los cuales poseen más de 380 mmbpce de reservas totales.
Explicó que la tasa de restitución de las reservas 1P pasó de un negativo de menos 132 por ciento en 2015, a un positivo de 4.0 por ciento en 2016, lo que «demuestra un cambio que, aunque pequeño, revierte la tendencia a la baja que se venía observando», dijo.
Agregó que el volumen total de reservas 1P disminuyó como se anticipó a principios del año pasado, en la presentación del ajuste presupuestario que se realizó para enfrentar los bajos precios del petróleo.
Así, en general, el año 2016 marca un punto de inflexión, revirtiendo la tendencia a la baja que se había presentado desde 2013, indicó.
Puntualizó que los descubrimientos obtenidos por la propia empresa el año pasado, fortalecen su inventario de reservas y representan oportunidades de explotación futura, ya sea bajo esquemas de inversión propio o en asociación.»
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2015/10/shutterstock_2872781181-e1458170418246.jpg266400adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-04-03 15:47:402018-01-20 01:05:25Descubrimientos de Pemex incorporan reservas por 684 millones de barriles de petróleo
«Petroleos Mexicanos has identified Japanese trading company Mitsui & Co. and South Korea’s SK Engineering & Construction as among potential partners for a $2.1 billion project at the company’s Tula refinery which will turn lower-value fuel into products like gasoline and diesel.
Others that may participate in the joint venture to develop and operate the coker unit at Tula include PetroChina Co., China’s largest oil producer; China Petroleum & Chemical Corp., known as Sinopec; Royal Dutch Shell Plc and Chevron Corp., according to a spokesman who couldn’t be identified because of company policy. Pemex will ask for formal bids in the next few weeks, said a person with knowledge of the matter, who asked not to be identified because the information is private.
The Tula plans are part of a broader effort to improve operations at Pemex, which has delayed maintenance at its six refineries because of budget cuts following 12 years of declining crude output. Tula, Pemex’s second-largest refinery, is operating at 62 percent of its 315,000-barrel-a-day capacity. The refineries together had as many as 88 unscheduled stoppages last year, and four of seven major maintenance plans were deferred to 2017 and 2018.
SK is considering participating in the project but hasn’t yet made a bid, according to a spokesman who asked not to be identified because of company policy. Beijing-based spokesmen for Sinopec and PetroChina declined to comment as did representatives for Mitsui and Chevron. A Shell spokeswoman didn’t immediately comment.
Italian oil major Eni SpA, which was also identified by Pemex as on its potential-bidders list, isn’t interested in developing or operating Pemex’s Tula coker unit, according to a company spokeswoman who asked not to be identified citing company policy.
Carlos Murrieta, director of industrial transformation at Pemex, said in November that the company was in talks with at least three consortium groups “very interested” in overseeing the execution, operation and completion of that unit. Murrieta said at the time the contracts would likely not take the form of sales-and-leaseback agreements.
Pemex hired Bank of America Corp. last year to explore strategic options for the Tula unit and to help it find partners for its refineries. The state-run energy company will prioritize plans to find refinery joint ventures once the Tula coker sales process has advanced, the person familiar said.»
by Michelle Davis, Adam Williams, and Amy Stillman / Bloomberg
28 de marzo de 2017
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/02/pemex-1024x679-e1455668255702.jpg199300adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-04-03 15:32:502017-04-17 16:18:56Pemex Says Mitsui, SK May Bid for $2.1 Billion Tula Project
Mexico’s National Hydrocarbons Commission (CNH) presided over the signing of seven deepwater exploration and production contracts on Friday, bringing an end to the country’s historic Round One series of oil auctions.
The contracts were for blocks located in the Gulf of Mexico: three in the Perdido Fold Belt, a 40,000 sq.-kilometer (15,450 sq.-mile) area located in the northwestern part of the Gulf; and four in the Saline Basin, situated in the southern part of the Gulf.
The blocks were all awarded in early December.
The seven contracts are in addition to one signed last week by Mexican state oil company Petroleos Mexicanos (Pemex), American oil supermajor Chevron Corp. and Japan’s Impex that marked the first time Pemex had formed a consortium to compete for a block under a 2013 energy-sector overhaul ending the company’s nearly eight-decade monopoly.
Each of the contracts has a 35-year life span, but they can be extended for additional periods of 10 years and then five years.
In the Perdido Fold Belt, a unit of China National Offshore Oil Corporation signed contracts for Block 1 and Block 4, while a consortium made up of the local unit of France’s Total and the United States’ Exxon Mobil Exploration signed one for Block 2.
In the Saline Basin, a consortium made up of Norway’s Statoil, the United Kingdom’s BP Exploration and Total’s local unit signed contracts for Block 1 and Block 3.
A consortium made up of a unit of Malaysia’s Petronas, PC Carigali Mexico Operations; and Mexico’s Sierra Offshore Exploration signed a contract for Block 4, while a consortium made up of US energy company Murphy Oil’s local unit, the UK’s Ophir Energy, PC Carigali and Sierra Offshore inked another for Block 5.
Mexico’s energy sector, which has suffered a steady decline in crude output for more than a decade, will receive a major boost from oil production giants as a result of the Round One auctions, Energy Secretary Pedro Joaquin Coldwell said.
The companies that signed the contracts “are fully qualified and have the capital and experience to undertake projects of these dimensions (in which) there is no room for experimentation or error,” Coldwell said.
The seven blocks encompass a total area of 17,000 sq. kilometers and contain prospective hydrocarbon reserves estimated at 2 billion barrels of crude oil equivalent.
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2017/01/Enero-NRGI_Broker_fianzas_sector_energetico-mexico-e1485232496209.png267400adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-03-13 15:30:142017-03-13 15:30:14Mexico signed seven deepwater exploration and production contracts with private oil
Luego de las firmas de los contratos tanto de licencia con el Estado como de operación conjunta con su primer socio para desarrollo de un campo en Trión, Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará este lunes la convocatoria de su segundo farmout para llevar a cabo actividades de exploración y extracción en el área Ayín-Xulum mediante un contrato de producción compartida en aguas someras mexicanas.
Durante la aprobación de la migración de estas dos asignaciones a contratos el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detalló que en estos campos, ubicados en la Sonda de Campeche, la asociación permitirá aumentar 2.8 veces las inversiones, al pasar del escenario sin socio de 831 millones de dólares a 2,335 millones de dólares para la extracción de 51,000 barriles (2.5% de la producción actual) en el pico de producción de los campos en el 2026. En estos campos sólo se ubica el pozo exploratorio Batsil y el plan de migración contempla la perforación de nueve pozos más en estas áreas que no han tenido producción.
Dado que ya existe una perforación en el área, que, según la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), tiene un costo de alrededor de 100 millones de dólares, habrá un acarreo para el potencial socio de Pemex.
Si se realiza el mismo proceso de adjudicación que tuvo el campo Trión, la segunda licitación para encontrarle socio a Pemex en Ayín-Xulum se llevará a cabo el 15 de junio a la par del evento de adjudicación y fallo de los 15 contratos de producción compartida también en aguas someras.
Firma De Contratos
Asimismo, se concretará la firma del resto de los contratos de licencia de la cuarta licitación de la Ronda Uno -ya que la semana pasada se firmó el del bloque 3 Norte de Cinturón Plegado Perdido con el consorcio entre Pemex, Chevron e Inpex-, por lo que también este lunes la CNH instruirá que se lleven a cabo los de las áreas 1, 2 y 4 del Cinturón Plegado Perdido, adjudicadas a China Offshore Oil Corporation, al consorcio entre la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil y, nuevamente, a la estatal China Offshore, respectivamente.
El regulador también aprobará las firmas en las áreas ubicadas en la Cuenca Salina del Golfo, donde los bloques 1 y 3 fueron adjudicados al consorcio integrado por la noruega Statoil, la británica BP y la francesa Total; el bloque 4 quedó en manos del consorcio entre la malaya PC Carigali y la mexicana Sierra Offshore, y el bloque 5 será operado por otro consorcio, en el que participan PC Carigali y Sierra, junto con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.
El proceso de farmout para encontrarle socios a Pemex
Después de que Pemex realiza la migración del modelo de asignación de alguno de sus campos a un contrato de extracción del nuevo régimen, solicita a la CNH que conduzca una licitación similar a la de las Rondas para encontrarle socio. El regulador publica la convocatoria, contrato y bases de licitación entre el Estado y la potencial sociedad, mientas que Pemex publica a su vez sus condiciones y el acuerdo de operación conjunta. El potencial socio oferta regalías mínimas porcentuales para el Estado junto con otros criterios de adjudicación, como bonos a la firma y asume las condiciones y la proporción de participación en el contrato que el gobierno y Pemex ofrezcan.
https://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2016/02/pemex-1024x679-e1455668255702.jpg199300adminhttps://v2.nrgibroker.com/wp-content/uploads/2025/12/logo-nrgi.svgadmin2017-03-06 21:48:212018-01-20 01:05:48Hoy, convocatoria para segunda asociación de Pemex
BHP Billiton has signed a contract with Pemex Exploration & Production Mexico to finish work on the Trion discovery in the deepwater Gulf of Mexico.
BHP secured a 60 per cent interest in the resource in December last year with Pemex retaining the remaining 40 per cent stake.
Trion has an estimated recoverable resource of 45Mmboe and, after full appraisal, is set to become one of the top 10 fields discovered in the Gulf of Mexico in the last 10 years.
The new agreement includes the delivery of a Minimum Work Program, which consists of drilling one appraisal well, one exploration well and the acquiring additional seismic data.
The signing ceremony was held at the Official Residence of the president in Mexico City on Saturday, attended by Mexican president Enrique Peña Nieto, BHP CEO Andrew Mackenzie, and Pemex director general José Antonio González Anaya.
Mackenzie said the agreement was an historic moment for Mexico and the start of a new partnership between Pemex and BHP.
“It is an honour to be the first foreign company to partner with the people of Mexico in developing their significant petroleum resources for mutual benefit,” Mackenzie said.
Peña Nieto said the partnership with BHP will bring greater development for the country.
BHP president operations petroleum said the agreement aligned with the company’s plans to conduct oil exploration and development of deep water oil resources.
‘‘We have a long history as a top operator in the Gulf of Mexico and we are excited to bring our operational expertise to the partnership with Pemex,” Pastor said.
