el enfoque estratégico en una empresa de exploración y producción

1

CONTENIDO

 La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera

 La RMSO representa la mejor opción para el crecimiento de PEP

 El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional

 Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región

 Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros

 Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte

2

LA HERRAMIENTA DE KAPLAN Y NORTON SE BASA EN LA IDEA DE MANTENER UN BALANCE DE CUATRO PERSPECTIVAS DE NEGOCIO

Visión y estrategia

Financiera

Aprendizaje e

innovación Procesos

Cliente y entorno

  Objetivos

  Indicadores

  Metas

  Iniciativas

La visión y estrategia se refleja en cuatro perspectivas del negocio...

Perspectivas que se deben traducir en...

3

PEMEX HA ESTABLECIDO SU TABLERO BALANCEADO BASADO EN EL MODELO DE KAPLAN Y NORTON

4

PEP DEFINIÓ SUS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS EN TRES GRUPOS: CRECIMIENTO, RESPONSABILIDAD SOCIAL Y EXCELENCIA OPERATIVA

5

CONTENIDO


 La RMSO representa la mejor opción para el crecimiento de PEP





6

Marina Suroeste

3,431

2,591

Sur

5,189

4,000

Marina Noreste

9,690

9,276

414

Norte

10,517

7,630

Norte

599

94

Marina Suroeste

735

514

Sur

803

490

Marina Noreste

1,880

1,510

Producción enero-agosto 2009 por tipo de hidrocarburo MBPCED

Reservas 2P remanentes al 31/12/2008 por tipo de hidrocarburo MMBPCE

Gas Aceite

LA RMSO CONCENTRA EL 18 Y 12% DE LA PRODUCCIÓN Y RESERVAS DE PEP

Fuente: PEP

7

SIN EMBARGO, CONCENTRA LA MAYOR PARTE DEL RECURSO PROSPECTIVO DE PEP

Recurso prospectivo por cuenca a enero 2009 MMMBPCE

Marina Suroeste y Norte

Marina Suroeste, Marina Noreste y Sur

Sabinas Burgos Plataforma de Yucatán

GOM Profundo

Veracruz Sureste Tampico- Misantla

Fuente: PEP

Regiones de PEP responsables de la cuenca

8

 PEP se encuentra al final de la época del petróleo de fácil acceso y bajo costo de producción:

– Campos gigantes en etapa de declinación – Reservas y recursos fragmentados en un mayor

número de campos y dispersos geográficamente – Reservas y recursos remanentes con mayor

complejidad técnica: aguas profundas, yacimientos profundos, subsalinos y de baja permeabilidad, etc.

PEP SE ENFRENTA A UN PANORAMA QUE DIFIERE MUCHO DE SU OPERACIÓN RECIENTE

9

OPCIONES DE CRECIMIENTO PARA PEP EN LA PRÓXIMA DÉCADA

Fuente: PEP

  Cantarell

  Ku Maloob Zaap

  Campeche Ote.

Marina Noreste

Marina Suroeste

  Campos nuevos someros

  Campos existentes

  Aguas profundas

Evolución esperada de la producción a 2019 (MBD)

(650) – (550)

(220) – (180)

180 - 220

Región Campo/proyecto

400 – 500

(280) – (220)

450 - 550

(690) – (510)

570 – 830

Norte   Chicontepec

  Campos maduros

360 - 440

(20) – (10) 340 – 430

Sur   Campos nuevos

  Campos maduros

180 - 220

(380) – (320) (200) – (100)

20 - 650

10

LA REGIÓN TIENE OPCIONES REALES DE CRECIMIENTO EN AGUAS SOMERAS Y PROFUNDAS

más de 500

401 a 500

10

301 a 400

15

201 a 300

32

101 a 200

59

0 a 100

19

Total más de 200

151 a 200

12

101 a 150

28

51 a 100

90

21 a 50

150

0 a 20

119

Total

Oportunidades documentadas en aguas profundas de acuerdo a volumen en MMBPCE Número

Oportunidades documentadas en aguas someras de acuerdo a volumen en MMBPCE Número

35.5 1.4 8.2 8.0 4.9 4.6 8.3 20.7 1.4 5.0 6.6 3.5 2.1 2.2

Fuente: RMSO

Recurso potencial medio MMMBPCE

Recurso potencial medio ajustado por riesgo MMMBPCE

6.6 6.8 13.4

11

PARA SATISFACER LAS EXPECTATIVAS DE CRECIMIENTO LA REGIÓN TRABAJA EN DOS FRENTES

Fortalecimiento del desempeño "Hacerlo mejor"

  Incrementar la capacidad de descubrimiento y desarrollo de reservas

  Recursos Humanos

  Infraestructura y Tecnología

  Colaboración con terceros

Objetivo   Mejorar cumplimiento de programas de

producción e incorporación de reservas   Incrementar disponibilidad de reservas a

desarrollar   Fortalecer identificación y seguimiento de

oportunidades de incremento de producción

  Llevar desempeño Regional a un estándar de mejores prácticas internacionales

Palancas para incrementar

plataforma de producción

Crecimiento de capacidad de

ejecución "Hacer más"

Frentes de trabajo

12

CONTENIDO


 La Región representa la mejor opción para el crecimiento de PEP





13

LA RMSO HA LOGRADO UN CRECIMIENTO IMPORTANTE EN LOS ÚLTIMOS AÑOS

+4%

2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000

Reservas remanentes 2P totales1

MMBPCE

1 Datos al 31 de diciembre del año 2. Enero - Agosto 2009 Fuente: RMSO

Reservas remanentes 1P desarrolladas MMBPCE

2008 2007

+11%

2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000

Producción por tipo de hidrocarburo MBPCED

2002

452 124

2001

554 147

2000

622 164 171

514 220

2008

500 205

2007

506 199

2006

475

2005

396 131

2004

388 121

2003

398

20092

+8%

116

14

SIN EMBARGO, EL DESARROLLO PUDO HABER SIDO MÁS ACELERADO

Tiempo entre descubrimiento e inicio de producción* Años

Promedio: 10

Campo I

Campo H

Campo G

Campo F

Campo E

Campo D

Campo C

Campo B

Campo A

Reserva 3P de campos sin desarrollo MMBPCE

Campo R

Campo Q

Campo P

Campo O 115

Campo N 137

Campo M 138

Campo L 261

Campo K 297

Campo J 308 2008

2006

1992

2007

2007

2006

2007

1990

2006

Año de descubrimiento

* Tiempo desde descubrimiento a primer aceite. Incluye solo los campos que iniciaron producción recientemente Fuente: RMSO

15

HEMOS REVISADO A DETALLE NUESTRO DESEMPEÑO PARA IDENTIFICAR OPORTUNIDADES DE MEJORA (1/3)

Exploración Producción Desarrollo

Desempeño general   Tasa de restitución de reservas superior al 100%, ritmo que garantiza

sustentabilidad en el largo plazo

 Costo de descubrimiento inferior a 3USD/BPCE

Oportunidades identificadas

  Incrementar la capacidad para generación y aprobación de prospectos exploratorios

  El 15% de las reservas descubiertas no tienen opciones atractivas de desarrollo.

 Reducir las desviaciones en los programas de perforación y terminación de pozos exploratorios

16



Desempeño general   El ritmo de desarrollo de reservas ha sido superior al ritmo de producción de

las mismas

 Costo de desarrollo inferior a 4 USD/BPCE

Oportunidades identificadas  Retrasos en tiempos de perforación de desarrollo

 Retrasos en la ejecución de obras- en promedio mayores a 100 días

 Un 7% de las reservas 2P en Aguas Someras tienen proyectos de baja rentabilidad

  Aplicación limitada de sistemas de recuperación secundaria o mejorada

|

17



Desempeño general   Programas de producción afectados por retrasos en perforación y

terminación de pozos; desviaciones en la estimación de declinación de campos y por falla de equipos o infraestructura

  El costo de producción por debajo de 4 USD por barril

Oportunidades identificadas   Incrementar la confiabilidad de las instalaciones

 Mejorar estimados de declinación

18

LAS OPORTUNIDADES DE MEJORA IDENTIFICADAS DEFINIERON NUEVE FRENTES ESTRATÉGICOS

Incrementar producción y confiabilidad del programa en el plazo 09-10

1

Asegurar el cumplimiento del programa de perforación en pozos críticos

2

Descubrir y desarrollar el potencial en Aguas profundas

3

Incrementar el factor de recuperación en campos en explotación

4

Acelerar el desarrollo de reservas en Aguas Someras

5

Incrementar reservas disponibles para desarrollo en el corto y mediano plazo (09-12)

6

Adoptar mejores prácticas de administración de la producción

7

Reforzar la confiabilidad operativa de las instalaciones

8

Alinear la organización a los retos Regionales

9

Mejoras al desempeño en actividades sustantivas

Mejoras al desempeño en actividades de soporte

19

100,000

8B

2015 2012 2011 2010 2009 2014

7A

4A.4 3H

2E

2E.6 2E.4

2E.2

2E.2

2E.1

1A

1A

20,000

5,000

15,000

25,000

95,000

2016

10,000

2013

LAS INICIATIVAS DEFINIDAS EN CADA FRENTE REFORZARÁN LA GESTIÓN DE HASTA EL 15% DE LA PRODUCCIÓN EN EL LARGO PLAZO

Ganancia potencial de producción

Pérdida potencial de producción

Asegurar perforación

del pozo Lakach-2DL

Gestionar los recursos para asegurar la

continuidad de desarrollo de los campos: Sinan NE y Yaxche

Asegurar la continuidad del

equipo para concluir la

perforación y terminación de

Ixtal-4

Asegurar el cumplimiento del programa de inst.

del equipo fijo 4042, en el mov.

de Caan-A a Ixtal-B

Impacto en producción de iniciativas y acciones identificadas BPCED

Críticas en el largo plazo Críticas en el corto plazo

Importantes en el largo plazo

3,900 36,600 111,000 66,000 64,000 64,000 69,000 148,000

Pérdida potencial evitada a través

del seguimiento a pozos críticos

Incremento de producción por eliminación de cuellos de botellas y reducción de pérdidas

Pérdida potencial por fallas en compresores

Importantes en el corto plazo

20

CONTENIDO







21

LA CARTERA DE PROYECTOS REGIONAL ESTIMA ALCANZAR 750 MBD DE PRODUCCIÓN EN 2019

Producción esperada de aceite 2010-2019 MBD

Producción máxima alcanzada en 2025 de

880 MBD

Fuente: Cartera de proyectos RMSO

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Prod. 2009

Proyectos explotación

Proyectos exploración

22

Implicaciones del escenario documentado en cartera, 2010-2019

LO QUE IMPLICA UN CRECIMIENTO CONSIDERABLE DE LA ACTIVIDAD1

*2003 – 2008 para Equipos de perforación y equipos de diseño; 2004 – 2006 para plataformas; 2003– 2008 para inversión en dolares de 2009 1. Considera actividad exploratoria y de desarrollo para campos de aceite y de gas (p. ej., Lakach Fuente: Cartera de Proyectos RMSO

Exploración (2010 – 2019)

Cartera explotación (Promedio 2010 – 2019)

Promedio histórico*

Máximo del periodo

39 28

10

Campos nuevos siendo diseñados por año

Inversión en desarrollo (MMUSD)*

Equipos de perforación en desarrollo Plataformas terminadas por año

1

3 5

9

1

14 4,005 3,229

1,376

23

LA CARTERA DOCUMENTADA CONSIDERA UN TECHO PRESUPUESTAL Y NO REPRESENTA EL MÁXIMO POTENCIAL DE CRECIMIENTO

  Modificaciones al régimen fiscal de proyectos de menor rentabilidad (p. ej., crudo pesado, gas, aguas profundas, etc.)

  Optimización de la ejecución de proyectos y de la operación de campos

  Modificaciones/estrategias de desarrollo alternativas

  Acceso a fuentes alternativas de financiamiento

  Mejora de indicadores de rentabilidad de proyectos para: –  Incrementar la rentabilidad

relativa de proyectos documentados

–  Hacer rentables proyectos que actualmente no están documentados

  Incremento de disponibilidad de recursos para la ejecución de los proyectos documentados

El potencial de la cartera se puede incrementar con ...

... oportunidades que en el nuevo marco legal se pueden instrumentar a través de ...

Máximo potencial de crecimiento

24

PARA IDENTIFICAR EL POTENCIAL DE CRECIMIENTO SE MODELÓ LA ACTIVIDAD EN EXPLORACIÓN Y DESARROLLO

Supuestos del

modelado

  Tiempo entre aprobación de oportunidad e inicio de la perforación

  Tasa de éxito exploratorio   Tiempo de perforación y caracterización del campo

  Insumo del usuario   Tamaño del campo aproximado por reserva 2P

  Tiempo de delimitación para campos de cierto tamaño

Aprobación de localizaciones

Delimitación

Campo descubierto

Perforación exploratoria

Diseño

Perforación de desarrollo

Construcción infraestructura

  Tiempo de diseño del campo

  Tiempo de construcción de plataformas   Costos de construcción de plataformas y ductos

  Tiempo de perforación de pozos   Reserva desarrollada, producción inicial y tasa de

declinación por pozo   Costo de equipos de perforación más costos

adicionales diarios

25

ADICIONALMENTE, SE CONSTRUYERON ESCENARIOS QUE CONSIDERAN DIFERENTE DESEMPEÑO EN EJECUCIÓN

Aguas someras

Aguas profundas

Datos históricos

Expectativa PEP

Mejores prácticas

Mejores prácticas

  Basado en tiempo programado para desarrollo de Lakach. No considera los atrasos presentados a la fecha

  Considera curva de aprendizaje de operadoras internacionales en desarrollos en Aguas Profundas

  Tiempo de construcción de plataformas modelado con base en datos históricos

  Perforación de un pozo modelado con base en datos históricos reales

  Tiempos de construcción de plataformas disminuye 25%   Perforación de un pozo modelado con base en datos

históricos programados

Supuestos Tiempo

6 - 8 años

5 - 7 años

3.5 - 5 años

3 - 4 años

26

LA RMSO PUEDE ALCANZAR UNA PRODUCCIÓN EN EL RANGO DE 900-1,200 MBD EN 2019 AGUAS SOMERAS + PROFUNDAS/TIEMPOS MEJORES PRÁCTICAS

Producción esperada de aceite BPD

2,410

Campos descubiertos por año:

Tamaño promedio por campo1 (2P) MMB

Reserva incorporada (2P) MMB

5.5

64 (AS) 250 (AP)

2,993

Actividad exploratoria

Reserva desarrollada2

MMB

10-16 02-08

5

1,408

49

cartera + p10

cartera + p50

cartera + p90

Cartera explotación

1. AS = Aguas someras. AP = Aguas profundas 2. Reserva desarrollada en el periodo 2010-2019 Fuente: Análisis RMSO

27

ALCANZAR 1,200 MBD EN 2019 IMPLICA AUMENTAR NIVELES DE ACTIVIDAD EN DESARROLLO EN UN 100%1

1.Incluye solo la actividad esperada por producción de aceite. No incluye actividad para futuros desarrollos de gas 2. Considera solo inversión en perforación y terminación de pozos de desarrollo y construcción de estructuras marinas y ductos 3. 2003 – 2008 para Equipos de perforación y equipos de diseño; 2004 – 2006 para plataformas; 2004 – 2007 para inversión Fuente: Análisis RMSO

29 21

10

9 5

1

Equipos de diseño nuevos por año Inversión en desarrollo (MMUSD)2

7 9 2,780

4,100

896

Implicaciones del escenario Mejores Prácticas en Aguas someras y profundas, 2010-2019 1 Equipos de perforación en

desarrollo Plataformas terminadas por año

Cartera de explotación (Promedio 2010 – 2019) Exploración futuro desarrollo (Promedio 2010 – 2019) Promedio histórico3

Máximo del periodo

28

EN TÉRMINOS DE EXPLORACIÓN LA RMSO DEBE AUMENTAR LA PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN PROMEDIO CASI EN UN 100%

* Toma en cuenta el portafolio de prospectos aprobados existentes en 2009 Fuentes: Análisis RMSO

2008-2014

12

3

Aprobación anual de prospectos exploratorios1

Número

Implicaciones de escenario Mejores Prácticas en actividad exploratoria

1

Aguas someras Aguas profundas

2009-2015

19

10

3 Promedio

00-08

Perforación anual de pozos exploratorios Número

  Duplicar durante un periodo de 4-5 años el número de equipos en perforación y terminación de desarrollo de 15 a 30 equipos en promedio

  Aumentar el volumen de inversión destinado a perforación y construcción de infraestructura a niveles de 3,500-4,500 MMUSD por año

  Incrementar en niveles de 150% - 200% la actividad de perforación exploratoria (entre 16 y 22 pozos exploratorios por año)

Conclusiones para cumplir la meta de 1,200 MBD en 2019

29

El INCREMENTO DE ACTIVIDAD NECESARIO PARA CUMPLIR LAS METAS SE REDUCE AL APLICAR MEJORES PRÁCTICAS

2 Tiempos históricos – actividad promedio anual

Mejores prácticas – actividad promedio anual

.5 5 14

19

6

AS AP

1

26

5

1 8

19

Campos descubiertos

(2010 – 2016)

Equipos de perforación de

desarrollo

Pozos exploratorios Plataformas construidas

Campos descubiertos

(2010 – 2014)

Equipos de perforación de

desarrollo

Pozos exploratorios Plataformas construidas

AS AP

De no mejorar los niveles de desempeño se requiere un volumen mayor de actividad para alcanzar las metas

Nota: AS = Aguas someras. AP = Aguas profundas

30

PARA ACELERAR LA ACTIVIDAD LA RMSO TIENE ALTERNATIVAS INTERNAS Y EXTERNAS PARA INCREMENTAR SU CAPACIDAD DE EJECUCIÓN

Incremento de la capacidad de ejecución Regional

Ejemplos

  Optimizar tiempos de perforación y construcción de infraestructura

  Optimizar estrategias de desarrollo para campos de baja rentabilidad relativa

  Incrementar capacidad de ejecución en potenciales cuellos de botella en la cadena de valor

  Desarrollar modelos alternativos de negocio para: -  Incorporar mejores prácticas de diseño, ejecución y

operación de proyectos - Accesar recursos adicionales

  Eliminar cuellos de botella externos

Incremento de la capacidad de ejecución externa

31

INTERNAMENTE HAY ACCIONES QUE ESTÁN BAJO EL ÁMBITO DE INFLUENCIA DE LA REGIÓN

Asignación de personal

Opciones

  Balancear internamente cargas de trabajo y personal asignado en las áreas de la Región

  Apalancar experiencia existente en la organización

  Apalancar soporte técnico de STE   Fortalecer procesos de dictamen y revisión, análisis y

documentación, pares técnicos de otras Regiones/Activos   Reforzar conocimientos de geociencias en el diseño de pozos

  Identificar y desarrollar competencias técnicas críticas   Identificar y desarrollar competencias de soporte críticas

Desarrollo de competencias

Fortalecimiento de VCDs

Eliminación de cuellos de botella

  Acelerar la identificación de prospectos exploratorios   Incrementar la capacidad de diseño de pozos

32

CONTENIDO







33

M

L K J

I

2.0

G F

E

D

C B

A

-0.5 7.0 6.5 6.0 5.5 0.5

H

5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 1.5 10.5 10.0 1.0 0.0

AS AR AQ

AP

AO AN

AM

AL

AK

AJ AI

AH

AG

AF AE

AD

AC V AB

AA Z Y X W U T S

R Q P O N

DENTRO DEL MARCO LEGAL DE LA REFORMA, LA RMSO PODRÍA APOYARSE EN TERCEROS PARA EL DESARROLLO DE SUS CAMPOS

*Ayin: Crudo pesado (24°) y tirante de agua (180m);Tsimin: HP /HT gas y condensados; Kix alto contenido de H2S; Alak, Kach y Kastelan crudo extrapesado a tirantes de agua mayores de 200m

VPN/VPI

Complejidad (requerimiento de experiencia externa)

May

or

Med

ia*

Baj

a

Diseño y desarrollo PEP

Diseño y desarrollo en asociación con terceros

Diseño, desarrollo y operación con terceros

Rentabilidad relativa baja, complejidad técnica y carácter estratégico que requiere recursos para fondeo, experiencia

y transferencia de conocimiento

Rentabilidad relativa baja y complejidad técnica que requieren recursos para

fondeo y experiencia para retos técnicos

Complejidad técnica que requiere experiencia para retos técnicos

Rentabilidad relativa baja que requiere recursos adicionales

para ser fondeados

34

EL MODELO DE NEGOCIOS SE DEFINE CON BASE EN MEJORAR LA EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN

Alternativas:

  Asociaciones para: –  Reducir costos –  Aumentar la

producción

  Negociar tasas impositivas menores con el gobierno

Límites económicos en el desarrollo del campo (VPN = 0)

Recaudación del gobierno (%)

Nivel de costos (100% = actual)

Asume un precio promedio de 8 USD/MPC y 69.5 USD/B. Fuente: RMSO

Producción base

Producción base + 20%

Producción base - 20%

Al nivel actual de costos el impuesto debe bajar al 66%

Para mantener la recaudación los costos deben disminuir en un 12%

Aumentar la producción permite rentabilidad bajo las condiciones actuales

35

CONTENIDO







36

LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA EN EL GOM MEXICANO ESTÁ 20 AÑOS ATRÁS DE LO REALIZADO EN EL GOM NORTE

Tamaño promedio de los campos descubiertos en el GOM norte MMBPCE

1995 1975 1965 2000 2005 1990 1980 1985 1970 Fuente: Deepwater Gulf of Mexico 2008: America’s Offshore Energy Future, Minerals Management Service

0 - 300 m 300 - 500 m 500 - 1,700 m 1,700 - 2,500 m >2,500 m

37

EL LLEVAR LA PRODUCCIÓN A 1,200 MBD SIGNIFICA NIVELES DE ACTIVIDAD EN PERFORACIÓN SIMILAR AL GOM NORTE

70

E M A

117

174

O S J A S J J A F J M F O N D A E M M

US GOM RMSO

Promedios mensuales de equipos de perforación en uso Número

2015

51

Escenario 1,200 MBD

Fuente: ODS Petrodata, RMSO POT III Versión 5 Explotación, Versión 4 Exploración Nota: Incluye semisubmergibles, autoelevables, sumergibles y barcos en perforación

2008 2009

Máximo 2000-2007 (Jun 2001)

Promedio 2000-2007

Mínimo 2000-2007 (Oct 2007)

Equipos en el GOM Norte en perforación al 26 Oct 2009 Semisumergibles

26

Autoelevables

22 Barcos

6

38

LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN DE TERCEROS PUEDE SIGNIFICAR UN CUELLO DE BOTELLA EN LAS ASPIRACIONES DE CRECIMIENTO REGIONAL

Swecomex

Dragados

J Ray McDermott

Industria del Hierro

…son 12 patios en total en México*, concentrados en el estado de Veracruz

Fuente: PEP

No exhaustivo Patios de construcción de plataformas

Constructores de ductos

Tuxpan/Pueblo Viejo, Veracruz

Altamira, Veracruz

Tampico, Tamaulipas

Mata Redonda, Veracruz

Subsea 7

Allseas

Techint

Global Offshore México

Oceanografía

J Ray MCDermott

Grupo Protexa Tuxpan, Veracruz

Helix Energy Solutions

7 barcos

6 barcos

3 barcos

Caldive 6 barcos

Empresas basadas en Houston:

Empresas basadas en México:

Tampico/Altamira

Tuxpan

Mata Redonda

39

¿EL FUTURO DE PEP?

 La RMSO tiene los recursos suficientes en el subsuelo para erigirse como el motor de crecimiento de PEP- alcanzando potencialmente volúmenes superiores al millón de barriles diarios

 El primer paso para lograr su crecimiento está en el fortalecimiento del desempeño actual

 Los niveles de actividad requeridos para lograr un crecimiento significativo son 2 a 3 veces mayores a los actuales, sin embargo,

 La actividad requerida es a niveles que han sido observados en el Golfo de México norte, lo cual muestra que con el enfoque adecuado, el fortalecimiento interno y colaboración estrecha con terceros y el gobierno, es posible alcanzar las metas

40

ANEXOS

41

LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS 2P ALCANZÓ NIVELES SUPERIORES AL 100% EN EL PERIODO 2006-2008

Variación en reservas 2P trianual y producción trianual MMBPCE

2006-2008 2005-2007 2004-2006 2003-2005 2002-2004

Producción trianual Variación 2P trianual

  En términos de reemplazo de reservas el desempeño ha mejorado y ha alcanzado niveles que, de mantenerse, garantizarían sustentabilidad de la producción actual

  Metas agresivas de crecimiento de la producción implicarían esfuerzos adicionales para la incorporación de reservas

Fuente: RMSO Anuario Estadístico 2009, PEP Las reservas de hidrocarburos 2004-2008

42

EL COSTO DE DESCUBRIMIENTO SE REDUJO A NIVELES POR DEBAJO DE 3 USD/BPCE

02-04 01-03 00-02 03-05 05-07 04-07

Inversión asociada al descubrimiento* MMUSD

Costo de descubrimiento USD/BPCE

Variación en reservas probadas MMBPCE

03-05 01-03 00-02 05-07 04-07 02-04

05-07 01-03 00-02

Ø 2.7**

03-05 04-07 02-04

* Dólares constantes, No incluye costos del corporativo (p. ej., Servicio Médico, Telecom, y reserva laboral) y gastos comunes como la administración y gestión de Activos y Región ** Promedio ponderado Fuente: Presupuesto ejercido RMSO, Reportes de reservas auditados RMSO, Banco de México

43

LA RMSO TIENE LOS EQUIPOS CONTRATADOS PARA PERFORAR MÁS DE 20 POZOS EN AGUAS PROFUNDAS…

2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 Equipos

SDO I

Petrorig III

Max Smith

Fuente: RMSO ODS-Petrodata*Asume 200 días de perforación y terminación

Total 2016 2015 2014

4

2013

4

2012

4

2011

5

2010

2

2009 2008

Programa de equipos para Aguas Profundas 2008-2015

…sin embargo no cuenta con suficientes localizaciones aprobadas de aceite ligero o superligero en AP

Capacidad de perforación de pozos en Aguas Profundas con equipos contratados*

44

Men (G)

Lakach (G)

Chuhuk (L)

Homol (L)

Grupo 2 Grupo 1

Nak (L)

Isiw (G)

Etkal (L)

Yaxche (L) Wayil (L)

Tumut (L)

90

80 50

40

30

20

10

0

Onel (L,P)

Kach (P)

Ichalkil (L) Pokoch (P)

Mison (L)

Hap (G)

Chukua (G) Akpul (G)

Xanab (L) Tsimin (L)

Xulum (P)

Lalail (G)

Kuil (L)

Grandes lejos de infraestructura 153 MMBPCE

NO TODOS LOS DESCUBRIMIENTOS DEL PERIODO TIENEN POSIBILIDADES DE DESARROLLO EN EL CORTO PLAZO

Campos descubiertos con reservas incorporadas 2P, 2002-2009 < 100m agua 100-500m agua >500m agua

G – Gas seco L – Crudo ligero P – Crudo pesado

Grupo 1: Xicope, Yetic y Xaxamani Grupo 2: Poctli, Itla, Amoca, Tecoali

Medianos cerca infraestructura 515MMBCE

Pequeños 74MMBPCE

Grandes cerca de infraestructura 507 MMBPCE

Medianos lejos de infraestructura

113MMBPCE

Aproximadamente el 85% de los descubrimientos tienen

posibilidades de desarrollo en el corto plazo

Reservas 2P MMBPCE

Distancia más cercana a infraestructura* Km

* Distancia mínima a infraestructura costa afuera o distancia a la costa. Distancia estimada Fuentes: RMSO

45

DE 59 POZOS EXPLORATORIOS EN EL PERIODO 2002-2008, 30 PRESENTAN RETRASOS EN PERFORACIÓN

Distribución de número de pozos de acuerdo al desvío respecto al tiempo programado Pozos

Total días de retraso: 1465

Costo aproximado*: 219 MMUSD (37 MMUSD/año) Adelanto ( 50 a 100 dias)

Adelanto ( > 100 dias)

Adelanto (0 a 50 dias)

Retraso ( 0 a 50 dias)

Retraso ( 50 a 100 dias)

Retraso ( > 100 dias )

336

470

659

400

229

103

732 1,465 <

Total días adelanto

Total días retraso

* Costo por día supuesto para equipo de perforación: 150 MUSD

46

DE 59 POZOS EXPLORATORIOS EN EL PERIODO 2002-2008, 21 PRESENTAN RETRASOS EN TERMINACIÓN

Distribución de número de pozos de acuerdo al desvío respecto al tiempo programado Pozos

Adelanto ( 50 a 100 dias)

Adelanto ( 0 a 50 dias )

Retraso (0 a 50 dias)

Retraso (50 a 100 dias)

Retraso ( > 100 dias)

Adelanto (> 100 dias)

Total días de retraso: 738

Costo aproximado*: 111 MMUSD (18,5 MMUSD/año)

278

384

76

765

61

112

938 738 >

* Costo por día supuesto para equipo de perforación: 150 MUSD

Total días adelanto

Total días retraso

47

CONSISTENTEMENTE LA REGIÓN HA SUSTITUIDO LA PRODUCCIÓN CON RESERVAS DESARROLLADAS A UN RITMO MAYOR AL 100%

Variación en reservas desarrolladas 1P(1) y producción MMBPCE

1Reservas 1P desarrolladas fin de año (N) - reservas 1P desarrolladas fin de año (N-1) + Producción año (N) Fuente: RMSO

2006-2008 2004-2006

857 976

2005-2007

861

122% 136% 126%

Producción Variación reservas desarrolladas

48

EL COSTO DE DESARROLLO AUNQUE CON VARIACIONES, ESTÁ CERCANO AL PROMEDIO DE LOS ÚLTIMOS 8 AÑOS

05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02

Inversión asociada al desarrollo* MMUSD

* Dólares constantes, ** Promedio ponderado Fuente: RMSO

Costo de desarrollo USD/BPCE

Variación en reservas probadas desarrolladas MMBPCE

05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02

Ø 3.7**

05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02

49

LOS CAMPOS MAY, SINAN Y BOLONTIKU PRESENTAN MAYORES DESVIACIONES EN TIEMPOS DE PERFORACIÓN

149

15

May

KS JSK

Sinan

KM JST JSK

Bolontiku

KI JSK

Ixtal

JSK

Desviación en perforación promedio por campo/yacimiento, 2004-2009 Días

2/2 6/6 1/1 1/2 0/1 8/ 11 4/6 0/3 Pozos

Retrasados/ Total

140 Desviación en terminación promedio por campo/yacimiento, 2004-2009 Días

Yacimiento

0/2 5/7 1/1 2/2 0/1 11/11 6/6 2/3 Pozos

Retrasados/ Total

Nota: Incluye pozos perforados con datos disponibles en Histórico Pozo y Obras 2008.xls

50

EN EL PERÍODO 2003 A 2007 TODAS LAS PLATAFORMAS PRESENTARON RETRASOS EN RELACIÓN AL PROGRAMA Desviación promedio del programa por tipo de estructura Días

9/9 3/3 2/2

Tetrápodo Estructura Ligera Marina

Sea Horse/Sea Pony

Octápodo

Fuente: Histórico pozos-obras, período 2003-2007. Considera tiempos de construcción e instalación

  La actividad futura de construcción e instalación de plataformas en la RMSO se enfocará en Estructuras Ligeras Marinas, por lo que esfuerzos dirigidos a mejorar el cumplimiento de tiempos programados deberán enfocarse en este tipo de estructuras

1/1

51

Desviación del programa de fabricación y tendido de ductos Número de ductos

170

1442

416

Adelantos ( > 300 dias)

Adelantos ( 100 a 300 dias)

Adelantos ( 0 a 100 dias)

Retrasos ( > 300 dias)

Retrasos (100 a 300 dias)

Retrasos ( 0 a 100 dias)

370

663

360

1393 2028 <

Días adelanto

Días retraso

Fuente: Histórico pozos-obras, período 2003-2007. Considera tiempos de construcción e instalación

EN CONSTRUCCIÓN Y TENDIDO DE DUCTOS SE PRESENTARON VARIACIONES SIGNIFICATIVAS RESPECTO A PROGRAMA

52

UN 7% DE LAS RESERVAS NO TIENEN PROGRAMA DE PERFORACIÓN POR INDICADORES DE RENTABILIDAD BAJOS

Sin programa de perf.

En desarrollo

915

Campos en producción

1,990

Total 2P

Campo Reservas 2P MMBPCE

Reservas remanentes de hidrocarburos en aguas someras al 1 de enero de 2009 MMBPCE

En movimiento de equipos POT III

Rentabilidad VPN MMPesos

VPN/VPI

Amoca(2)

Chukua(2) Akpul(2)

Tecoalli Xulum Wayil(1) Makech(1)

Teekit(1) Itla(1) Toloc(1) Poctli(1) Xaxamani Xicope Uchak Isiw(1) Hap(1)

33.5 27.3 20.5 18.0 17.7 14.4 13.6 12.3 11.7 11.6 10.2

9.9 4.0 3.6 3.3 3.1

622 3,206

NA ND ND 651

53 -442 -478 362 -63

-188 ND ND

-107 -102

0.22 1.0 NA ND ND

0.23 0.11

-0.45 -0.27 0.48

-0.06 -0.2 ND ND

0.23 -0.21

1. Evaluación de 2007 a precios del 2006 2. Evaluación cartera 8.326 Fuente: RMSO

53

SOLO 3 DE LOS 10 YACIMIENTOS MÁS GRANDES HAN RECIBIDO APLICACIÓN DE SISTEMAS DE RECUPERACIÓN MEJORADA O PRODUCCIÓN ARTIFICIAL

Lito

ral d

e Ta

basc

o

Sistemas de producción artificial BN BEC

Sistemas de recuperación secundaria/ mejorada

Agua Gas/N Doble desplazamiento

Abkatun centro K

Pol KS

Caan KS

Och, Uech y Kax JSK

Yaxche Terciario

Chuc K

Sinan JSK

May JSK

Bolontiku JSK

Abk

atun

Pol

Chu

c

Pozos multilaterales

Ixtal JSK

Probado/en uso En programa

Por analizar

No viable

En análisis

No considerado

OCH

54

DESDE 2008 LOS DUCTOS SON LA CAUSA MÁS IMPORTANTE DE DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN POR FALLA DE EQUIPO

500,251 556

2,038 7,375 516,992

9,970 ductos 80 eq. bombeo 70 eq. compresión 30 otros

Desviaciones del programa de producción de aceite 2008 Barriles diarios

Real

517,155

Capacidad

278

Falla equipo y ductos

1,212

Terminacion Programa

27,129

Interven- ciones

3,907

Otros*

163

Libranzas

25,880

Declinada

298 513,395

Desviaciones del programa de producción de aceite enero-mayo 2009 Barriles diarios 1,125 ductos

87 eq. bombeo

* Incluye ajustes a POM, cierre de pozos por posicionamiento de equipos, por mal tiempo, diferencias por medición, obras, diferencias por cambio de horario y pérdidas de producción por accidente mecánico

55

LA FALTA DE DISPONIBILIDAD DE COMPRESORES OCASIONA LA QUEMA DEL 1.7% DE LA PRODUCCIÓN DE GAS

Aprovechamiento de gas 2009 MMPCD

Fuente: RMSO

Jun Ago

1,132 989

5 33

May Jul

1,118 1,081

22 7

Abr

1,083

12

Mar

1,046

4

Feb

1,058

11

Ene

973

51

Ene-Ago

1,060

18

4.9 1.0 0.4 1.1 0.6 0.4 2.0 3.0 1.7 Quemado por módulos/total

Porcentaje

Aprovechado Quemado otros Quemado módulos

56

EL COSTO DE PRODUCCIÓN SE REDUJO EN LOS ÚLTIMOS 5 AÑOS DEBIDO AL FUERTE INCREMENTO EN PRODUCCIÓN

+2%

2008 2007 2006 2005 2004

+9%

2008 2007 2006 2005 2004

-6%

2008 2007 2006 2005 2004

Gasto asociado a la producción* MMUSD

Costo de producción USD/BPCE

Producción aceite + gas MMBPCE

* Dólares constantes 2008 Fuente: RMSO

el enfoque estratégico en una empresa de exploración y producción

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