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Comisión Nacional de Hidrocarburos

Informe de Labores

2009-2010

Informe de Labores 2009-2010

2

Contenido I. Mensaje del Comisionado Presidente

II. Visión de la industria

II.1 Situación actual de la industria de exploración y producción.

II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?

II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos.

III. Marco legal y misión

III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos.

III.3 Política de hidrocarburos.

III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación.

III.5 Regulación, análisis y supervisión.

III.6 Transparencia y acceso a la información.

IV. Informe de labores

IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos.

IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos.

IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión.

IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía.

IV.5 Actividades en materia transparencia y acceso a la información.

V. Siguientes pasos


3

Índice de Gráficas

Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional 10

Gráfica 2. Evolución histórica de reservas 3P 11

Gráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2P 11

Gráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1P 13

Gráfica 5. Producción anual total según década de descubrimiento de los campos 14

Gráfica 6. Producción anual total según estatus de los campos 15

Gráfica 7. Reservas y producción acumulada 19

Gráfica 8. Recursos prospectivos según ubicación 21

Gráfica 9. Pozos exploratorios requeridos 22

Gráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos 23

Gráfica 11. Producción nacional e inversiones totales 24

Gráfica 12. Campos en producción según tipo 25

Gráfica 13. Campos en aguas someras con producción 42

Gráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50 43

Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50 44

Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec 47

Gráfica 17. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec 49

Gráfica 18. Venteo y quema de gas según escenario 52

Gráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas 53


4

Índice de Tablas

Tabla 1. Campos según estatus 14

Tabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejorada 15

Tabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinación 16

Tabla 4. Clasificación de recursos petroleros 18

Tabla 5. Reservas según cuenca 19

Tabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015 40

Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y Subcuenca 41

Tabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fecha 45

Tabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de 2009 47

Índice de Mapas

Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejorada 16

Mapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca 21

Índice de Diagramas

Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD 54


5

I. Mensaje del Comisionado Presidente

El reto de planear a largo plazo

Desde su concepción, la industria nacional de exploración y explotación ha sido un

elemento central en el financiamiento del gasto público.

La dependencia que las finanzas públicas han tenido de los ingresos petroleros

motivó, desde su origen, una organización industrial orientada a objetivos de corto

plazo. Históricamente, la estrategia de inversión en materia de exploración y

producción ha estado dominada por metas de producción asequibles en espacios

de tiempo que no rebasan los cinco años.

La reciente reforma al marco legal de la industria sentó las bases para instrumentar

un cambio de visión en materia de exploración y explotación en el que deberá

prevalecer la creación de valor en un horizonte de planeación de largo alcance.

Las reformas legales establecen, por primera vez, la obligación de presentar al

Congreso, para su ratificación, una Estrategia Nacional de Energía, la cual

contempla un horizonte de planeación a quince años.

De manera complementaria, se le otorga a la Secretaría de Energía la facultad de

establecer el ritmo de restitución de reservas de hidrocarburos, y

consecuentemente la plataforma de producción, elementos centrales de una

planeación a largo plazo.

Por su parte, en la Ley de Petróleos Mexicanos se impone un nuevo mandato a los

Consejeros y al Director General: crear valor económico.


6

La necesidad de contar con mejores mecanismos de planeación, supervisión

y rendición de cuentas

A efectos de lograr el viraje de la industria hacia una estrategia de creación de valor

económico a largo plazo, la industria requiere de mejores mecanismos de

planeación, supervisión y rendición de cuentas. Con esta finalidad, el Congreso de

la Unión dispuso crear la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH o Comisión).

Conforme a su Ley, CNH tiene como primera encomienda aportar a la Secretaría de

Energía los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de

hidrocarburos del país. Es decir, la Comisión debe proveer las bases técnicas que

den sustento a la política de restitución de reservas y al ritmo de explotación.

En cuanto al diseño y ejecución de los proyectos de exploración y explotación, la

Ley establece que todos los proyectos deben contar con el dictamen técnico de

CNH, quien deberá procurar, en primera instancia, elevar el índice de recuperación

y obtener el volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo.

El Congreso también otorgó facultades a la Comisión para emitir la regulación

necesaria en el sector, así como para sancionar su incumplimiento. Esta atribución

es de suma relevancia a efectos de poder proveer un marco de disposiciones

técnicas que aseguren el mejor aprovechamiento de los yacimientos de

hidrocarburos en condiciones de seguridad industrial.

La tarea de transformar a Petróleos Mexicanos apenas comienza

En julio de 2010, CNH finalizó su primer año de labores. Como se detalla en el

cuerpo de este primer informe, los primeros trabajos de la Comisión abordaron

temas de evaluación de proyectos, regulación, estudios técnicos y estudios

prospectivos.


7

La agenda de este primer año se definió con el objetivo de apuntalar proyectos

prioritarios de la industria. Se mencionan aquí algunos de los trabajos realizados.

Se llevó a cabo la primera evaluación técnica y recomendaciones al proyecto

Chicontepec. Desde la publicación de ese primer reporte se detectan algunas

mejoras en la ejecución del proyecto. No obstante, los problemas fundamentales

persisten. Dos indicadores clave dan muestra de que la inversión que se asigna a

este proyecto no está generando valor económico, ni a corto, ni a largo plazo. El

proyecto arroja flujos negativos de ingreso antes de impuestos, a pesar de que se

encuentra en fase de explotación (es decir, no hay beneficios en el corto plazo); al

mismo tiempo, el monto de las reservas que estima el propio Petróleos Mexicanos

ha declinado en el tiempo (medida por excelencia del valor económico del proyecto

a largo plazo). En breve, CNH emitirá el Dictamen Técnico del proyecto

Chicontepec.

En respuesta a los niveles de quema de gas observados, CNH desarrolló la primera

regulación para reducir la quema o el venteo de gas. Esta regulación es de carácter

vinculante para Petróleos Mexicanos y traza el incremento gradual en el

aprovechamiento de gas para llevarlo a estándares internacionales.

La normatividad emitida en materia de gas es un elemento complementario de los

lineamientos técnicos que debe observar Petróleos Mexicanos en el diseño de los

proyectos que presente a dictamen de CNH.

En coordinación con Petróleos Mexicanos, la Comisión desarrolló los lineamientos

técnicos que regulan la documentación que debe acompañar los proyectos de

exploración y explotación que se sometan a dictamen técnico. Estos lineamientos

siguen el modelo de diseño de proyectos conocido como Visualización,

Conceptualización y Definición (en inglés conocida como Front End Loading).


8

En materia de regulación destacan también los lineamientos que establecen el

procedimiento mediante el cual CNH evalúa y determina las reservas de

hidrocarburos del país. Sobre estos principios se dictaminaron las reservas

probadas al primero de enero de 2010.

Como parte de los trabajos de este año, CNH inició una serie de documentos

técnicos de trabajo. En su primera edición se llevó a cabo el primer análisis de

factores de recuperación de la industria. A este respecto, téngase presente que es

mandato de la Comisión el procurar el incremento de los factores de recuperación,

así como generar indicadores de evaluación en la eficiencia en la explotación.

Una tarea que hemos tomado con especial dedicación es la de transparentar la

información de la industria. En CNH estamos conscientes que el petróleo es de

todos los mexicanos, y que son ellos los que en primera instancia deben estar

plenamente informados del valor de sus activos.

A través de la página www.cnh.gob.mx hemos iniciado la publicación periódica de

reportes estadísticos. En los próximos meses ampliaremos los reportes para incluir

un seguimiento más preciso de cada uno de los principales proyectos en

exploración y producción.

En el cuerpo del informe se abunda en las tareas llevadas a cabo este año.

Asimismo, hacia el final se señalan los proyectos que están en ejecución en el

segundo año de labores en curso.

El capital humano, la fortaleza de CNH

En CNH sabemos de la enorme responsabilidad que se nos ha encomendado. Al

interior de la Comisión se vive un ánimo de profundo compromiso con el país.


9

El corazón de CNH es su Órgano de Gobierno; en él se debaten y se acuerdan las

principales decisiones de la Comisión. La diversidad de los perfiles profesionales de

los Comisionados ha probado ser un activo invaluable.

La Comisión la integramos un equipo de 41 personas. Si bien las responsabilidades

encomendadas son excesivas para un equipo tan reducido, prevalece la seguridad

de cumplir con el mandato de ley.

Para mí es un honor coordinar los trabajos y actividades de la Comisión.

Juan Carlos Zepeda Molina

Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos


10

II. Visión de la industria

II.1 Situación actual de la industria de exploración y producción

Exploración y acumulación de reservas

En los últimos 50 años se han descubierto reservas 2P por más de 60 mil millones

de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en el país; sin embargo, más

del 70% del total de dichas reservas fueron descubiertas hace más de 30 años. De

1980 a la fecha, la incorporación de reservas se ha mantenido por debajo del nivel

de producción.

Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional*

(mmbpce)

*La clasificación por campo según tamaño toma en consideración las reservas 2P originales y las agrupa de la siguiente manera: 1. Pequeños: De 0 a 80 (mmbpce), 2. Medianos: De 80 a 250 (mmbpce), 3. Grandes: De 250 a 1,500 (mmbpce), 4. Gigantes: De 1,500 a 5,000 (mmbpce) y, finalmente, 5. Súper Gigante: Mayor a 5,000 (mmbpce). Fuente: CNH

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

1960 - 1969 1970 - 1979 1980 - 1989 1990 -1999 2000 - 2009

Súper gigante Gigantes Grandes Medianos Pequeños

Incorporación de Reservas

1,211

7,556

36,037

2,734

9,1118,155

4,723

10,119

4,338

11,364

Producción


11

Los descubrimientos en la década de los setenta y principios de los ochenta del

campo súper gigante Akal y los campos gigantes Ku, Maloob, Zaap, Jujo-Teco y

Abkatún permitieron, hasta el año 2004, mantener una tendencia creciente en la

plataforma de producción. No obstante, durante este tiempo se descuidó la

exploración de nuevos yacimientos; consecuentemente, las reservas 3P del país

han venido en descenso desde 1981.

Gráfica 2. Evolución histórica de reservas 3P (miles mmbpce)

Fuente: CNH

En lo que respecta a reservas 1P y 2P, su reducción ha sido aún más significativa,

principalmente en los últimos 10 años.

Gráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2P (miles mmbpce)

Fuente: CNH

05

101520253035404550556065707580

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

Descubrimientos de Súper Gigante y Gigantes

34 33 3120 19 18 16 16 15 14 14

46 45 4337 35 33 32 31 30 28 28

05

101520253035404550

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1P 2P


12

La reducción en las reservas probadas muestra que la extracción de hidrocarburos

ha sido superior a la restitución de reservas.

A efectos de poder analizar la evolución de la restitución de reservas es importante

reconocer sus dos componentes fundamentales: primero, las reservas adicionales

por el descubrimiento de nuevos yacimientos, y segundo, las reservas adicionales

producto de la reclasificación de reservas de yacimientos ya descubiertos.

En este sentido, y con el fin de facilitar el análisis de las reservas, CNH ha

establecido dos indicadores de restitución de reservas.

1. Tasa de restitución por descubrimientos: es la tasa de restitución de

reservas que considera únicamente el descubrimiento de nuevos

yacimientos. Este es un indicador del éxito en la actividad exploratoria.1

2. Tasa de restitución integral: es la tasa de restitución de reservas que

además de considerar el descubrimiento de nuevos yacimientos,

considera las reservas que resultan por reclasificar recursos ya

descubiertos.

1 Resolución CNH.07.001/10 referente a los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictamen para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos.


13

En los últimos 6 años la tasa de restitución por descubrimientos se ubicó en tan

sólo 12% en promedio. Si incorporamos la reclasificación de reservas, la tasa de

restitución integral promedio de los últimos 6 años se ubicó en 46%, muy por

debajo del 100% que se requiere para hacer sostenible una plataforma de

producción.

Gráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1P (porcentaje)

Fuente: CNH

Producción

La falta de descubrimientos de nuevos campos petroleros, aunado a que el grueso

de la producción proviene de campos descubiertos hace más de treinta años,

implicó que la producción total de hidrocarburos iniciara su descenso en 2004.

Cabe mencionar que cerca de 70% de la producción en 2004 provenía de campos

cuya antigüedad superaba los treinta años.

9% 6% 3% 9%18% 13%

28%25% 23% 26%

41%56%

76% 78%

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Descubrimientos Integral


14

Gráfica 5. Producción anual total según década de descubrimiento de los campos (mmbpce)

Fuente: CNH

La mayoría de los campos productores de aceite y gas asociado se encuentran

actualmente en etapa de declinación. De los 223 campos con reservas y producción

de aceite y gas asociado, 177 se encuentran en plateau o declinación, lo que

significa que no incrementarán su producción en los próximos años.2

Cabe apuntar que de los 46 campos en desarrollo, 27 corresponden al Proyecto

Aceite Terciario del Golfo (PATG).

Tabla 1. Campos según estatus*

* Con base en la definición de la Agencia Internacional de Energía (AIE), si la producción se ubica entre el máximo producido y el 85% de dicho máximo, se define que el campo se encuentra en plateau. Si la producción es menor al 85% el campo se define en declinación. Ambas definiciones fueron tomadas de la Agencia Internacional de Energía. Fuente: CNH

2 El país cuenta con 713 campos de aceite y gas, de los cuales, 622 campos contaban con producción al 1ero de enero de 2009. De estos últimos, 223 campos son de aceite y gas asociado y el resto de gas no asociado.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

< 1980 1980 - 1990 1990 - 2000 2000 - 2009

Tamaño Declinación Plateau Desarrollo TotalSúper Gigante 1 0 0 1Gigante 5 2 0 7Grande 44 8 3 55Mediano 32 7 7 46Pequeño 62 16 36 114Total 144 33 46 223


15

Lo anterior significó que para 2009 más del 95% de la producción nacional

proviniera de campos que a la fecha se encuentran en declinación o en plateau.

Gráfica 6. Producción anual total según estatus de los campos (mmbpce)

Fuente: CNH

Este hecho demuestra la importancia que debe tener dentro de la estrategia de

exploración y producción la óptima administración de los campos maduros (es

decir, aquéllos que ya iniciaron o están por iniciar su declinación).

A este respecto, se hace notar que a la fecha únicamente existen 16 campos con

algún sistema de recuperación secundaria o mejorada.

Tabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejorada

Fuente: CNH

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

Declinación Plateau Desarrollo

Campo Método de recuperación secundaria y/o mejorada

Akal RS, Inyección de nitrógenoBacal RS, Inyección periférica de aguaBalam RS, Inyección de aguaCinco Presidentes RS, Inyección periférica de aguaCuichapa-Poniente RS, Inyección periférica de aguaCunduacán RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoIride RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoJujo-Tecominoacán RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoKu RS, Inyección de nitrógenoMaloob RS, Inyección de nitrógenoOxiacaque RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoPoza Rica Inyección de aguaSan Andres Inyección de aguaSitio Grande RM, Inyección de CO2

Tamaulipas Constituciones Inyección de aguaZaap RS, Inyección de nitrógenoRS = Recuperación secundaria.

RM = Recuperación mejorada.


16

Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejorada

Fuente: CNH

A efecto de lograr una correcta administración de los campos maduros, es

relevante la referencia internacional en cuanto a los patrones de declinación que

observan otros campos petroleros en el mundo.

Con base en estadísticas públicas de la Agencia Internacional de Energía (AIE),

se observa que, independientemente de la fase de declinación, así como del

tamaño de los campos petroleros, las tasas de declinación que registran los

campos petroleros nacionales son significativamente superiores a las que se

observan en el resto del mundo.

Tabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinación* (porcentaje)

*Con base en la definición de la AIE, las fases de declinación se definen de la siguiente forma: Si la producción es menor al 85% del máximo y mayor al 50 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la primera fase de declinación (FI); si la producción es menor al 50 por ciento del máximo y mayor al 25 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la segunda fase de declinación (FII); y, finalmente, si la producción es menor al 25 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la tercera fase de declinación (FIII). Fuente: CNH y AIE

Veracruz

Golfo de México

Oaxaca

Oaxaca

I II III I II IIISúper Gigante - 16.3 - 16.3 0.8 3.0 4.9 3.4Gigante 11.4 7.8 11.2 9.8 3.0 3.7 7.6 6.5Grande 17.6 13.1 17.5 16.1 5.5 7.2 11.8 10.4

Fase de declinaciónTotal

Fase de declinaciónTotal

Experiencia InternacionalMéxicoTamaño


17

II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?

Un elemento fundamental para el diseño de la política de hidrocarburos en el

mediano y largo plazos es entender las razones que llevaron a la industria

petrolera nacional a la situación en que se encuentra actualmente.

Sin duda, la declinación del campo súper gigante Akal, del activo Cantarell, juega

un rol esencial en la declinación de la producción nacional; sin embargo, dicho

evento era perfectamente previsible, al igual que lo es al día de hoy la eventual

declinación de los campos gigantes Ku, Maloob y Zaap, que han ocasionado la

reducción de la tasa de declinación de la producción nacional principalmente a

partir de 2007.

¿Cuáles son entonces los elementos que explican el profundo deterioro de la

industria petrolera nacional?

Disponibilidad de recursos petroleros

Los recursos petroleros se clasifican en reservas, recursos contingentes y

recursos prospectivos. El término recursos petroleros abarca todas las cantidades

de petróleo: lo ya producido; lo ya descubierto, sea comercialmente viable

(reservas), o no sea comercialmente viable (recursos contingentes); y, lo aún no

descubierto, pero que a una fecha dada se estima que serán potencialmente

recuperables (recursos prospectivos).


18

Tabla 4. Clasificación de recursos petroleros

Fuente: Society of Petroleum Engineers, SPE

a) Reservas de hidrocarburos

Las reservas de hidrocarburos, es decir, los recursos ya descubiertos y

comercialmente viables, pueden ser además categorizadas en función del nivel de

certidumbre asociado con las estimaciones, el cual a su vez depende del grado de

madurez del proyecto

Al 1 de enero de 2009, el país contaba con 43 mil 563 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente de reservas totales (3P), distribuidas en 713 campos

ubicados en cuatro principales cuencas o provincias.


19

Tabla 5. Reservas según cuenca

*Reservas de Hidrocarburos al 1ero de enero de 2009. Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex.

Si analizamos la producción histórica del país, se observa que al 1 de enero de

2009 la producción acumulada del país superó los 50 mil mmbpce. Las reservas

3P a la misma fecha equivalen al 87% de dicho monto.

Gráfica 7. Reservas y producción acumulada

(mmbpce)

*Reservas de hidrocarburos al 1ero de enero de 2009. Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex

TipoAceite (MMB)

Gas (MMMPC)

Equivalente (MMBPCE)

Aceite (MMB)

Gas (MMMPC)


Aceite (MMB)

Gas (MMMPC)


Total Nacional 10,404 17,650 14,308 20,279 36,936 28,157 30,930 60,374 43,563 Terrestre

Cuencas Burgos-Sabinas - 1,933 391 - 3,066 622 - 4,787 963 Terrestre

Cuencas Tampico-Misantla 816 1,412 1,081 6,155 14,161 9,002 12,374 30,490 18,497 Terrestre

Cuenca Veracruz 13 873 181 18 1,068 223 29 1,227 265 Terrestre

Cuenca Sureste 9,575 13,431 12,655 14,106 18,640 18,310 18,527 23,871 23,838

Salina del Istmo 191 272 247 283 390 365 390 529 495 Terrestre

Reforma-Chiapas 2,250 5,721 3,633 2,816 7,011 4,502 3,165 7,579 4,984 Terrestre

Macuspana 39 609 169 82 1,104 323 97 1,299 383 Terrestre

Sonda de Campeche 6,483 4,609 7,532 9,671 5,677 10,942 12,740 6,678 14,235 Marino

Litoral de Tabasco 613 2,220 1,075 1,254 4,459 2,178 2,134 7,787 3,741 Marino

Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3PCuenca

Marino -Terrestre

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

Reservas Producción acumulada

Probadas

Probables

Posibles

1P

2P

3P

Reservas* Producción Acumulada


20

Lo anterior es un claro indicativo de que si bien no todas las reservas se lograrán

materializar en producción, existe un gran potencial para la reclasificación de

reservas y su consecuente producción.

El volumen de reclasificación de reservas que se puede alcanzar está en función

de la inversión en infraestructura y principalmente de la incorporación de

tecnologías de recuperación secundaria y/o mejorada.

Para dimensionar el impacto que pueden tener los cambios tecnológicos en la

reclasificación de reservas, y por tanto en la producción, considérese la evolución

que registran los factores de recuperación en el mundo.

Conforme se reporta en el Primer Documento Técnico de Factores de Recuperación de Aceite y Gas publicado por CNH, diversos países han logrado

aumentar el factor de recuperación de sus campos de manera considerable. Se

destaca el caso de Noruega, que logró aumentar 10 puntos el factor de

recuperación de sus campos al pasar de 36 a 46 por ciento de 1992 a 2008.

b) Recursos prospectivos

En lo que respecta a las cantidades estimadas de petróleo a ser potencialmente

recuperables a una fecha dada, éstas tienen asociadas una probabilidad de

descubrimiento, además de un nivel de incertidumbre asociado con estimaciones

de recuperación suponiendo su descubrimiento.

En este ámbito, al 1 de enero de 2009 el país tenía identificados más de 56 mil

millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos,

distribuidos en menos de 3 mil oportunidades exploratorias.


21

Mapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca

Fuente: CNH

En la gráfica anterior se observa que el Golfo de México y las Cuencas del Sureste

concentran casi el 85% del total de los recursos prospectivos del país. Asimismo,

cabe mencionar que del total de dichos recursos, más de la mitad se encuentran

en tierra o en aguas someras (tirantes de agua menores a 500 metros).

Gráfica 8. Recursos prospectivos según ubicación (miles mmbpce)

Fuente: CNH

Salina del

Itsmo

Litoral de

Tabasco

Chiapas-Tabasco-

Comalcalco

Tampico MisantlaOportunidades : 239 MMBPCE : 2,435

Sabinas Oportunidades : 92 MMBPCE : 438

Veracruz Oportunidades : 361 MMBPCE : 1,570

Plataforma de YucatánOportunidades : 40 MMBPCE : 1,389

Burgos Oportunidades: 512 MMBPCE: 2,719

P

Cuencas del SuresteOportunidades : 1,108 MMBPCE : 16,703

Golfo de México Oportunidades : 640 MMBPCE : 31,485

Marinos43.8

Terrestres12.8

56.6MMMBPCE

43.8MMMBPCE

19.7

3.74.3

16.1

> 1,500

< 500

500 – 1,0001,000 – 1,500

Tirantede agua

(mts)

AguasProfundas

27.7MMMBPCE

Total Marinos


22

CNH estima que los recursos prospectivos identificados a la fecha permitirían por

si mismos mantener la plataforma de producción constante en el corto plazo e

incrementarla a 3.3 millones de barriles diarios para 2025. No obstante, los

análisis de la Comisión muestran que para ello se requiere de un esfuerzo sin

precedentes en la actividad exploratoria del país, al pasar de un promedio de 68

pozos exploratorios por año en los últimos 11 años a más de 165 pozos

exploratorios anuales durante los próximos 15 años.

Desde el punto de vista de inversión, el esfuerzo exploratorio implica una

modificación significativa al portafolio de exploración y producción. Actualmente

Pemex Exploración y Producción destina cerca del 15% de su presupuesto de

inversión a proyectos de exploración. Estimaciones de CNH apuntan que para

alcanzar de manera sostenible una plataforma de 3.3 millones de barriles será

necesario recomponer el portafolio de inversión para que la proporción del

presupuesto que se destina a exploración alcance niveles cercanos al 30%.

Gráfica 9. Pozos exploratorios requeridos

Fuente: CNH

Si bien la industria enfrenta un reto en materia de exploración y desarrollo sin

precedentes, se puede afirmar que los recursos petroleros con que cuenta el país

(reservas y recursos prospectivos) son más que suficientes para alcanzar niveles

3954 57

94104

78 73

49

70 7259 66

90

123

144159

168180

193195186

178174176

208

243

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

73

49

70 72

3954 57

94104

7859

*2010 corresponde al POT I


23

de producción de más de 3 millones de barriles diarios, así como para lograr tasas

de restitución de reservas superiores al 100%. Esto es, el deterioro de la industria

petrolera nacional no responde a la escasez de recursos petroleros.

Disponibilidad de recursos financieros

Al tiempo que las reservas de hidrocarburos y los niveles de producción han

venido disminuyendo, el presupuesto de inversión asignado a Pemex Exploración

y Producción se ha mantenido en constante aumento. Las inversiones en

exploración y explotación han alcanzado un récord histórico, pasando de 29 mil

millones de pesos en 1990 a 233 mil millones de pesos en 2009.

Gráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos

(miles de millones de pesos @ 2010)

Fuente: CNH

La caída en la producción y el crecimiento del presupuesto en inversión que se

asigna a Pemex Exploración y Producción se traduce en un incremento sostenido

en los costos por barril de descubrimiento y desarrollo de campos en el país.

9 11 11 6 7 7 6 8 11 7 7 6 12 22 27 18 19 20 24 3120 19 16 19 21 24 38 46 62 60 60 70 7494

116 120 135 143165

202

0

50

100

150

200

250

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Exploración Explotación


24

Gráfica 11. Producción nacional e inversiones totales (mmbpce, miles de millones de pesos @ 2010)

Fuente: CNH

Observando que el presupuesto asignado a Pemex Exploración y Producción ha

crecido a una tasa promedio anual de 15% en términos reales en los últimos 10

años, es difícil pensar que el deterioro de la industria nacional de exploración y

explotación se explique simplemente por un problema de restricción

presupuestaria.

Ciertamente, la explicación del deterioro de la industria no está, ni en la

disponibilidad de los recursos petroleros, ni en la disponibilidad de recursos

financieros.

0

50

100

150

200

250

1,250

1,300

1,350

1,400

1,450

1,500

1,550

1,600

1,650

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009 M

iles

de m

illon

es d

e pe

sos

@ 2

010

mm

bpce

Producción Equivalente Inversión total

Costos


25

II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

La inminente declinación de la mayor parte de los campos petroleros del país, la

complejidad geológica que se enfrenta en los nuevos campos en desarrollo, como

es el caso de Chicontepec, así como la necesidad de multiplicar los esfuerzos en

materia exploratoria y de desarrollo de campos, marcan la agenda de la nueva

industria de exploración y producción.

La nueva agenda petrolera impone retos significativos en materia de planeación y

ejecución. De un análisis realizado por CNH se estima que para incrementar la

plataforma de producción a 3.3 millones de barriles diarios para 2025, es

necesario que Pemex Exploración y Producción tenga la capacidad de triplicar el

número de campos en aguas someras que actualmente opera; incrementar en 259

el número de campos terrestres en operación; y operar 41 campos en aguas

profundas del Golfo de México.

Gráfica 12. Campos en producción según tipo (número)

Fuente: CNH

Los retos que aquí se señalan no son recientes; éstos han estado presentes

desde hace más de una década. La caída que se observa en la plataforma de

producción y en el nivel de reservas obedece a un reto en materia de planeación y

611 611 611 621 638 659 697 724 749 765 798 827 840 843 850 870

112 129 152 161 166 176 184 205 217 234 253 269 290 326 352 365

4 4 4 5 9 15 16 18 20 26 29 32 34 35 40 41

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Terrestre Someros Aguas Profundas

611

1124


26

de ejecución que no se ha podido superar. El reto de la industria es de prácticas

gerenciales.

Las distintas áreas de oportunidad que aquí se han señalado en materia de

exploración y producción tienen como denominador común que apuntan a la

necesidad de reenfocar el horizonte de planeación hacia el largo plazo. El

reconocer que los niveles actuales de inversión en exploración son insuficientes; la

necesidad de aumentar los factores de recuperación mediante la incorporación de

un amplio programa de recuperación secundaria y mejorada, y la necesidad de

transformar las capacidades de gestión de Petróleos Mexicanos para multiplicar su

capacidad de ejecución: todas estas líneas de acción requieren visión de largo

plazo.

En la raíz de las causas del deterioro de la industria se encuentra una estrategia

de explotación que ha privilegiado la producción de crudo en el muy corto plazo a

costa de la producción y la creación de valor a largo plazo. Desafortunadamente,

este tipo de estrategias son insostenibles en el tiempo; eventualmente el largo

plazo se hace presente.

Retos en materia de planeación y ejecución

Dentro de los retos en materia de planeación y ejecución, se destacan los

siguientes:

1. Definir y transparentar la metodología para la conformación de un portafolio

de inversión con visión de largo plazo en materia de exploración y

producción. A la fecha existe poca claridad en la metodología que emplea

Pemex Exploración y Producción para definir la composición de su cartera

de inversión.


27

En esta tarea, CNH juega un papel fundamental, ya que en cumplimiento de

su Ley tiene la responsabilidad de proporcionarle a la Secretaría de Energía

los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de

hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa sectorial

en la materia.

2. Mejorar el mecanismo de rendición de cuentas a nivel proyecto de inversión

o activo. Cada proyecto o activo debe ser capaz, no sólo de acreditar su

viabilidad técnica ante CNH, como ya lo establece la ley, sino que debe ser

capaz de generar su propio fondeo en el mercado de deuda, sin contar con

la garantía explícita o implícita del Gobierno Federal. Sólo de esta forma

Petróleos Mexicanos podrá transitar hacia una mayor autonomía

presupuestaria, y por tanto, hacia prácticas empresariales que la pongan a

la altura de otras empresas petroleras estatales.

Distintos arreglos de organización y vehículos financieros permitirían lograr

lo anterior.

3. Multiplicar las capacidades de aprendizaje y de ejecución, para ello se

recomienda evaluar aspectos como:

Incorporar un proceso de evaluación y rendición de cuentas en cada

una de las tres etapas básicas de cada proyecto: exploración, desarrollo

y producción. La creación de valor debe procurarse y medirse por

separado, particularmente en las etapas de exploración y desarrollo, no

sólo en la fase de producción.

En años recientes Petróleos Mexicanos incorporó la metodología EVA

(Economic Value Added), misma que es propicia para lograr un control

del proyecto como el que aquí se propone. No obstante, esta

metodología no ha sido aplicada con el rigor requerido a nivel proyecto.


28

Generalmente Petróleos Mexicanos reporta el EVA a nivel global o a un

nivel que agrupa diversos proyectos, lo que le resta toda efectividad a

este indicador.

Es una tendencia mundial el incorporar procesos de ejecución que

claramente dividan las fases de exploración, desarrollo y producción.

Este tipo de procesos favorecen el óptimo desarrollo de los campos

petroleros, así como la especialización y el desarrollo tecnológico.

Detonar las nuevas capacidades de ejecución que se generaron con la

reciente reforma legal en los diferentes campos petroleros del país.

Particularmente, se identifica que las nuevas capacidades contractuales

de Pemex Exploración y Producción serían propicias para acelerar el

desarrollo de diversos campos de tamaño medio y pequeño en aguas

someras.

4. Desarrollar un plan general de incorporación y desarrollo tecnológico para

la implementación de sistemas de recuperación secundaria y/o mejorada en

la mayor parte de los campos productores del país.

Este plan debe surgir de manera natural a consecuencia del análisis de

portafolio, referido en el primer punto. No obstante, se menciona de manera

específica, ya que dentro de la cartera de proyectos de Pemex Exploración

y Producción aún no se incorporan proyectos de recuperación mejorada en

distintos campos petroleros, como por ejemplo, en los proyectos de

Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.3

3 Los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap tienen campos con sistemas de recuperación secundaria; Akal y Ku-Maloob, respectivamente.


29

Asegurar el máximo aprovechamiento de los yacimientos del país es un

mandato de Ley para CNH. Es por ello que la evaluación de los planes de

recuperación secundaria y/o mejorada son aspectos centrales a evaluar por

parte de la Comisión, tanto al momento de proponer las bases de la política

de hidrocarburos, como al momento de llevar a cabo los dictámenes

técnicos de cada proyecto.

5. Establecer un arreglo organizacional adecuado para la explotación de

campos no convencionales o de alta complejidad geológica y petrofísica,

como es el caso de Chicontepec. A nivel internacional se observa que

empresas petroleras eligen crear una empresa filial específica para la

explotación de este tipo de yacimientos. La lógica de ello radica en que la

explotación de este tipo de campos requiere procedimientos y tecnologías

especializadas con un estricto control en el manejo de los costos; ello, ya

que se trata de yacimientos que representan márgenes de rentabilidad

relativamente bajos.

6. Desarrollar un marco de regulación acorde a la nueva realidad de la

industria.

Se ha dicho que Pemex Exploración y Producción requiere multiplicar sus

actividades de exploración y desarrollo. Particularmente, como parte de la

estrategia para revertir la caída en el nivel de producción debe ser capaz de

operar más de cuarenta campos en aguas profundas del Golfo de México.

Esta nueva dinámica exige un marco de regulación que asegure mejores

prácticas en la explotación y seguridad industrial.

A este respecto, cabe apuntar que hacia el último trimestre del año, CNH

emitirá el primer paquete de regulación técnica para la explotación y

operaciones en aguas profundas.


30

III. Marco legal y misión

III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

Con el propósito de enfrentar los grandes retos de la industria de exploración y

extracción de hidrocarburos y a fin de garantizar a mediano y largo plazos la

seguridad energética del país, el Ejecutivo Federal presentó el 8 de abril de 2008,

un paquete de iniciativas de reforma y creación de diversas disposiciones de este

sector, dentro del que se incluyó la propuesta de instalación de un órgano

desconcentrado de la Secretaría de Energía con autonomía técnica y operativa

que fungiera como instrumento de apoyo indispensable para fortalecer al Estado

como rector de la industria petrolera.

Posteriormente, el 28 de noviembre de ese mismo año, se publicó en el Diario

Oficial de la Federación, la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH),

por virtud de la cual el Congreso de la Unión instituyó a CNH. Igualmente, se

reconoció su existencia en diferentes disposiciones tales como la Ley Orgánica de

la Administración Pública Federal y la Ley Reglamentaria del Artículo 27

Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27C).

De esta manera, CNH se instaló formalmente el 20 de mayo de 2009, mediante el

nombramiento presidencial de los cinco comisionados integrantes de su órgano de

gobierno. Posteriormente, CNH publicó su Reglamento Interno en el Diario Oficial

de la Federación el 28 de agosto de 2009.

En este nuevo arreglo institucional, el Gobierno Federal por conducto de la CNH,

cuenta ahora con un organismo con autonomía técnica que lo apoyará en la

administración de los recursos y reservas de hidrocarburos con la finalidad de

crear el mayor valor económico posible, en beneficio de todos los mexicanos.


31

III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

La Misión de CNH consiste en apoyar al Gobierno Federal en la administración de

los recursos y reservas de hidrocarburos, con la finalidad de crear el mayor valor

económico posible en beneficio de todos los mexicanos.

Por su parte, el objeto fundamental de CNH es regular y supervisar la exploración

y extracción de carburos de hidrógeno, que se encuentren en mantos o

yacimientos, cualquiera que fuere su estado físico, incluyendo los estados

intermedios, y que compongan el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven

de él, así como las actividades de proceso, transporte y almacenamiento que se

relacionen directamente con los proyectos de exploración y extracción de

hidrocarburos.4

Para la consecución de su objeto, CNH deberá ejercer sus funciones procurando

que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos Mexicanos y de sus

organismos subsidiarios se realicen con arreglo a las siguientes bases:5

Elevar el índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de

petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones

económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en

proceso de abandono y en explotación.

La reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad

energética de la Nación, a partir de los recursos prospectivos, con base en la

tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos.

4 Artículo 2º de la LCNH. 5 Artículo 3º de la LCNH.


32

La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción

de hidrocarburos en función de los resultados productivos y económicos.

La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos

naturales en exploración y extracción petrolera.

La realización de la exploración y extracción de hidrocarburos cuidando las

condiciones necesarias para la seguridad industrial.

La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su

extracción.

Las atribuciones de CNH se encuentran alineadas con estas bases y se agrupan

en las siguientes categorías: Política de Hidrocarburos; Evaluación y Dictamen de

Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos; Regulación, Análisis y

Supervisión y Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía.

III.3 Política de hidrocarburos

CNH es responsable de aportar los elementos técnicos para el diseño y definición

de la política de hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa

sectorial competencia de la Secretaría de Energía.6

De esta forma, CNH funge como apoyo técnico de la Secretaría de Energía en lo

relativo a la definición de la política de hidrocarburos. A este respecto, se

mencionan algunas otras atribuciones:

Participar, con la Secretaría, en la determinación de la política de restitución

de reservas de hidrocarburos;

Proponer a la Secretaría, el establecimiento de zonas de reservas petroleras; 6 Artículo 4º fracción I de la LCNH.


33

Emitir opinión sobre la asignación o cancelación de áreas para fines de

exploración y explotación petrolíferas;

Opinar sobre los permisos para el reconocimiento y la exploración superficial a

efecto de investigar sus posibilidades petrolíferas.

III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación

CNH cuenta con facultades para dictaminar técnicamente los proyectos de

exploración y extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones

sustantivas, previo a las asignaciones que otorgue la Secretaría de Energía.7

Asimismo, los dictámenes técnicos que emita la CNH servirán para que la

Secretaría apruebe los principales proyectos de exploración y explotación de

hidrocarburos que desarrolle Petróleos Mexicanos. De esta forma, dichos

dictámenes servirán para que la Secretaría pueda otorgar, rehusar, modificar,

revocar y, en su caso, cancelar asignaciones para exploración y explotación de

hidrocarburos.8

De esta forma, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán

adjuntar el dictamen técnico de CNH a las solicitudes de asignaciones petroleras

que presenten a la Secretaría de Energía.9

7 Artículo 4º de la LCNH, fracción VI. 8 Artículo 33 fracciones IX y X de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. 9 Artículo 12, fracción III, del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (RLR27C).


34

III.5 Regulación, análisis y supervisión

Regulación

Como se mencionó anteriormente, el objeto fundamental de CNH es regular y

supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, por lo que se le

ha dotado de las atribuciones necesarias para establecer lo siguiente:

Las disposiciones técnicas aplicables a la exploración y extracción de

hidrocarburos, en el ámbito de su competencia;

Los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los

proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión

de Petróleos Mexicanos;

Los mecanismos de evaluación de la eficiencia operativa en la exploración y

extracción de hidrocarburos;

Los instructivos que deberán observarse para que Petróleos Mexicanos y sus

organismos subsidiarios proporcionen la información de los proyectos de

exploración y extracción, informes y datos que CNH le solicite, y

Las normas oficiales mexicanas del ámbito de su competencia, en los

términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización.

Lo anterior, sin perjuicio de la emisión de regulación de la industria petrolera,

disposiciones administrativas, normas de carácter general, criterios de aplicación y

de interpretación necesarios en el ámbito de sus atribuciones y conforme a la

legislación aplicable.10

10 Artículos 11 y 15 de la LR27C y 3 del RLR27C.


35

Análisis y supervisión

Otra facultad importante de CNH es la de supervisar y vigilar el desempeño de

Petróleos Mexicanos en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, de

la cual se derivan las siguientes atribuciones:11

Supervisar, verificar, vigilar y, en su caso, certificar el cumplimiento de sus

disposiciones. Para ello, CNH puede ordenar visitas de inspección, la

instalación de instrumentos de medición, la entrega de información y la

comparecencia de funcionarios de Petróleos Mexicanos y de sus organismos

subsidiarios. En su caso, CNH debe dar aviso a la Secretaría de Energía por

las violaciones que detecte al marco normativo;

Supervisar, verificar, vigilar e inspeccionar la aplicación y el cumplimiento de

las normas oficiales mexicanas que en la materia se expidan;

Evaluar la conformidad de las normas oficiales mexicanas relativas a las

materias de su ámbito de aplicación, y aprobar a las personas acreditadas

para la evaluación;

Determinar las violaciones a las disposiciones y normatividad técnica que

emita, tomando las medidas conducentes para corregirlas;

CNH podrá realizar las siguientes acciones de conformidad con las facultades

que le fueron conferidas:12

- Ordenar la práctica de visitas de verificación;

- Requerir datos, documentos y, en general, todo tipo de información, así

como acceder a los programas, sistemas y bases de datos electrónicos

de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios;

11 Artículos 2 y 4º fracciones XIII, XIX, XX y XXIII. 12 Artículo 34 del RLR27C.


36

- Requerir la exhibición de dictámenes, reportes técnicos, informes de

pruebas, certificados o cualquier otro documento de Evaluación de la

Conformidad emitidos por Unidad de Verificación, laboratorio de

pruebas u organismo de certificación, aprobados por la Secretaría.

Reservas

Cada año CNH dará el visto bueno a los reportes finales de certificación de

reservas de hidrocarburos realizados por los terceros independientes contratados

por Petróleos Mexicanos o sus organismos subsidiarios. Asimismo, aprobará los

reportes de evaluación o cuantificación de reservas probadas, probables y

posibles elaborados por Petróleos Mexicanos.

Con base en la información que proporcione la Comisión, la Secretaría de Energía

registrará y dará a conocer las Reservas de Hidrocarburos del país.

III.6 Transparencia y acceso a la información

Registro de información geológica

Parte de la contribución de CNH al Sistema Nacional de Información de

Hidrocarburos será la creación del Registro de Información Geológica, el cual

contendrá:13

Estudios de cuencas que hayan sido exploradas o explotadas.

Sistemas petroleros.

Información geológica de pozos exploratorios.

Actualización de los recursos prospectivos. 13 Artículo 5º, fracción IV del RLR27C.


37

Dicha información será pública y se proporcionará a la Secretaría de Energía para

que sea añadido al Sistema.

Registro petrolero

Adicionalmente, CNH debe establecer y administrar un Registro Petrolero, que

será público, en el que por lo menos deberán inscribirse:14

Sus resoluciones y acuerdos.

Los dictámenes, disposiciones y normas que expida.

Los convenios, contratos y actos jurídicos que deban constar en el Registro.

Los decretos de ocupación provisional, de ocupación definitiva o de

expropiación de terrenos que se requieran para la industria petrolera, que

obren en el Catastro Petrolero.

Las asignaciones de áreas para los efectos del Artículo 5o. de la LR27C, que

obren en el Catastro Petrolero.

Los Decretos Presidenciales que establecen zonas de reservas petroleras,

que incorporan o desincorporan terrenos a las mismas, que obren en el

Catastro Petrolero, y

Los demás documentos que señalen otros ordenamientos.

14 Artículo 4º, fracción XXI de la LCNH.


38

Información estadística

Con la finalidad de darle transparencia al sector de hidrocarburos y a fin de

sistematizar y mantener actualizada la información relevante en esta materia, CNH

es responsable de recabar, analizar y mantener actualizada la información y la

estadística relativa a:15

La producción de petróleo crudo y gas natural.

Las reservas probadas, probables y posibles.

La relación entre producción y reservas.

Los recursos prospectivos.

La información geológica y geofísica.

Otros indicadores necesarios para realizar sus funciones establecidas en la

LCNH.

15 Artículo 4º fracción IX de la LCNH.


39

IV. Informe de labores

CNH ha enfrentado grandes retos para establecer su estructura funcional en estos

primeros meses de vida institucional. No obstante, destacan los avances que ha

logrado en este periodo, a pesar de las limitaciones presupuestales y de la

consecuente falta de capacidad para ampliar su planta laboral durante el año 2009

(Ver anexo).

En esta sección se presentan los primeros avances y acciones, con los cuales

CNH se orienta estratégicamente hacia el cumplimiento de su misión y objeto.

Destaca que CNH cuenta con el Órgano Interno de Control de la Secretaría de

Energía16, el cual le ha proporcionado la asesoría y el apoyo necesarios para el

diseño, implementación y seguimiento de su operación y estrategia.

De esta forma, los cinco comisionados que conforman el Órgano de Gobierno de

CNH celebraron siete sesiones durante 2009, durante las cuales se encomendó a

sus estructuras técnica y administrativa distintas tareas resumidas en las

secciones siguientes.

IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos

Durante 2009, CNH realizó los primeros estudios prospectivos para la estimación

de la plataforma anual de producción de hidrocarburos para los siguientes años

con base en las reservas probadas y la capacidad instalada de Petróleos

Mexicanos.

16 Artículo 47 del reglamento Interno de la Secretaría de Energía.


40

De esta manera, se elaboró el “Anteproyecto de Propuesta de Plataforma

Anual de Producción de Petróleo y Gas de Petróleos Mexicanos para el

periodo 2010-2015”. En dicho anteproyecto se estimó la producción de

hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en el corto plazo, consistente con su

capacidad instalada. La estimación se presenta a continuación:

Tabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015

Fuente: CNH. Elaborada en 2009.

Destaca que para lograr la plataforma descrita es necesario potenciar la

producción de las reservas ya descubiertas, incrementar los factores de

recuperación actuales e intensificar la actividad exploratoria del país para

aumentar el descubrimiento de nuevos recursos prospectivos.

En febrero de 2010, se concluyó el documento “Elementos Técnicos para el

Diseño y Definición de la Política de Hidrocarburos”. En dicho documento se

identifica el potencial de hidrocarburos del país, se enuncian los principales retos

que enfrenta la industria y se proponen las líneas de acción a nivel cuenca a corto,

mediano y largo plazos que son necesarias llevar a cabo para sacar adelante a la

industria petrolera nacional. El potencial identificado se resume la tabla siguiente:

2010 2011 2012 2013 2014 2015Petróleo Crudo (millones de barriles diarios)

Límite inferior 2.50 2.47 2.47 2.45 2.45Límite superior 2.55 2.69 2.75 2.87 2.90

Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos diarios)Límite inferior 6.03 6.01 5.96 5.91 5.91Límite superior 6.10 6.25 6.54 6.62 6.64

2.50

6.03


41

Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y Subcuenca

VO: Volumen Original Fuente: Pemex PEP

Los retos que se enfrentan son los siguientes:

1. Administrar la declinación de los campos e incorporar sistemas de

recuperación secundaria y/o mejorada en la totalidad de los campos en

declinación del país.

2. Acelerar el desarrollo de campos descubiertos.

3. Asegurar la explotación rentable de los yacimientos no convencionales del

país, como es el caso del PATG.

4. Incrementar la actividad de explotación en las cuencas de gas no asociado

del país, Burgos, Sabinas, Macuspana, etc.

Recursos Prospectivosc

Aceite (MMB)

Gas (MMMPC) (MMBPCE) Aceite

(MMB)Gas

(MMMPC) (MMBPCE) Aceite (MMB)

Gas (MMMPC) (MMBPCE) (MMBPCE)

Cuenca ProductorasCuenca Sureste 31,228.5 41,192.2 40,731.0 18,526.9 23,871.3 23,837.7 132,067.7 133,884.7 162,473.5

Subcuenca Salina del Istmo 1,737.4 2,117.9 2,158.2 390.4 528.5 495.4 7,134.3 6,821.3 8,489.5A.I. Cinco presidentes 1,737.4 2,117.9 2,158.2 390.4 528.5 495.4 7,134.3 6,821.3 8,489.5

Subcuenca Reforma-Chiapas 7,890.4 19,440.1 12,508.9 3,165.3 7,578.7 4,983.7 33,137.3 58,588.5 47,073.7A.I. Bellota-Jujo 2,920.8 4,439.6 3,964.2 1,095.6 2,492.9 1,681.5 11,854.3 15,492.5 15,495.5A.I. Muspac 1,686.1 9,267.7 3,845.7 343.3 1,675.4 733.7 7,410.5 24,896.9 13,212.0A.I. Samaria-Luna 3,283.5 5,732.8 4,699.0 1,726.4 3,410.4 2,568.5 13,872.5 18,199.1 18,366.2

Subcuenca Macuspana 28.8 5,651.2 1,273.5 97.2 1,299.4 383.4 435.1 9,047.7 2,427.9A.I. Macuspana 28.8 5,651.2 1,273.5 97.2 1,299.4 383.4 435.1 9,047.7 2,427.9

Subcuenca Sonda de Campeche 21,136.7 13,004.4 24,155.8 12,740.0 6,677.7 14,234.7 82,646.8 42,011.3 92,190.9A.I. Cantarell 13,259.6 5,946.7 14,874.2 5,657.9 2,840.4 6,429.1 37,761.3 17,836.6 42,604.1A.I. Ku-Maloob-Zaap 2,659.3 1,336.5 2,892.5 5,998.7 2,052.5 6,356.8 28,326.3 8,196.4 29,756.3A.I. Abkatún-Pol-Chuc 5,217.8 5,721.2 6,389.1 1,083.4 1,784.8 1,448.8 16,559.2 15,978.3 19,830.4

Subcuenca Litoral de Tabasco 435.2 978.6 634.6 2,134.0 7,787.0 3,740.5 8,714.2 17,415.9 12,291.5A.I. Holok-Temoa 0 0 0 0 2,430.3 514.9 0 3,497.7 741.0A.I. Litoral de Tabasco 435.2 978.6 634.6 2,134.0 5,356.7 3,225.6 8,714.2 13,918.2 11,550.5

Cuencas Tampico-Misantla 5,559.5 7,662.1 6,871.5 12,374.4 30,489.5 18,496.6 165,276.4 96,394.2 183,433.2A.I. Aceite Terciario del Golfo 160.1 269.8 214.8 11,554.0 28,822.7 17,392.7 136,783.6 54,222.0 147,767.5A.I. Poza Rica-Altamira 5,399.4 7,392.3 6,656.7 820.4 1,666.8 1,103.9 28,492.8 42,172.2 35,665.7

Cuenca Veracruz 75.8 2,348.9 529.2 28.5 1,226.7 265.3 821.9 5,610.9 1,905.0A.I. Veracruz 75.8 2,348.9 529.2 28.5 1,226.7 265.3 821.9 5,610.9 1,905.0

Cuencas Burgos-Sabinas 33.3 10,453.8 2,136.4 0.0 4,786.8 963.0 142.3 21,895.6 4,547.2A.I. Burgos 33.3 10,453.8 2,136.4 0.0 4,786.8 963.0 142.3 21,895.6 4,547.2

Cuencas No ProductorasCuencas de Golfo de México Profundo 29,500.0

Cuencas Plataforma de Yucatán 300.0

Total Nacional 36,897.1 61,657.0 50,268.1 30,929.8 60,374.3 43,562.6 298,308.3 257,785.4 352,359.0 52,300.0a Reservas de Hidrocarburos al 1 de Enero de 2009.b Acumulada al 1 de Enero de 2009.

16,700.0

Cuenca/SubcuencaReservas 3Pa

3,400.0

Producción Acumuladab Volumen Original

1,700.0

700.0


42

5. Reevaluar el potencial de los campos ya descubiertos en el país, dadas las

nuevas tecnologías existentes.

6. Incrementar la actividad exploratoria en zonas reconocidas con potencial

existente, principalmente en las aguas someras de la cuenca del sureste.

7. Iniciar la actividad exploratoria en zonas que aún no han sido evaluadas,

play subsalino, Mar Mexicano, etc.

Un elemento central es la necesidad de acelerar el desarrollo de campos

principalmente en aguas someras. Los campos en aguas someras que

actualmente están produciendo fueron desarrollados en promedio en 8 años, dado

que la práctica internacional es menor a 2 años.

Gráfica 13. Campos en aguas someras con producción (mmbpce, años)

Fuente: Pemex PEP y CNH

Como parte de las líneas de acción a seguir destacan el incremento en la actividad

exploratoria; la introducción de nuevas tecnologías para explorar en los plays

subsalinos, mismos que están probando ser altamente exitosos en otras partes del

mundo; así como establecer una estrategia integral de sistemas de recuperación

secundaria y/o mejorada en los campos del país.

Isla de LobosAtún

Akal

Nohoch

PolChuc

Batab

Caan

UechBalam

KaxSihil

Marsopa

Abkatún

Ku

Och

Zaap

ArenqueIxtoc

Lankahuasa

HomolXanab

Bagre ABagre B

Maloob

Yum

Bolontikú

ManikCarpa

ChacBacab

EkKanaab

Taratunich

KutzKabSinán

Ixtal

Takín

MayYaxché

Lum0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Res

erva

2P

Ori

gina

l

(mm

bpce

)

Años transcurridos de descubrimiento a producción1 - 2 2 - 4 4- 6 6- 8 8- 10 + 10

rsopp um

17,000...

nik

0


43

Para seguir con esta labor, en mayo de 2010 la Comisión elaboró el documento

titulado “Elementos Técnicos para la Determinación de la Plataforma Anual de

Producción de Petróleo y Gas y la Política de Restitución de Reservas 2011-

2025”, el cual utiliza un enfoque probabilístico basado en la evaluación económica

de la certificación de reservas de hidrocarburos 2010 y en la Base de Datos de

Oportunidades Exploratorias 2010.

La plataforma que se presenta en el documento es consistente con las metas

establecidas en la Estrategia Nacional de Energía (ENE) para el caso del aceite.

En el caso del gas, dado que no existen metas de gas dentro de la ENE, se

decidió mantener la plataforma de producción constante, como lo presentó

también Pemex Exploración y Producción.

El análisis se presenta bajo un enfoque probabilista para un ejercicio con una

probabilidad de ocurrencia de al menos 50% (escenario P50), y otro con una

probabilidad de ocurrencia de al menos 90% (escenario P90).

La plataforma de producción de aceite y gas estimada se presenta a continuación. Gráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50

(millones de barriles diarios)

Fuente: CNH


44

Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50 (miles de millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: CNH

El análisis realizado destaca los siguientes puntos:

En la explotación de reservas, el proyecto con la mayor incertidumbre es el

PATG, dicha volatilidad afecta no sólo la producción de aceite, sino también la

producción de gas.

Es necesario incrementar la actividad exploratoria para alcanzar las metas de

producción planteadas. La plataforma de producción y los niveles de

restitución de reservas planteados, requieren incrementar la actividad

exploratoria en casi cuatro veces, tanto en recursos financieros como en

físicos.

La inversión requerida para el escenario P50 supera los 300 mil millones de

pesos en 2025, de los cuales más de una tercera parte corresponde a

inversiones en exploración.

La producción en aguas profundas del presente análisis alcanza alrededor de

200 mil barriles diarios de crudo en 2025. La incertidumbre asociada a los


45

proyectos en aguas profundas es significativamente superior a los de aguas

someras, por lo que se sugiere reducir la dependencia en el mediano plazo de

estos proyectos.

Cumpliendo con su mandato de elevar la recuperación de crudo y gas, en el

mismo mes, se publicó el “Primer Documento Técnico de Factores de

Recuperación de Aceite y Gas” de las principales regiones productoras del país,

con el análisis de los principales activos y campos al 1 de enero de 2009, mismo

que:

a) Establece los factores de recuperación finales que actualmente presentan los

campos de explotación y fija este nivel como referencia para estudios

subsecuentes.

b) Analiza las mejores prácticas internacionales y las toma como referencia para

definir oportunidades de mejora.

c) Define la metodología que dé una mayor precisión al cálculo de los factores

de recuperación finales. Tabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fecha

*No incluye al Activo ATG Fuente: CNH

Cabe mencionar que estos factores de recuperación se van incrementando

conforme continúa la explotación de los campos.

RegiónFactor de

Recuperación (porcentaje)

Marina Noreste 29.1Marina Suroeste 30.8Sur 23.8Norte 19

Aceite*

RegiónFactor de

Recuperación (porcentaje)

Sur 75.8Norte 48.9

Gas


46

Por otra parte, con el fin de determinar el potencial petrolero del país (descubierto

y no descubierto) y los volúmenes de hidrocarburos que el país podría producir a

partir de ese potencial y con el propósito de aportar a la sociedad y a las

autoridades elementos de juicio que permitan el óptimo aprovechamiento de los

recursos petroleros del país, se conformó el “Comité de Apoyo Técnico sobre el

Potencial de Hidrocarburos de México”, inicialmente presidido por el

Comisionado Alfredo Guzmán Baldizán y actualmente presidido por el

Comisionado Guillermo Domínguez Vargas.

En este mismo sentido, CNH inició el estudio para la determinación del Potencial

de Hidrocarburos de México con la finalidad de clasificar y ubicar los recursos

petroleros del país. Los avances de este estudio se presentaron a la Secretaría de

Energía, por lo que actualmente se encuentra en la etapa final de revisión.

IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos

El Órgano de Gobierno de CNH solicitó a su personal técnico la realización de una

“Primera Revisión sobre el Proyecto de Aceite Terciario del Golfo”,

(Chicontepec)17, a fin de normar sus referencias sobre este tema. Lo anterior

debido a que en los próximos años Pemex Exploración y Producción estima que

dicho proyecto será el que requerirá la mayor cantidad de recursos financieros de

toda su cartera de proyectos.

17 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/CNH/_docs/ATG/ATG_primera_revision_8abril.pdf


47

Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec (barriles diarios)

Fuente: Pemex PEP

A pesar de haber iniciado actividades en 1952, Chicontepec se encuentra en

etapa de inicio de producción, ya que su producción acumulada hasta ahora

representa el 0.14% del Volumen Original in situ (VO) y sus reservas probadas

son inferiores al 0.5% del VO.

Tabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de

2009

Zona CampoProducción Promedio

(bd)

Número de Pozos

Perforados

Sur Presidente Alemán 2,753 88

Norte Soledad 1,354 59

Norte Soledad Norte 785 223

Norte Coyotes 496 40

Centro Miquetla 492 2

Sur Tajín 438 90

(1971-1982)

Zona CampoProducción Promedio

(bd)

Número de Pozos

Perforados

Sur Tajín 5,923 162

Sur Agua Fría 5,156 250

Sur Coapechaca 4,952 272

Norte Soledad Norte 1,132 1

Sur Corralillo 838 48

Centro Miquetla 619 0

(2002-2009)

Crudo MMBL

Gas MMMPC

SUMA MMBPCE

%

Volumen Original 136,783 54,222 147,211 100%

Suma reservas = 3P 11,554 28,822.7 17,096.6 11.61%

Reserva Posible (sin probable ni probada) 5,545.8 15,129 8,455 5.74%

Reserva Probable (sin probada) 5,507.2 12,861.9 7,982 5.42%

Reserva Probada 501.0 824.6 659.6 0.45%

Producción acumulada 160.1 269.8 212 0.14%

Fuente: Pemex PEP


48

El desempeño operativo del proyecto se ha visto mermado por factores como la

complejidad geológica, los fenómenos tectónicos, las bajas presiones, la

permeabilidad de la roca y los fenómenos de erosión y relleno, lo cual ha

implicado que el factor de recuperación estimado por Pemex Exploración y

Producción sea de 2%, muy por debajo del obtenido en otros países en

yacimientos con características petrofísicas similares. Para llegar a factores de

recuperación con niveles cercanos al 10% del VO, se requeriría de varias decenas

de miles de pozos.

La problemática que presenta el proyecto ATG es considerada como la causa

principal de incertidumbre respecto a las metas y objetivos planteados, así como

del rezago en sus resultados, destacando lo siguiente:

El VO fue calculado mediante un análisis volumétrico determinista proveniente

de algunos campos y fuentes no exhaustivas por lo que puede estar

sobreestimado debido a heterogeneidad geológica.

Presenta un programa incipiente de recuperación secundaria, y sólo cuenta

con una prueba piloto de inyección de agua.

Desconocimiento del subsuelo por lo que se presenta repetición de un mismo

diseño de perforación, operación y proceso de explotación que quizá no sean

acordes con las necesidades.

Insuficiente aplicación de las geociencias por lo que las localizaciones de los

pozos no son necesariamente óptimas.

A la fecha se han realizado 2 mil 220 reparaciones a pozos, sin que se haya

logrado la producción esperada por reparación.


49

La presión de saturación durante la explotación de los yacimientos se alcanza

rápidamente provocando baja en la productividad por altas relaciones gas-

aceite.

Por otra parte, con base en las estimaciones de Pemex Exploración y Producción,

Chicontepec generaría flujos positivos después de impuestos a partir de 2012,

logrando recuperar la inversión en valor presente en 2016. Sin embargo, sus

proyecciones asumen curvas de producción que no se han materializado, por lo

que CNH, con base en las productividades y curvas de producción observadas

(escenario P50), y de mantenerse éstas sin cambio, estimó que se obtendría flujo

de efectivo positivo en el 2015 y la recuperación de la inversión se alcanzaría

hasta el 2030.

Gráfica 17. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec

(barriles diarios)

*Supuestos: Precio de aceite 50 dólares por barril, precio del gas 4.5 dólares por millar de pie cúbico, tipo de cambio 13 pesos por dólar, tasa de descuento de 12% y régimen fiscal vigente. Para estimar la curva de producción con base en la información observada el proyecto se dividió en tres áreas: Sur, Centro y Norte. Fuente: CNH

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

-250%

-200%

-150%

-100%

-50%

0%

50%

100%

2006

20

07

2008

20

09

2010

20

11

2012

20

13

2014

20

15

2016

20

17

2018

20

19

2020

20

21

2022

20

23

2024

20

25

2026

20

27

2028

20

29

2030

Flujo de efectivo neto después de impuestosFlujo de efectivo neto después de impuestos acumulado (descontado@12%)

2006

6 00

620

07

20 2008

20

09

Observado Estimado CNHRecuperación de inversión

Flujo de efectivo Neto / Ingresos

Flujo de efectivo acumulado neto/ Ingresos Acumulados

Termina programa de perforación


50

Como producto de esta primera revisión, CNH emitió las siguientes

recomendaciones:

Es necesario que se concentren esfuerzos en cubrir la etapa de aprendizaje

antes de implementar un programa de perforación a gran escala.

Debe reconocerse que el proyecto en Chicontepec está en su fase de estudio

y desarrollo tecnológico (fase de conceptualización). En este sentido se

recomienda no imponer metas de perforación o de producción y definir metas

y métricas de desempeño propias de un proyecto de desarrollo e

implementación tecnológica.

Establecer un proceso de identificación de las tecnologías a probar o a

desarrollar.

Una vez identificadas las tecnologías, se deben definir los montos a invertir en

desarrollo e implementación tecnológica, así como los tiempos de ejecución.

Establecer resultados esperados en relación con la fase de desarrollo

tecnológico y criterios que permitan tomar decisiones sobre la inversión a gran

escala en Chicontepec.

En esta fase de estudio y desarrollo tecnológico convendría enfocar los

trabajos al conocimiento del subsuelo, específicamente en la caracterización

estática y dinámica, así como los aspectos críticos que controlan la

productividad de los yacimientos.

Los yacimientos del proyecto en Chicontepec cuentan con baja energía propia,

por lo que dentro de las estrategias de explotación a evaluar es fundamental

incluir métodos de mantenimiento de presión. En este sentido, debe definirse

un plan de recuperación secundaria y mejorada para la producción de

hidrocarburos.


51

Se recomienda que la reingeniería de diseño y gestión se lleve a cabo a través

de la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición), a fin

de identificar y evaluar las distintas tecnologías que pudieran emplearse para

la mejor explotación de los yacimientos.

Una vez concluida la etapa de aprendizaje y de selección de tecnologías, se

recomienda revisar la estimación de las reservas, los pronósticos de

producción y las evaluaciones económicas.

El proyecto en Chicontepec, ya sea en su fase de desarrollo tecnológico, o en

su fase de explotación, debe ser evaluado bajo una óptica de optimalidad del

portafolio nacional de exploración y producción.

Como parte de la elaboración de los Dictámenes de Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y cumpliendo con la Resolución aprobada por el

Órgano de Gobierno de CNH, el 14 de junio de 2010, se realizó la verificación

documental (primera fase del proceso de dictamen) de 13 proyectos de

exploración y explotación en ejecución, con observaciones al respecto en:

- Julivá

- Área Perdido

- Cazones

- ATG

- San Manuel

- Campeche Terciario

- Jujo-Tecominoacán

- Lakach

- Ku-Maloob-Zaap

- Complejo A.J. Bermúdez

- San Manuel

- Chuc

- Macuspana

- Cantarell


52

IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión

Regulación en materia de quema y venteo de gas

El 4 de diciembre de 2009, CNH publicó en el Diario Oficial de la Federación las

“Disposiciones Técnicas para Evitar o Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos”18 que tienen

por objeto que Petróleos Mexicanos realice la planificación para la conservación

del valor económico del gas presente en los yacimientos en explotación; buscando

siempre la maximización integral del valor económico de los yacimientos.

De acuerdo a dichas disposiciones se establecerán límites máximos o techos al

venteo y quema de gas asociado a nivel nacional, mismos que deberán ser

respetados por Petróleos Mexicanos.

La Comisión estima que con estos límites, se lograría generar un ahorro

económico de hasta 3,300 millones de dólares en los próximos 15 años.

Gráfica 18. Venteo y quema de gas según escenario (millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: CNH

18 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/_docs/QuemaVto/DT_QyV.pdf

0

100

200

300

400

500

600

700

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25mil

lon

es

de

pie

s c

úb

ico

s d

iari

os Nacional con Cantarell

Sin DisposicionesCon Disposiciones

Disminución estimada en la quema o venteo


53

El espíritu de la regulación en materia de quema y venteo de gas es que con base

en el límite máximo nacional establecido sea el propio Petróleos Mexicanos quien

se imponga metas a alcanzar anualmente a nivel activo integral, mismas que son

plasmadas en unos documentos denominados: manifiestos de quema y venteo de

gas. Los manifiestos se presentan a CNH a nivel activo integral, y su seguimiento

se encuentra publicado en nuestra página web www.cnh.gob.mx.

Gráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas

(total nacional sin Cantarell)

* El límite máximo de quema o venteo nacional (sin Cantarell) fue calculado de acuerdo a lo establecido en las Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema o venteo de gas y sus criterios de interpretación y aplicación. ** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas para 2010 establecido en los Manifiestos de los 10 Activos Integrales (se excluye a Cantarell). *** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas real en el periodo de enero a julio de 2010. Fuente: Pemex PEP


54

Regulación en materia proyectos de exploración y explotación

El 21 de diciembre de 2009 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los

“Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y

Explotación de Hidrocarburos y su Dictamen”19, a efecto de que Petróleos

Mexicanos cuente con elementos técnicos específicos para el diseño de los

proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, mismos que serán

considerados por CNH para emitir el dictamen técnico correspondiente.

Estos lineamientos establecerán la obligación de presentar los proyectos a

dictamen en cada una de sus etapas con base en la metodología Front End

Loading (FEL).

Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD

Fuente: CNH

Dicha metodología aplica para la fase de diseño de los proyectos de exploración y

explotación de hidrocarburos y contempla la realización de 3 etapas:

19 http://www.cnh.gob.mx/CNH/_docs/lineamientos_21dic2009.pdf

VISUALIZAR CONCEPTUALIZAR DISEÑAR EJECUTAR OPERAR Y EVALUAR

Buena definición y ejecución Mala definición y buena ejecución

Buena definición y mala ejecución Mala definición y ejecución

Lineamientos Técnicos para el Diseño de Proyectos

Valo

r

Aplicación del ValorFront End Loading (FEL) = Creación de Valor

Planeación

FactibilidadPunto de Decisión

Selección de ConceptoPunto de Decisión

Inversión FinalPunto de Decisión

Buena Definición

Mala Definición

Mala Ejecución

Buena Ejecución

Buena Ejecución

Mala Ejecución

A

B

C

D

A

B

C

D


55

I. Etapa de Visualización (V)/Perfil, se determinan diferentes alternativas de

diseño con las que se cuentan.

II. Etapa de Conceptualización (C)/Prefactibilidad, se analizan y evalúan las

oportunidades de negocio y se selecciona una de ellas.

III. Etapa de Definición (D)/Factibilidad, se garantiza el diseño final de los

proyectos con las especificaciones, estrategias y documentos necesarios para

la ejecución del proyecto dependiendo de la etapa en que se encuentre.

Adicionalmente, estos lineamientos serán utilizados por CNH para realizar la

revisión de los proyectos de exploración y explotación, con el objeto de garantizar

lo siguiente:

El mayor índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de

petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones

económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en

proceso de abandono y en explotación;

La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad

energética de la Nación y a partir de los recursos prospectivos, con base en la

tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos;

La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y explotación

de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos;

La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales

durante los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos;

La realización de la exploración y explotación de hidrocarburos, cuidando las

condiciones necesarias para la seguridad industrial;

La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su

explotación.


56

Regulación en materia reservas

En el ámbito de su competencia referente a la regulación en materia de reservas,

el 30 de junio de 2010 el Órgano de Gobierno de CNH aprobó, el Dictamen

Relativo a la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de

las Reservas Probadas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos

Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones de

las mismas Realizadas por Terceros Independientes.

Asimismo, el 19 de julio de 2010 el Órgano de Gobierno emitió la Resolución

mediante la cual CNH da a conocer los Lineamientos que Regulan el

Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de

Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos Elaborados

por Petróleos Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las

Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.

Regulación en materia de medición

CNH está trabajando en el establecimiento de lineamientos para los sistemas de

medición en la exploración y extracción de hidrocarburos. Lo anterior, debido a

que se busca que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos

Mexicanos se apeguen a las mejores prácticas internacionales.

Dichos lineamientos tienen por objeto establecer las bases para el diseño,

construcción, instalación, operación, prueba y mantenimiento de las áreas de

medición de transferencia de custodia de crudo.


57

Regulación en materia de seguridad industrial

Con el fin de identificar y conocer los riesgos asociados a aquellos proyectos que

se llevarán a cabo en aguas profundas, CNH ha comenzado un estudio referente a

la seguridad industrial en las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en aguas profundas.

A través de ello, se busca conocer la normatividad interna existente de Petróleos

Mexicanos y de sus organismos subsidiarios, así como las demás emitidas por

otras autoridades competentes, y con ello determinar si estas regulaciones son las

adecuadas y suficientes.

Comités de apoyo técnico

Por otra parte, CNH está creando Comités de Apoyo Técnico20, de carácter

temporal, que estarán conformados por expertos en la materia que se trate, de

acuerdo con las atribuciones de la Comisión y tendrán las funciones que para

cada caso apruebe el Órgano de Gobierno. Asimismo, entre los principios que los

rigen están los siguientes:

o Los miembros participarán a título personal en forma honorífica;

o Al aceptar su membresía, los integrantes del Comité se comprometen a

guardar en confidencialidad todos los documentos, información y sentido de

las discusiones que en el seno de sus sesiones se reciban o se obtengan;

o Todas las sesiones deberán realizarse de acuerdo a un protocolo

previamente propuesto por el presidente del comité;

o El Comité podrá contar con mesas separadas de trabajo dirigidas por

alguno de los miembros del Comité, el cual a su vez podrá invitar para

propósitos específicos la participación de terceras personas que guarden el

carácter de expertos. Tal invitación deberá ser firmada por el Presidente del

Comité. 20 Artículos 9 de la LCNH y, 11 y 21 del Reglamento Interno de CNH.


58

IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía En materia de Asignaciones Petroleras y Permisos de Exploración Superficial,

CNH participa en el grupo de trabajo para la definición de los índices de los

permisos, proyectos y asignaciones petroleras de exploración y explotación, con el

fin de definir la información que deberá presentar Petróleos Mexicanos en sus

solicitudes de las áreas para exploración y explotación de hidrocarburos. Lo

anterior, permitirá que CNH cuente con información para emitir opinión sobre el

otorgamiento de dichas áreas.

En el marco del Sistema Nacional de Información de Hidrocarburos, CNH

proporciona a la Secretaría de Energía la información que contendrá el Registro

de Reservas, proveniente de reportes de estimación de reservas remanentes

probadas, probables y posibles por campo, tipo de fluido y volúmenes originales

asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación o cuantificación y

certificación.

Asimismo, CNH apoyó a la Secretaría con el estudio del Análisis del Potencial

de Acumulación de Reservas y Producción 2010-2024 con el cual se presentó

la estimación de los perfiles de producción de aceite y gas para el periodo 2010-

2024.

En representación de la Secretaría de Energía y a solicitud de ésta, CNH participa

en la evaluación de los proyectos de desarrollo e implementación de tecnología

que se presentan a consideración del fondo sectorial SENER-CONACYT-

Hidrocarburos.


59

IV.5 Actividades en materia de transparencia y acceso a la información

CNH puso a disposición del público en general su portal de internet

www.cnh.gob.mx, el cual tiene por objeto primordial el cumplimiento de sus

obligaciones en materia de transparencia como institución del Gobierno Federal.

Dicho portal permite dar un panorama sobre la misión, composición y alcance de

CNH; así como las actividades y trabajos que realiza.

www.cnh.gob.mx


60

CNH ha iniciado un proceso de apertura de la información técnica del sector

mediante reportes estadísticos (ver anexo), con los que las instituciones públicas,

privadas, académicas y sociales tanto nacionales como internacionales, tendrán

acceso a información referente a:

Producción de crudo y aceite semanal.

Perforación y operación de pozos de desarrollo mensual.

Seguimiento a los programas operativos de trabajo de Petróleos Mexicanos

Exploración y Producción.

Indicadores financieros y de inversión de los proyectos de exploración y

explotación de hidrocarburos.

Seguimiento a la quema y venteo de gas natural.


61

V. Siguientes pasos

A lo largo del segundo año de labores CNH tiene previsto continuar y emprender

varias actividades y proyectos que le ayudarán a su consolidación institucional,

entre las que destacan las siguientes:

a) Acciones en materia de política de hidrocarburos

Actualmente, CNH está elaborando un análisis del portafolio de los proyectos de

exploración y explotación de hidrocarburos sobre la base de cuatro parámetros

básicos:

Riesgo;

Incertidumbre técnica;

Incertidumbre económica, y

Valor comercial de los proyectos.

Esta herramienta de trabajo arrojará luz sobre la eficiencia en la selección de los

proyectos que integran la cartera de inversión del sector.

b) Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos

CNH estará elaborando el dictamen de 40 proyectos de exploración y

extracción durante 2010 y 23 proyectos en 2011. Actualmente, CNH se

encuentra en etapa de revisión documental de 13 proyectos.


62

c) Actividades en materia de regulación

Regulación en materia de sistemas de medición en la exploración y

extracción de hidrocarburos.

Regulación en materia de normatividad para las actividades de perforación

en aguas profundas.

d) Actividades en materia de análisis

Análisis de curvas de declinación de la producción de crudo y gas de

manera histórica, basado en la información observada.

Continuar con la construcción de la base de datos técnica de CNH,

recabando toda la información y estadística relevante del sector.

e) Actividades en materia de supervisión

En breve, CNH emitirá recomendaciones para el mejor aprovechamiento de

los activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.

Se continuará con el seguimiento del desempeño del resto de los activos,

mediante el análisis de la producción, actividad física e inversión.

f) Actividades de Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía

Como ya es tarea recurrente, se llevará a cabo el análisis para determinar la

plataforma anual de producción de petróleo y gas y la política de restitución

de reservas 2011-2025 en apoyo a la Secretaría de Energía en el diseño de

la Estrategia Nacional de Energía.

Informe del Labores 2009

63

Anexo 1. Restricciones presupuestarias de CNH La Comisión cuenta con una plantilla laboral de 41 personas y un presupuesto anual de 5.9 millones de dólares

(mdd), siendo ésta sustantivamente menor en comparación a otras agencias reguladoras con responsabilidades

similares, las cuales tienen 367 empleados en promedio y 114.3 mdd de presupuesto anual.

Comparativo Internacional de las Agencias Nacionales Reguladoras

No. Comisión País Misión Año de creación

Presupuesto Anual (MMdls)

Origen de recursos No. de empleados

Producción Aceite (MBD)

Producción Gas

(MMPCD)

1Directorado del

Petróleo Noruego (NPD)

NoruegaContribuir a la creación del mayor valor posible de las actividades de

petróleo y gas.1972 60 Tarifas e Impuestos/

Presupuesto 350 2,182 4,640

2 Minerals Management Service (MMS)

Estados Unidos

Verif icar actividades de renta y producción mineral. 1982 296.8 Ingresos a través de

rentas y bonos 600 4,955 24,591

3 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Colombia

Promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los carburos

de hidrógeno. 2003 87

Ingresos por margen de comercialización por

contratos. Participaciones y regalías.

170 587 518

4 Railroad Comission of Texas (RRC)

Estados Unidos

Regular la exploración, explotación y trasporte de aceite y gas.

1891/1919

61 Tarifas a regulados 677 - -

5Departamento de

Recursos Petroleros (DPR)

NigeriaAsegurar el cumplimiento de las

regulaciones de la industria petrolera.

1970 - Licencias y permisos 250 2,165 2,182

6 Superintendencia de Hidrocarburos Bolivia

Establecer la política de hidrocarburos del país. Optimizar los recursos para exploración y

explotación.

1997 19.2

Presupuesto / Cobro de derechos / Multas / Auditorias / Tasa de

regulación

137 39 517

7Agencia Nacional de

Petróleo (Ente Nacional)

Brasil

Promover la reglamentación, contratación y f iscalización de actividades económicas de la

industria.

1997 162Sanciones

administrativas/Regalías por concesiones

385 1,812 625


64

Anexo 2. Reportes estadísticos


65


66


67

$11,214

$21,073

$15,041

$20,301

$49,221$577

$29,477

$7,204

$2,959

$6,242

$16,974

PROGRAMA ESTRATEGICO DE

GAS**$35,476

Inversión Asignada 2010

$215,761*

* La inversión considerada corresponde exclusivamente a recursos de gasto de capital destinados a proyectos de infraestructura económica (no se incluyen programas yproyectos de inversión de adquisiciones, mantenimientos, estudios de preinversión o de cualquier otro tipo que sean diferentes a los mencionados anteriormente).**La inversión del Programa Estratégico del Gas está distribuida en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39 campos); Activo Integral Macuspana (39campos);Activo Integral Muspac (11 campos);Activo Integral Litoral de Tabasco (6 campos) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2 campos).

DISTRIBUCIÓN DE LA INVERSIÓN ASIGNADA EN EL PEF 2010 POR ACTIVO(MILLONES DE PESOS DE 2010)

FUENTE: SHCP. Presupuesto de Egresos de la Federación 2010 disponible en : www.shcp.gob.mx


68

* El Avance Financiero a 2009 se refiere a la proporción que representa la inversión ejercida hasta 2009 de la inversión total.** El Programa Estratégico del Gas está compuesto por 97 campos distribuidos en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39); Activo Integral Macuspana (39); Activo Integral Muspac (11); Activo Integral Litoral deTabasco (6) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2)FUENTE: La información anterior al año 2009 corresponde a inversión reportada en el CUADRO 10 de Proyectos Presupuestarios derivados del Artículo Cuarto Transitorio de la LFPRH (Pifideps) del PEF 2009, y corresponde ainformación consultada en http://www.apartados.hacienda.gob.mx/presupuesto/temas/pef/2009/index.html. La información del año 2009 se refiere a la inversión ejercida en 2009 contenida en el Informe sobre la SituaciónEconómica las Finanzas Públicas y la Deuda Pública al Cuarto Trimestre de 2009. La información del año 2010 corresponde al presupuesto asignado en el PEF 2010

INVERSIÓN TOTAL DE PEMEX PEP POR ACTIVO Y PROYECTO (MILLONES DE PESOS DE 2010)

INVERSION TOTAL

ACUMULADO A 2006 2007 2008 2009

(ejercido)2010

(asignado) 2011 AÑOS POSTERIORES

AVANCE FINANCIERO

A 2009* Aceite y gas asociado 2,560,252 461,865 119,330 137,466 170,194 159,407 175,277 1,336,714 35%Abkatún-Pol-Chuc 133,619 37,017 7,211 7,581 9,296 11,214 10,770 50,530 46%

Integral Caan 51,567 19,171 3,000 3,583 4,144 4,535 4,682 12,452 58%Integral Chuc 82,052 17,846 4,211 3,998 5,152 6,680 6,088 38,078 38%

Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo) 694,303 11,850 5,562 11,105 24,001 21,073 28,756 591,955 8%Chicontepec (ATG) 694,303 11,850 5,562 11,105 24,001 21,073 28,756 591,955 8%

Bellota Jujo 154,062 28,247 10,802 15,042 16,540 15,041 15,613 52,777 46%Integral Bellota-Chinchorro 40,065 8,173 3,474 4,578 5,501 4,266 2,903 11,169 54%Integral Cárdenas 6,832 1,018 557 683 1,520 645 311 2,099 55%Integral El Golpe-Puerto Ceiba 34,884 8,864 2,283 2,459 2,400 2,858 3,373 12,647 46%Integral Jujo-Tecominoacán 72,282 10,192 4,489 7,322 7,120 7,272 9,026 26,861 40%

Cantarell 773,467 254,152 34,477 48,346 59,021 49,221 47,752 280,498 51%Cantarell 741,388 251,056 32,797 46,081 54,026 46,915 46,081 264,432 52%Integral Ek-Balam 32,079 3,096 1,680 2,266 4,995 2,306 1,671 16,066 38%

Ku-Maloob-Zaap 439,855 64,762 41,092 28,754 27,769 29,477 37,584 210,416 37%Integral Ku-Maloob-Zaap 439,855 64,762 41,092 28,754 27,769 29,477 37,584 210,416 37%

Litoral de Tabasco 75,282 3,999 787 2,325 6,574 7,204 8,643 45,749 18%Integral Ayín-Alux 17,532 254 16 57 1,137 1,134 590 14,345 8%Integral Och-Uech-Kax 11,079 2,652 71 482 585 1,263 1,487 4,540 34%Integral Yaxche 46,670 1,094 700 1,786 4,852 4,807 6,567 26,864 18%

Muspac 26,282 6,909 1,694 2,226 1,980 2,959 2,601 7,913 49%Integral Cactus Sitio-Grande 19,120 4,554 1,273 1,687 1,544 1,951 1,914 6,196 47%Integral Carmito-Artesa 7,163 2,356 420 539 437 1,008 686 1,717 52%

Poza Rica-Altamira 77,536 14,121 5,463 5,793 6,847 6,242 6,031 33,038 42%Integral Arenque 44,257 9,623 3,973 2,930 2,482 3,037 2,880 19,332 43%Integral Poza Rica 33,278 4,498 1,490 2,864 4,365 3,205 3,152 13,705 40%

Samaria Luna 185,847 40,809 12,242 16,292 18,165 16,974 17,526 63,838 47%Delta del Grijalva 43,273 12,833 2,177 4,330 5,190 5,833 4,940 7,971 57%Integral Antonio J. Bermúdez 142,574 27,976 10,065 11,962 12,975 11,141 12,587 55,868 44%

Gas No Asociado 968,664 224,637 43,386 51,349 62,796 56,354 73,326 456,816 39%Burgos 438,755 112,317 16,524 19,644 24,274 20,301 24,253 221,442 39%

Burgos 438,755 112,317 16,524 19,644 24,274 20,301 24,253 221,442 39%Holok-Temoa 22,583 0 0 0 287 577 3,631 18,089 1%

Integral Lakach 22,583 0 0 0 287 577 3,631 18,089 1%Varios** 507,325 112,320 26,862 31,705 38,235 35,476 45,443 217,285 41%

Programa Estratégico de Gas 507,325 112,320 26,862 31,705 38,235 35,476 45,443 217,285 41%Total 3,528,916 686,502 162,715 188,815 232,990 215,761 248,603 1,793,530 36%


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*El Programa Estratégico de Gas está compuesto por 97 campos distribuidos en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39); Activo Integral Macuspana (39); Activo Integral Muspac (11);Activo Integral Litoral de Tabasco (6) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2)FUENTE: La parte de la inversión total correspondiente a los años anteriores a 2009 proviene del CUADRO 10 de Proyectos Presupuestarios derivados del Artículo Cuarto Transitorio de la LFPRH(Pifideps) del PEF 2009 y corresponde a información consultada en: http://www.apartados.hacienda.gob.mx/presupuesto/temas/pef/2009/index.html . La información de 2009 se tomó del Informe dela Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública del Cuarto Trimestre de 2009 de la SHCP, La información correspondiente al año 2010 proviene de los montos asignados en elPEF 2010. Las dos últimas fuentes fueron consultadas en: http://www.shcp.gob.mx.

PROYECTOS DE PEMEX PEP CON ASIGNACIÓN EN PEF 2010(MILLONES DE PESOS DE 2010)

ACTIVO / PROYECTO INVERSIÓN TOTAL

ASIGNADO PEF 2010

PRESUPUESTO ORIGINAL 2009

EJERCIDO 2009

CAMBIO PRESUPUESTAL

2009-2010

EJERCIDO / ORIGINAL

2009Aceite y gas asociado 2,560,252 159,407 150,322 170,194 6% 113%

Abkatún-Pol-Chuc 133,619 11,214 7,048 9,296 59% 132%Integral Caan 51,567 4,535 2,200 4,144 106% 188%Integral Chuc 82,052 6,680 4,848 5,152 38% 106%

Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo) 694,303 21,073 27,159 24,001 -22% 88%Chicontepec (ATG) 694,303 21,073 27,159 24,001 -22% 88%

Bellota Jujo 154,062 15,041 16,448 16,540 -9% 101%Integral Bellota-Chinchorro 40,065 4,266 6,071 5,501 -30% 91%Integral Cárdenas 6,832 645 1,185 1,520 -46% 128%Integral El Golpe-Puerto Ceiba 34,884 2,858 3,218 2,400 -11% 75%Integral Jujo-Tecominoacán 72,282 7,272 5,974 7,120 22% 119%

Cantarell 773,467 49,221 50,816 59,021 -3% 116%Cantarell 741,388 46,915 44,239 54,026 6% 122%Integral Ek-Balam 32,079 2,306 6,577 4,995 -65% 76%

Ku-Maloob-Zaap 439,855 29,477 25,637 27,769 15% 108%Integral Ku-Maloob-Zaap 439,855 29,477 25,637 27,769 15% 108%

Litoral de Tabasco 75,282 7,204 4,865 6,574 48% 135%Integral Ayín-Alux 17,532 1,134 1,472 1,137 -23% 77%Integral Och-Uech-Kax 11,079 1,263 621 585 103% 94%Integral Yaxche 46,670 4,807 2,772 4,852 73% 175%

Muspac 26,282 2,959 1,769 1,980 67% 112%Integral Cactus Sitio-Grande 19,120 1,951 1,017 1,544 92% 152%Integral Carmito-Artesa 7,163 1,008 752 437 34% 58%

Poza Rica-Altamira 77,536 6,242 4,597 6,847 36% 149%Integral Arenque 44,257 3,037 3,169 2,482 -4% 78%Integral Poza Rica 33,278 3,205 1,428 4,365 124% 306%

Samaria Luna 185,847 16,974 11,982 18,165 42% 152%Delta del Grijalva 43,273 5,833 3,283 5,190 78% 158%Integral Antonio J. Bermúdez 142,574 11,141 8,699 12,975 28% 149%

Gas No Asociado 968,664 56,354 53,921 62,796 5% 116%Burgos 438,755 20,301 21,608 24,274 -6% 112%

Burgos 438,755 20,301 21,608 24,274 -6% 112%Holok-Temoa 22,583 577 1,926 287 -70% 15%

Integral Lakach 22,583 577 1,926 287 -70% 15%Varios* 507,325 35,476 30,387 38,235 17% 126%

Programa Estratégico de Gas 507,325 35,476 30,387 38,235 17% 126%Total 3,528,916 215,761 204,243 232,990 6% 114%


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