la exploración y producción de hidrocarburos en...

Ing. Carlos Morales Gil

Director General de Pemex Exploración y Producción

La sustentabilidad como premisa

Septiembre 12, 2012

La exploración y producción de hidrocarburos en México:

www.pep.pemex.com 2

Contenido

Introducción

La sustentabilidad del negocio

Recursos para los proyectos

Resultados esperados

www.pep.pemex.com

Recursos y reservas, origen de los proyectos

3

Cuenca Prod.

Acum.

Reservas Rec. Prosp.

1P 2P 3P Conv. No

Conv.

Sureste 44.3 12.1 18.2 24.4 20.1

Tampico

Misantla 6.4 1.0 7.0 17.7 2.5 30.7

Burgos 2.3 0.4 0.6 0.8 2.9 12.9

Veracruz 0.7 0.2 0.2 0.2 1.6 0.6

Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.0 0.4 16.0

Aguas

Profundas 0.0 0.1 0.2 0.7 26.6

Plataf.

Yucatán 0.5

Total 53.7 13.8 26.2 43.8 54.6 60.2

Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

28.4

Cuencas de crudo y gas

No convencional (Shale Gas)

Proyectos

exploratorios

Proyectos de desarrollo

y explotación

www.pep.pemex.com

Proyectos

El proceso de exploración y producción demanda

conocimientos profundos en múltiples disciplinas

Delimi-

tación Diseño

Extracción /

Administración

del yacimiento

Distribución y

Comercialización

Incorpora-

ción de

Reservas

Evaluación

del

Potencial

Petrolero

Producción Desarrollo Exploración

Construcción

Perforación

4

www.pep.pemex.com

Rese

rvas

Nuevos

Cam

pos

Retos estratégicos C

am

pos

Exis

tente

s

1. Incrementar el ritmo de reposición de las reservas

2. Aumentar el porcentaje de éxito exploratorio

3. Elevar el factor de recuperación

5. Reducir la tasa de declinación

4. Reducir costos

Gente

Procesos Tecnología

6. Acelerar el desarrollo de

nueva producción

Administración

del

Conocimiento

Administrar el conocimiento,

fundamental para enfrentar retos

5

www.pep.pemex.com 6

Contenido

Introducción




www.pep.pemex.com

Diversificación ▪ Disminución de riesgos

▪ Optimización de cartera

Sustentabilidad, que implica?

7

Eficiencia

Operación segura

Respeto al

entorno

▪ Desarrollo rápido de oportunidades

▪ Optimizar costos

▪ Maximizar factor de recuperación

▪ Personal calificado

▪ Procesos y procedimientos

▪ Respeto al medio ambiente

▪ Responsabilidad social

▪ Ética y transparencia

Crecimiento

Rentabilidad

Reconocimiento

Confianza

Permanencia

www.pep.pemex.com 8

Proyectos exploratorios

7 terrestres

7 aguas someras

6 aguas profundas

20 proyectos:

www.pep.pemex.com

Inversiones en exploración

9

34.8

118.6

186.0

1994-2000 2001-2006 2007-2012

Inversión en el periodo Miles de millones de pesos de 2012

1994-2000 2001-2006 2007-2012

25 Aguas profundas

138 Aguas someras

115 Crudo y gas asociado terrestre

556 Gas no asociado terrestre

Número de pozos

terminados en el

periodo

90

442

302

www.pep.pemex.com

Incorporación de reservas 3P por

descubrimientos

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

Descubrimientos 2006-2012

1,156.7

889.4

852.1

591.0

464.9

340.0

335.9

194.6

180.9

164.7

143.2

135.0

122.2

112.7

111.7

104.0

Tsimin

Kayab

Xux

Ayatsil

Trion

Pit

Kab

Bricol

Lakach

Piklis

Tekel

Lalail

Kuil

Homol

Terra

Pareto

Utsil

Se han descubierto

17 campos con

reservas superiores

a los 100 mmbpce

de 2006 a 2012

La incorporación de

reservas acumula

un total de 6,249

MMBPCE

10

Resultados

500.0 250.0

Aceite pesado

Aceite ligero

Gas y condensados

Gas húmedo

www.pep.pemex.com

Tasa de restitución de reservas 1P y 3P

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Incorporación

Producción

14%

59%

108%

66%

102%

129%

45%

-19%

26% 26%

50%

77%

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

86%

104%

101%

138%

100%

11

Nota: La tasa de restitución 1P aplica los lineamientos de la SEC

Reservas 3P

(sólo nuevos

descubrimientos)

Reservas 1P

(integradas)

www.pep.pemex.com 12

Principales descubrimientos terrestres

Loc. Jachim-1 Navegante-1 Terra-1

NW SE SW NE S N

1.4 Km

Bloque Autóctono

Bloque Alóctono

Bricol

Reserva 3P: 323 MMBPCE

Aceite: 37° API

J.S. Kimmeridgiano

Terra


Aceite: 44° API

J.S. Kimmeridgiano

Navegante (en terminación)


Aceite: 41° API

J.S. Kimmeridgiano

Resultados

Bricol

Villahermosa

CAJB. Complejo Antonio J. Bermúdez

Navegante

Terra

Navegante

www.pep.pemex.com

Principales descubrimientos en

aguas someras

13

Nombre Tipo de fluido Reservas 3P

(MMBPCE)

Tsimin-

Xux

Gas y

condensados

(43°API)

2,009

Ayatsil-

Tekel

Aceite

pesado

(12°API)

756

Pit-

Baksha

Aceite

pesado

(12°API)

508

Lakach Gas no

asociado

850

mmmpc

Tsimin

Ayatsil

Tekel

Baksha-Pit

Lakach

www.pep.pemex.com Fecha de contratación

West Pegasus Bicentenario Centenario Max Smith Ocean Voyager

Equipo T.A.

(pies)

Prof.

Máxima

(pies)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Barco dedicado

Ocean Worker 3,000 25,000

Ocean Voyager 3,000 25,000

Max Smith 7,000 25,000

Centenario 10,000 40,000

Bicentenario 10,000 40,000

West Pegasus 10,000 35,000

Ago 03 – Ago 07

Nov 07 – Dic 09

Ago 08 – Dic 11

Sep 10 – Dic 14

Jul 11 – Ago 16

Ago 11 – Ago 16

Ocean Worker

Oct 09 – Dic 13

Planeación y ejecución de iniciativas para aguas profundas:

• Barco dedicado para adquisición sísmica de azimuth amplio y métodos potenciales

• Formalización de contratos para 5 equipos de perforación

(3 de última generación en tirantes de agua de hasta 3 mil metros)

Estrategia de contratación en aguas profundas

14

www.pep.pemex.com

Resultados en exploración de aguas

profundas competitivos a nivel internacional

15

US Deepwater,

West GC

US Deepwater,

East GC

México, Pemex

Pozos exploratorios perforados 150 170 22

Éxito geológico (%) 30 35 55

Éxito comercial histórico (%) 29 29 41

Reservas totales, (MMbpce) 6,192 3,851 1,123

Inversión exploratoria, (MMUSD) 14,756 18,600 4,075

Cobertura sísmica

WorkerVoyager

Worker

WorkerWorker

Voyager

51

3 m

66

0 m

67

0 m

80

5 m

810

m

936

m

988

m

68

1 m

MaxSmith

123

0 m

Voyager

MaxSmith

11

22

m

851

m

Voyager MaxSmith

102

9 m

Voyager

73

9 m

MaxSmith

16

98

m

Chuktah

-201

2004

WorkerMax

Smith

119

4 m

Centenario

192

8 m

MaxSmith

623

m

500 m

1000 m

1500 m

2000 m

Centenario

14

93

m

94

5 m

Bicentenario

WestPegasus

118

6 m

500 m 1500 m N.M.Aguas

SomerasAguas

Profundas Aguas

Ultra-

profundas

Centenario

21

47

m

Bicentenario

18

03

m

West Pegasus

253

2 m

Bicentenario

287

4 m

2500 m

3000 m

Perforados

En perforación/terminación

Puskon

2011Tamil

2008

Nab

2008Etbakel

2008Kabilil

2009Lalail

2007Chelem

2007Leek

2009Noxal

2005 Talipau

2012Lakach

2006Holok

2009 Tamha

2008 Hux

2012

Lakach

2DL

2010Catamat

2009

Nen

2011

Labay

2009

Caxa2012 Piklis

2010

Kunah2012

Trion

SupremusPozos de aguas profundas en México

214

7 m

Kunah-1DL

Centenario

Nota: USA: 2001-2010; Pemex: 2001 a la fecha

Estadísticas

exploratorias

en el Golfo de

México

Pozos terminados

www.pep.pemex.com

Principales descubrimientos en

aguas profundas

Oreos

Cinturón Subsalino

Cinturón Plegado Perdido

Jaca-Patini

Han

Nancan

Oreos

Nox-Hux Lipax Holok Temoa

Proyectos km2 Áreas Áreas

Prioritarias

Superficiekm2

Área Perdido 26,812 2 2 26,812

Golfo de

México Sur

396,445 12 3 34,585

Golfo de

México B

60,815 5 5 60,988

484,072 19 10 122,457

Oreos

Golfo de

México “B”

Golfo de

México Sur

Área

PerdidoCinturón

Subsalino


Jaca-

Patini

Lipax Holok Temoa

Han

Nox-

Hux

Nancan

Oreos


Planicie

abisalCordilleras

Mexicanas

Salina del

Istmo

Escarpe de

Campeche

Cinturón

Plegado

Catemaco

Salina del

Bravo

Aceite pesado

Aceite ligero

Gas/Aceite ligero

Gas

Límite de proyecto

Áreas prioritarias

Lakach-1

Noxal-1

Kunah-1 Labay-1

Piklis-1

Leek-1

Nen-1

Área Perdido

Área Holok

Trión-1

Supremus-1

Productor comercial

Productor no comercial / improductivo

En perforación / terminación

16

www.pep.pemex.com

Shale Gas en Eagle

Ford (Texas)

Shale Gas en

Cretácico

Shale Gas en

Jurásico

Shale Gas en

Paleoceno

Veracruz

Tampico

Misantla

Burgos

Sabinas Burro

Picachos

Chihuahua

Provincias de Shale gas

Eagle Ford/Agua Nueva

Haynesville

Bone Spring /Woodford

Cinco provincias geológicas de Shale Gas

• Sabinas-Burro-Picachos

• Burgos Mesozoico

• Tampico-Misantla

• Veracruz y

• Chihuahua

Se han identificado más de 200

oportunidades exploratorias

En Eagle Ford se han comprobado zonas

de gas seco y gas húmedo con los pozos

Emergente-1 y Habano-1, respectivamente

En Sabinas el pozo Percutor-1 probó la

extensión del play Eagle Ford

Los pozos Nómada-1 y Montañés-1

prueban zonas de aceite y gas húmedo,

respectivamente

El play Jurásico se prueba con el pozo

Arbolero-1

Recurso potencial de 60 MMMbpce en Shale Gas-Aceite

De acuerdo con la EIA, los recursos de Shale

Gas en México pueden alcanzar 681 TCF,

con lo que se coloca como la cuarta mayor

reserva a nivel mundial

17

www.pep.pemex.com

31.3, 52%

28.9, 48%

30.7 0.6

Aceite: 31.3 MMMb

Tampico-Misantla Veracruz

PEP 2012

60.2 MMMbpce

53 92.5

Gas = 145.5 MMMMpc

Gas húmedo Gas seco

Actualización del potencial de

aceite y gas en lutitas

Los estudios geológicos - geoquímicos realizados

en Tampico-Misantla determinaron que el principal

potencial está relacionado a shale oil (aceite en

lutitas), además se actualizaron las estimaciones

de Sabinas-Burro-Picachos-Burgos; observándose

una consistencia en el valor medio de los recursos

técnicamente recuperables

459

297

150

0 100 200 300 400 500

P90 Media P10

*

* En el orden de 60 MMMbpce

PEP 2011, MMMMpc

0 400 800 Kilómetros200

Chihuahua

Sabinas

Burro-Picachos

Burgos MZ

Tampico-

Misantla

Veracruz

Gas seco

Gas y condensado

Aceite

República Mexicana

Gas y aceite en

estudioEn estudio

18

www.pep.pemex.com

Laboratorios Integrales de Campo para Shale Gas

Nómada Biósfera Cartago Anáhuac Montañés Área

119 Km²

Área

100 Km²

Área

135 Km² Área

100 Km²

Área

100 Km²

5 áreas seleccionadas para implementar

Laboratorios Integrales de Campo

Evaluación de las oportunidades que

incluye:

• Marco Estratégico

• Aspecto Técnico

• Gente y conocimiento

• Economías y Riesgo

• Aspecto Contractual

Programa la ejecución para un plazo

de 3 años

Área prospectiva 123,095 km2

Cretácico Superior

• Eagle Ford (34,621 km2)

Jurásico Superior

• La Casita-Pimienta (88,475 km2)

Nota: El área de los LIC representa el 0.45% del total del área Prospectiva

Montañés-1

Nómada-1

Habano-1

Emergente-1

Arbolero-1

Percutor1

PIEDRAS NEGRAS

19

Características de los LICs

www.pep.pemex.com

Principales proyectos de explotación

10. Burgos

11. Veracruz

12. Cinco Presidentes

13. Ébano Pánuco Cacalilao

1. Chicontepec ------------------- En evaluación (agua, CO2)

14. A. J. Bermúdez --------------- Nitrógeno / Vapor

15. Jujo-Tecominoacán --------- Nitrógeno

16. Cantarell ----------------------- Nitrógeno

17. Ku-Maloob-Zaap ------------- Nitrógeno

18. Abkatún-Pol-Chuc ----------- En evaluación (gas, nitrógeno)

1. Chicontepec

2. Delta del Grijalva

3. Crudo Ligero Marino

4. Ixtal-Manik

5. Yaxché

6. Tsimin – Xux

7. Ayatsil – Tekel

8. Lankahuasa

9. Lakach

Mantenimiento de presión

Marinos

Terrestres

Gas no asociado

Aceite y gas asociado

20

Principales

proyectos de

producción

Principales

proyectos de

desarrollo

1

3

11

10

8 17 5

15 14 4

18 16 7

9 6

13

2 12

www.pep.pemex.com

Los nuevos desarrollos generarán producción adicional

11 1435

68

119132

147 148 150 158

98

69

2810

1

<

0.125

<

0.25

< 0.5 < 1 < 2 < 4 < 8 < 16 < 32 < 64 < 128 < 256 < 512 <

1,024

<

2,048

Nombre Retos

Tsimin-Xux Desarrollo de yacimientos de gas y condensados, maximizando el factor

de recuperación

Ayatsil-Tekel Desarrollo de yacimientos de aceite extra pesado

Pit- Baksha Desarrollo de yacimientos de aceite extra pesado

Lakach Primer desarrollo en Aguas Profundas

Número de campos

Reservas probadas, MMBPCE

Ayatsil-Tekel-Pit-Baksha Tamaño de descubrimientos

en el Golfo de México*

* Fuente: Mineral Management Service, Department of the Interior, U.S. Federal Government.

Tsimin – Xux

Estos

descubrimientos

están entre los

más grandes

realizados en el

Golfo de México

1P

2P

21

www.pep.pemex.com

10.9

4.3 3.5

1990-2000 2001-2011 2012 -

22

Tiempo de desarrollo de campos marinos a

Tiempo de desarrollo de campos terrestres a

Existe la necesidad de acelerar el ritmo

de desarrollo de nueva producción

2.5 2.1 2.0

1990-2000 2001-2011 2012 -

a. Promedio de años entre descubrimiento e inicio de producción1, según fecha de descubrimiento

www.pep.pemex.com

El desarrollo de nuevos proyectos

marinos ha comenzado recientemente

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2012 2013 2014 2015 2016 2017

0

50

100

150

200

250

300

350

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Producción de aceite

mbd

Producción de gas

mmpcd

Ayatsil Tekel

Desarrollo de yacimientos de aceite extra

pesado

Principales retos

Principales actividades 2013-2017

Tsimin Xux

Desarrollo de yacimientos de gas y

condensado maximizando el factor de

recuperación de hidrocarburos

Lakach

Primer desarrollo en Aguas Profundas

Lakach

Tsimin -Xux

Tsimin -Xux

Ayatsil-Tekel

Proyecto Número

pozos

Número

plataformas

Inversión

Millones

dólares

Ayatsil-Tekel 30 5 4,029

Tsimin-Xux 48 9 7,140

Lakach 6 2,015

23

www.pep.pemex.com

0

5

10

15

20

25

30

35

0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000

Proyectos que requieren capacidad de ejecución adicional

VPN acumulado

VPN/VPI acumulada

Miles de millones de dólares @ 2012

Los límites de la capacidad de ejecución impiden la generación de valor

en proyectos rentables

Campos maduros, Chicontepec, aguas profundas y no convencionales

demandan mayor capacidad de ejecución a la existente

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

0 10 20 30 40 50

USD/BPCE

Producción acumulada, mmbpce

Chicontepec

Ku-Maloob-Zaap

Veracruz Burgos

Promedio Burgos

KMZ

ATG

Cantarell

Delta del Grijalva

El Golpe Puerto Ceiba

Ogarrio- Magallanes

Tamaulipas Constituciones

Jujo

Coatzacoalcos Marino

Tsimin-Xux

Fuente. Cartera 2012-Escenario Superior-Incremental; no considera shale oil/gas

Cantarell

Ixtal-Caan-Chuc

Ayatsil-Tekel

Ayatsil-Tekel

Costo marginal

24

Inversión acumulada

<150 mmmdls

Cactus El Golpe

Lankahuasa

www.pep.pemex.com

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

60 62 65 67 70 72 75 77 80 82 85 87 90 92 95 97 00 02 05 07 10

Producción de crudo

Miles de barriles por día

Mesozoico

Chiapas-Tabasco

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Otros campos costa afuera

Cuenca Tampico-Misantla

Estabilización de Cantarell

Incremento de producción en Ku-Maloob-Zaap, Ixtal, Crudo Ligero Marino

Reactivación de campos maduros (Ébano, Delta del Grijalva, 5 Presidentes)

Contratos Integrales de Exploración y Producción

25

Estabilización de

la producción

www.pep.pemex.com

Cantarell ha iniciado su etapa

de estabilización

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

1979-1996

Desarrollo y explotación inicial

1997-2005

Desarrollo

complementario y

máxima producción

2006-2012

Administración

de la declinación Mbpd

Otros campos

Akal

26

Pronóstico de producción estimado en febrero de 1997

y documentado en el proyecto autorizado

Pronóstico de producción estimado en 1979

www.pep.pemex.com

Ku–Maloob–Zaap, actualmente el

proyecto de mayor producción en México

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

ene-81 ene-84 ene-87 ene-90 ene-93 ene-96 ene-99 ene-02 ene-05 ene-08 ene-11

Producción de aceite, MBPD

27

Ku

Maloob

Zaap

www.pep.pemex.com

Perforación intensiva

Construcción de

infraestructura

Multifracturas

Medición por pozo

Monitoreo en tiempo real

Macroperas autosustentables

Grupos de optimización de producción

Comandos operativos

Pozos no convencionales

Zip Frac

Matriz de reparaciones

2009-2010 2011 2012

Miles de barriles por día

Chicontepec representa el principal volumen

de reservas 3P del país: 17,037 mmbpce *

* Reservas al 1 de enero de 2012

28

www.pep.pemex.com

Delta del Grijalva

0

40

80

120

160

200

2007 2008 2009 2010 2011 2012


29

Se mantienen los

ritmos actuales de

producción mediante la

perforación y

mantenimiento de

pozos

Se optimiza la

infraestructura a fin de

compensar la

declinación natural del

yacimiento,

maximizando el valor

económico, dentro de

un marco de respeto al

medio ambiente y

entorno social

www.pep.pemex.com

Cinco Presidentes


30

0

20

40

60

80

100

120

2001 2003 2005 2007 2009 2011

Reactivación de

campos maduros

para incrementar el

factor de

recuperación con

nuevas tecnologías

para asegurar la

continuidad de la

operación de sus

campos

El incremento en la

producción de crudo

permitió capturar

mayores ingresos

12

www.pep.pemex.com

Sistematización de prácticas

seguras

Fortalecimiento del liderazgo

Auditorias efectivas

Capacitación

Automatización de operaciones

Cero accidentes y lesiones

Cero emisiones al aire, agua y suelo

Cero enfermedades ocupacionales

La seguridad, premisa de la operación

31

www.pep.pemex.com

Sistema de Seguridad Salud y Protección Ambiental

12 Mejores Prácticas Internacionales de la SSPA (12MPI)

Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos (SASP)

Subsistema de Administración Ambiental (SAA)

Subsistema de Administración de la Salud en el Trabajo (SAST)

Nivel

5 Mejoramiento continuo

4 Sistema establecido

3 Estableciendo el sistema

2 Desarrollando el sistema

1 Evaluando el sistema y creando conciencia

Tiempo

Nivel de madurez

de la implantación

Evaluación

2011

Meta

2015

2.90 4.0

2.71 4.0

2.01 4.0

1.82 4.0

32

C:/Documents and Settings/jmedinat/Configuración local/Archivos temporales de Internet/Videos/Mensaje - Todo depende de mí.ppt

www.pep.pemex.com

1.20

0.74 0.72

0.43 0.39 0.35

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Índice de frecuencia

Evolución de los resultados en seguridad industrial

33

a

a. meta

www.pep.pemex.com

Respeto al medio ambiente

Cumplimiento de la regulación ambiental

Principales responsabilidades:

Reducción de emisiones a la

atmosfera

Reducción de fugas y derrames

Reducción del pasivo ambiental

Reducción de residuos industriales

Control y disposición de agua

congénita

34

www.pep.pemex.com

Porcentaje

80.7 85.3

91.5 94.7

98.3

2008 2009 2010 2011 2012

Aprovechamiento de gas

35

www.pep.pemex.com

Del apoyo a la comunidad al desarrollo sustentable

Obras de

beneficio mutuo

Desarrollo

regional

Compromiso con

las comunidades

Responsabilidad

social

36

Ética y

transparencia


Contenido

Introducción




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El proyecto es el eje central para la

generación de valor

Declinación de

yacimientos

Factor de recuperación

Producción

Costos

Reposición de reservas

Tiempos de desarrollo

Maximización

del valor

económico Inversiones

Capacidad de ejecución

Tecnología

Recursos humanos

38

Proyectos

www.pep.pemex.com

Exploración

• Evaluación del potencial

• Incorporación de reservas

• Delimitación

Desarrollo

Explotación

Comercialización

Reservas

• Sistemas petroleros

• Reservas probables y posibles

• Reservas probadas

Reservas probadas desarrolladas

Producción

Ingresos

Cada etapa del proceso de E&P genera valor

Valor generado

39

Proyectos

www.pep.pemex.com

FEL

Visualización

Conceptualización

Definición

Disminuye riesgo y

aumenta certidumbre

Enfoque colectivo de

análisis y diseño

Maximiza eficiencia

operativa y

productividad

La metodología FEL para alcanzar objetivos de

costo, tiempo y rendimiento económico

Proyectos de

exploración

Proyectos de

desarrollo

Proyectos de

producción

Proyectos de

infraestructura

Proyectos de

perforación

40

www.pep.pemex.com

Fuente de recursos de inversión, 2011 a

Miles de millones de pesos

a. Supone que el endeudamiento de largo plazo se destina a financiar gasto de inversión.

235.9 145.7

90.2

Gasto deinversión

Recursospropios

Deuda

Emisión de Bonos 50%

Certificados Bursatiles

18%

Financ. de Proyectos

17%

Crédito al Com. Ext.

9%

Crédito Directo

3%

Otros 3%

Composición de la deuda

de largo plazo, 2011

Origen de los recursos financieros

41

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Análisis de cartera Documentación de

proyectos

Documentación confiable

Contribución en valor

económico y su variabilidad

Cuantifica la incertidumbre

de variables claves

Metodologías de evaluación

alternas

Análisis

estocástico

Calidad de la

información

Integración de proyectos

rentables y estratégicos

Condiciones estratégicas y de

optimización

Maximiza el valor económico

Análisis y asignación de

recursos técnicos y financieros Asignación de

recursos

Optimización

del portafolio

Definición de

elementos

críticos del

modelo

Integración de

portafolio

Asignación continua y eficiente de recursos

durante la vida del proyecto

Evaluación

económica

determinista

Valuación de

la flexibilidad

42

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Caracterización del valor económico de los proyectos

• Roca generadora (rg)

• Roca almacén (a)

• Roca sello (s)

• Trampa (t)

• Sincronía-Migración (sm)

Recursos

prospectivos

sin riesgo

Recursos prospectivos

con riesgo

Determinación de Probabilidad geológica (Pg)

Determinación de Recursos prospectivos (Rp)

Área (A)

Espesor (h)

Porosidad (p)

Saturación de

hidrocarburos (Sh)

Factor de

volumen (FV)

Factor de

recuperación (FR)

Rp = A * h * p * Sh * 1/FV * FR

Media

0

50

100

0 100 200

mmbpce

P10

P90

años

150

50

0

100

Producción

años

150

50

0

100

Gastos de operación

0

50

100

P10

P90

Medi

a

50 100

Desarrollo

conceptual

+

Flujo de efectivo Indicadores económicos

Pg = Prg * Pa* Ps* Pt * Psm

-50

0

50

100

150

0 5 10 15 20 25

años

100

150

50

0

50

100

-3000 7000 17000 27000 37000 47000 57000mmpesos

VPN 50

0

100

años

600

0

300

Ingresos

años

600

0

300

Inversión

43

www.pep.pemex.com

Metas estratégicas

Los elementos críticos para toma de

decisiones de inversión

Reglas de estrategia

Reglas de negocio

Restricciones presupuestales

Elementos clave del desempeño

• Tasa de restitución de reservas probadas

• Incorporación de reservas

• Producción

Considera estrategias específicas como

• Requerimientos estratégicos y de inversión

• Madurez de proyectos

• Proyectos tipo aguas profundas, Shale gas-aceite, gas

• Contratos integrales de exploración y producción

Identifica

• Obligaciones contractuales

• Restricciones operativas

• Capacidad de ejecución

• Régimen fiscal

Recursos financieros

• Límite de presupuesto PEF

• Límite de endeudamiento

• Capacidad de pago

44

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Demanda de obras,

bienes y servicios

Sísmica

Perforación y

reparación de pozos

Construcción de

plataformas, ductos,

instalaciones, etc.

Sistemas artificiales

Mantenimiento

Estudios

Contratistas

precalificados

Capacidad legal,

técnica y económica

Experiencia

Desempeño

Ejecución eficiente

del proyecto

Contrato

Oferta disponible

El contrato, enlace entre la demanda y la oferta

45

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Áreas sustantivas

• Programas de optimización e

infraestructura

• Ingeniería básica

• Solicitud de obras :

‒ Pozos

‒ Obra civil

‒ Instalaciones de producción

• Reciben obras y evalúan

Solicitan Gestionan

y supervisan

Desarrollan

y entregan

Evalúan

Áreas de servicio

• Ingeniería de detalle

• Bases de licitación

• Contratos

• Supervisión

• Entregan de obras terminadas

Contratistas

• Ejecutan obras y servicios

• Entregan obras terminadas

Proveedores en sinergia con PEP

46

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Contratos integrales de exploración y producción

Primera ronda

0

10

20

30

40

50

2012 2013 2014 2015 2016

129 142 168

2012 2013 2014

3 áreas: Magallanes, Santuario y Carrizo

53 bases vendidas

27 empresas como licitantes

Contratos adjudicados a Petrofac y

Schlumberger

MAGALLANES

SANTUARIO

CARRIZO

Pronóstico de producción Miles de barriles diarios

Inversión Millones de dólares

Inversión estimada de mil millones

de dólares en los primeros 6 años

47

Incremental

Base

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Producción de crudo estimada MBD

Área Oferta Empresa

Altamira 5.01 Cheiron

(Pico Petroleum)

Pánuco 7.00 Petrofac y

Schlumberger

Tierra

Blanca 4.12

Monclova Pirineos

Gas y Alfasid

San Andrés 3.49 Monclova Pirineos

Gas y Alfasid

Arenque* 7.90 Petrofac

Inversión estimada MMUSD

83 bases vendidas a 31 empresas, entre

otras Chevron, BP, Vitol y Repsol

Inversiones de 3,300 MMdls

en los primeros 6 años

* En proceso de formalización

0

20

40

60

80

100

120

2013 2017 2021 2025

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2017 2021 2025

Pánuco

San Andrés Tierra Blanca

Altamira

Arenque

Pánuco

San Andrés

Tierra Blanca

Altamira

Arenque

48


Segunda ronda

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El diseño de áreas CIEP es

congruente con las iniciativas

de Laboratorios de campo y de

ejecución por contratos de

obras servicios

Optimización del desarrollo

Masificación de tecnologías

Caracterización del yacimiento

5 laboratorios de campo

6 CIEP

0

100

200

300

400

500

2013 2020 2027 2034 2041 2048 2055

Producción estimada, MBD

CIEP

49

Amatitlán

Humapa

Soledad

Miquetla

Miahuapan

Pitepec


Chicontepec

Tradicional

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Identificación de

requerimientos Acceso Implementación Masificación

Soluciones

tecnológicas

Mejoramiento

de la imagen

del subsuelo

Diseño

de Instalaciones

y procesos

de operación

Caracterización

y modelado de

yacimientos Recuperación

secundaria y

mejorada

Perforación

y terminación

de pozos no

convencionales

Tecnología, herramienta para el logro de objetivos

50

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La administración de la tecnología

51

• Métodos de interpretación sísmica

• Administración de yacimientos

• Diseño de la perforación de pozos

• Diseño de equipos, plataformas, sistemas

de recuperación mejorada

Administración del conocimiento

• Equipos para adquisición sísmica

• Equipos de perforación

• Herramientas y equipo accesorio

para la perforación

• Plantas de proceso

Acceso a tecnología

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DGPEP

Unidades de negocio de soporte a la operación

Gestión de

Recursos

Técnicos

Desarrollo de

Negocios

Auditoría de

Seg. Ind. y

Protección

Ambiental

Servicios a

Proyectos

Distribución y

Comercialización Exploración

Desarrollo

de Campos

Producción Producción

Producción Producción

MNE MSO

Sur Norte

Administra-

ción y

Finanzas

Planeación y

Evaluación

Mantenimiento y Logística

Unidad de Perforación

I. Enfoque en proyectos

IV. Flexibilidad para desplegar

recursos a proyectos

III. Asignación eficiente de

recursos

II. Calidad técnica

Principales oportunidades

de mejora

Organización enfocada a la creación de valor

www.pep.pemex.com

Proyectos

Reclutar Planear

sucesión

Evaluar

Asignar

Desarrollar

Planear

Modelo de Gobierno

¿Cuando retener o

reemplazar?

¿Cómo tripular los

proyectos?

¿Cómo medir y

reconocer el

desempeño ?

¿Cómo darle

competencias?

¿Cómo acceder al

talento? ¿Que requieren

los proyectos?

Gestión del talento, fundamental para el éxito

53

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▪ Introducción

▪ Rotación

sistemática

▪ Formación

académica

Asistente

Ruta gerencial

Ruta de experto

‒ Desarrollo en una área de alta

especialización

‒ Rol técnico y de asesoría

especializada

Habilidades para dirigir proyectos

con enfoque técnico

▪ Desarrollo de

fortalezas

técnicas

▪ Rotación

sistemática

▪ Homologación

del

conocimiento

Admón., Planeación

Estrategia

Coordinador de proyectos Líder de proyectos

Inducción

Rutas técnicas

Especialista Experto

‘Dar resultados y quedarse’ ‘Crecer o irse’

Analista

Plan de carrera, oportunidad de crecimiento

54

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Incrementar el

conocimiento

▪ Desarrollo tecnológico y de

administración de proyectos

Diversificar

la cartera de

proyectos

▪ Reducción del riesgo, acceso

a mercados internacionales

Adicionar

reservas

▪ Ampliar la cartera de

proyectos y diversificar la

exploración

▪ Complemento a la estrategia

nacional de energía

Política

energética

Internacionalizarse, para qué?

55


Contenido

Introducción




www.pep.pemex.com

Para ejecutar su estrategia, PEP considera inversiones con una

tendencia positiva e incrementar la proporción en aguas profundas

57

126

15

67

355

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Explotación – Proyectos en ejecución

Miles de millones de pesos

Explotación –

Desarrollos

nuevos Exploración y desarrollo –

Terrestres y aguas someras

Exploración y desarrollo –

Aguas profundas

83

28

Shale gas 29

CIEP

Promedio

2013-2027

Explotación –

Aguas profundas

7

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Producción de aceite

58

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Miles de barriles diarios

Explotación

Exploración

Aguas

profundas

3,500

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Producción de gas

59 Cartera 2012-Escenario Superior

Incluye desarrollo de campos de gas no asociado descubiertos en aguas profundas

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Explotación

Exploración

Aguas profundas

Millones de pies cúbicos diarios

Shale gas

12,660

Este es el PEP que queremos…