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Seguimiento a Actividades de Exploración y Extracción

Contratos

Actualización al 30 de marzo de 2020

Mayo 2020

gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 2

CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS UBICACIÓN E INFORMACIÓN GENERAL

111

vigentes

41 Planes de Desarrollo

25 - Desarrollo

9 – Evaluación

6 – Provisionales

1- Suspendido

89 Planes de Exploración

80 – Exploración

9 –Evaluación

130

Pla

nes

ap

rob

ado

s


ETA

Presentación y aprobación del

Plan de Exploración

PERIODO DE EXPLORACIÓN

-Programas yPresupuestos

-Descubrimientos

Plan de Exploración

-Programa de Evaluación

-Descubrimiento comercial

PERIODO DE DESARROLLO

Programas y Presupuestos

Plan de Desarrollo

ET

F

ADMINISTRACIÓN Y SEGUIMIENTO DE PLANES Y PROGRAMASDe manera mensual: actividades, costos e inversiones producción y mediciónDe manera trimestral: procura de bienes y servicios

ADMINISTRACIÓN Y SEGUIMIENTO CONTRACTUAL• Otras obligaciones del Contratista

• Cesión y Cambio de Control, Modificaciones al Contrato• Entrega de información al CNIH

• Casos fortuitos o de fuerza mayor, Controversias• Rescisión Administrativa y Rescisión Contractual, Terminación Anticipada (Renuncias)

Producción y comercialización

PRINCIPALES ELEMENTOS DEL SEGUIMIENTO NORMATIVO, CONTRACTUAL Y OPERATIVO

Interrelación con otras dependencias: ASEA, FMP, SENER, SHCP, SE, otras


ESQUEMA DE LOS 111 CONTRATOS VIGENTES EN LA CADENA DE VALOR

EXPLORACIÓN(2 – 7 AÑOS)

EVALUACIÓN(1 – 4 AÑOS)

ABANEXTRACCIÓN(1 - 34 AÑOS)

PR

OD

UC

CIÓ

N

REVALORACIÓN NUEVA PRODUCCIÓN

56 CONTRATOS EN EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN DE NUEVAS ÁREAS

24 CONTRATOS EN REEXPLORACIÓN Y REEVALUACIÓN DE

ÁREAS MARGINALES

10 CONTRATOS EN EXTRACCIÓN21

CONTRATOS EN NUEVA

PRODUCCIÓN

Producción marginalCampos

nuevos

Campos productores

Producción por revaloración


AVANCE DE LA EJECUCIÓN DE PERFORACIÓN DE POZOS EN LOS CONTRATOS PETROLEROS POR RONDA

EXPLORACIÓN EVALUACIÓN PROVISIONAL DESARROLLODía de hoy

AVANCE: pozos perforados/ pozos comprometidos, en porcentaje (%)

* Se refiere a planes que no han registrado mediante aviso, solicitud de perforación o reporte de actividades, la perforación de un pozo .1.- Información de perforación de pozos actualizado a marzo de 2020..2.- El total de pozos perforados incluye: pozos concluidos y pozos en perforación.3.- El avance de la perforación representa: (Total de pozos perforados o en perforación )/por plan y ronda.4.- Los datos de pozos pueden variar respecto de modificaciones, actualizaciones y aprobaciones de planes, la referencia máxima de perforación es ilustrativa.

R1.1

R1.1

R1.2

R1.2

R1.3

R1.3

R1.4

ASOCIACIONES

ASOCIACIONES

ASOCIACIONES

MIGRACIÓN

MIGRACIÓN

R2.1

R2.2

R2.2

R2.2

R2.2

R2.3

R2.3

R2.3

R2.4

R3.1

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

100 %

100%

3 % (2 pozos)

100%

44.4 % (4 Pozos)

20% (2 Pozos)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

100%

47.3% ( 18 Pozos )

37.5 % (3 Pozos)

40% (4 Pozos )

*

*

*

*

*

*

*

*

*

3Pozos

2Pozos

12Pozos

61Pozos

38Pozos ( 42.1 – 47.3% / 2 pozos)

47Pozos (9.0 – 10.6% / 1 pozo)

8Pozos

1Pozo

2Pozos

10Pozos (20 – 40% / 2 Pozos)

6Pozos

5.8 % (38 Pozos) 649 Pozos (4.0-5.8 % / 10 pozos)

9Pozos (33.3 – 44.4 % / 1 Pozo)

16Pozos

4Pozos

4Pozos

27Pozos

8Pozos

4Pozos

20Pozos

10Pozos

Referencia de fecha máxima de perforación

10.6%(5 Pozos)

* 19Pozos

1er Trimestre

Total = 16 pozos

5 pozos

autorizados


AVANCE DE LA EJECUCIÓN DEL PROGRAMA MÍNIMO DE TRABAJO (PMT) Y SU INCREMENTO EN CONTRATOS PETROLEROS POR RONDA

EXPLORACIÓN EVALUACIÓN PROVISIONAL DESARROLLO Día de hoy

AVANCE: UT Acreditadas/ UT totales mínimas más incremento, en porcentaje (%)

* Se refiere a planes que no han registrado acreditación de unidades.1.-Información de perforación de pozos actualizado a marzo de 2020.2.- El avance de la acreditación de unidades representa: (PMT / Incremento al PMT, UT Periodo adicional) por plan y ronda.4.- Los datos de UT pueden variar respecto de modificaciones, actualizaciones y aprobaciones de planes, la referencia máxima de conclusión dePMT es ilustrativa.

R1.1

R1.2

R1.3

R1.4

ASOCIACIONES

ASOCIACIONES

ASOCIACIONES

MIGRACIÓN

MIGRACIÓN

R2.1

R2.2

R2.3

R2.3

R2.4

R3.12015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

101 % (206,108 UT)

136% (94,028 UT)

2 % (7,028 UT)

1% (2,120 UT)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

111% (776,919 UT)

50 % (128,665 UT)

9 % (44,673 UT)

*

*

*

*

*

*

204,320 UT

694,350 UT

256,358 UT

473,466 UT

116,950 UT

69,200 UT

13,464 UT

9,628 UT

39,736 UT

309,400 UT

168,600 UT

279,100 UT

37,300 UT

1,277,500 UT

407,147 UT

Referencia de fecha límite para concluir PMT

16 % (19,278 UT)

*

*

0 %

0 %

0 %

0 %

0 %

0 %

% Acreditación: 49% 50%

128,065 UT 128,665 UT

% Acreditación 8% 9%

36,559 UT 44,673 UT

1er Trimestre

Total =

1,355,827


2,16

9

2,15

2

2,10

8

2,0

66

2,0

14

2,0

12

2,0

15

1,98

1

1,726 1,8

63

1,90

5

1,84

3

1,84

6

1,820

1,80

5

1,69

4

1,620

1,68

6

1,657

1,675

1,711

1,70

41,7

121,7

241,7

291,7

47

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Asignaciones Contratos

Producción en marzo/20201,747 miles de barriles diarios

Contratos108.2 mbd

• Privados =

• Mig. Op. PEMEX=

50.23 mbd

Pemex

• Asignaciones = 1,638.6 mbd

Mile

s d

e B

arri

les

Dia

rio

s

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO NACIONAL

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Sistema de Información de Hidrocarburos, disponible en: https://sih.hidrocarburos.gob.mx/.*Se considera únicamente producción de aceite

57.94 mbd

https://sih.hidrocarburos.gob.mx/


648INVERSIONES EJECUTADAS

SEGÚN ACTIVIDAD2

MILLONES DE DÓLARES

0TRANSFERENCIAS A PEMEX


INVERSIÓN TRIMESTRAL

1MILLONES DE DÓLARES

INFORMACIÓN CNIH Y ARES1

146MILLONES DE DÓLARES

PAGOS AL FMP+ IAEEH2

INVERSIONES EJECUTADAS(MILLONES DE DÓLARES)795

ING

RE

SO

S A

L F

MP

INGRESOS AL ESTADO E INVERSIONES POR CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

4,860INVERSIONES EJECUTADAS

SEGÚN ACTIVIDAD2


INVERSIÓN TOTAL

4,587MILLONES DE DÓLARES

INFORMACIÓN CNIH Y ARES1

INVERSIONES EJECUTADAS(MILLONES DE DÓLARES)

40,412Inversión

Aprobada.

MILLONES DE DÓLARES 1,671TRANSFERENCIAS A PEMEX


2,570MILLONES DE DÓLARES

PAGOS AL FMP+ IAEEH2

ING

RE

SO

S A

L F

MP

Nota: Se consideran todos los contratos vigentes, incluyendo las Asociaciones estratégicas y las migraciones de Pemex.1 Inversiones en ARES y CNIH al primer trimestre de 2020, considerando proyectos terminados y en desarrollo..2 Inversiones ejecutadas y pagos al FMP al primer trimestre de 2020.3.Cifras expresadas en millones de dólares de los Estados Unidos de América.4 Histórico de iInversiones ejecutadas y transferencias ejecutadas a Pemex.

13,688


TOTAL DE INVERSIONES APROBADAS POR RONDAS (MILLONES DE DÓLARES )

Nota:1 Cifras expresadas en millones de dólares de los Estados Unidos de América.2 Montos de inversión total aprobada están sujetos a modificaciones y/o actualizaciones en Planes, Programas de inversión y Presupuestos

40,412Inversión

Aprobada.


130 Planes2,084

7,652

5,027

498

18,358

1,327 1,380 761

347 348

1,847

783

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

Inversión Total Aprobada (USD)

Asociado PEMEX Migración sin socio Migración con socio R01-L01

R01-L02 R01-L03 R01-L04 R02-L01

R02-L02 R02-L03 R02-L04 R03-L01


CONTRAPRESTACIONES PAGADAS AL ESTADO MEDIANTE EL FMP(MILLONES DE DÓLARES)

Nota:1 Cifras expresadas en millones de dólares de los Estados Unidos de América.2 Información de Contraprestaciones consultada en el sitio de internet del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP).3 En el caso de Cuotas contractuales los datos se ajustan con el tipo de cambio de cierre de mes publicado en el Diario Oficial de la Federación.

CONTRAPRESTACIONES PAGADAS AL FMP

Primer Trimestre 2020.

6.5 6.5 6.3 6.4 6.4 6.4 6.2 6.0 6.2 6.3 6.0 6.4 6.5 7.2 4.5

2.6 2.3 3.1 3.3 3.5 3.0 3.0 2.8 2.5 2.6 3.0 2.4 2.3 1.8 1.3

10.0 8.3 10.2 10.8 10.8 10.2 10.6 10.1 8.5 7.7 8.4

5.9 5.6 4.7

3.1

25.5 28.8

33.3 36.7 35.2

29.7

40.8 39.4 42.2

39.1 39.5 46.0

17.8

-

-

Cuota Contractual Regalía Base Regalía Adicional Ingesos a la Comercialización18.2 33%

5.4 10%

13.4 25%

17.8 32%

Cuota Contractual

Regalía Base


Se aprueba a Petrobal Upstream Delta 1, S.A. de C.V. para gravar la totalidad de su interés de

participación: CNH-R01-L02-A4/2015.

Se determinan requisitos para acreditar las capacidades en la cesión del control corporativo y

de gestión: CNH-M2-Santuario-El Golpe/2017.

feb-20 Modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto 2020: CNH-M1-Ek-Balam/2017.

mar-20

Incio del procedimiento de terminación anticipada por renuncia: CNH-R01-L04-A2.CPP/2016 y

CNH-M3-MISIÓN/2018.

ene-20

Eni México, S. de R.L. de C.V., Área Contractual 10, Cuencuas del Sureste: CNH-R02-L01-

A10.CS/2017

Órgano de Gobierno

ene-20

Notificación de Descubrimiento

AVANCES Y RESULTADOS

ACTIVIDADES EN PROCESO

Acreditación Unidades de

trabajo

Modificaciones a Planes

Terminaciónanticipada

Notificaciones Caso Fortuito

Infraestructuracompartida

➢ Fortalecimiento Controles internos➢ Seguimiento a Planes ➢ Control Aprovechamientos➢ Interacción - Supervisión➢ Desarrollo de Sistema (SISEC)

PRINCIPALES ACONTECIMIENTOS DEL TRIMESTRE ENERO – MARZO 2020

Seguimiento a Actividades de Exploración y Extracción

Asignaciones

Actualización a marzo de 2020

Mayo 2020


CONTENIDO

Introducción

• Asignaciones en la cadena de valor

• Asignaciones vigentes

Seguimiento a Actividades de Exploración

Seguimiento a Actividades de Extracción

• Asignaciones provenientes de R0

• Asignaciones tipo AR

Derechos pagados al FMP

Conclusiones


PR

OD

UC

CIÓ

N

TIEMPO

ExploraciónDe 2 a 7 años

EvaluaciónDe 1 a 4 años

Desarrollo, Producción & AbandonoDe 1 a 34 años

Producción baja

ASIGNACIONES EN LA CADENA DE VALOR

Alto Bajo Bajo-medio

Campos nuevos Campos productores

Riesgo

396

AS

IGN

AC

ION

ES

45 Asignaciones Tipo AR

21 Inicio de desarrollo

20 Producción 219 Declinación 15 Abandono

17 Asignaciones Tipo AE y 258 Asignaciones Tipo A

76 Asignaciones Tipo AE

63 Exploración 4 Evaluación

1 Exploración y Evaluación

7 Exploración y Extracción

1 Evaluación y Extracción


ASIGNACIONES VIGENTES

Total de Asignaciones

vigentes489 396

Nomenclatura Ronda Cero

1 de marzo 2020

AE 108 93

A 286 258

AR 95 45

Actividad actual Nomenclatura Número Vigencia

Extracción A, AE 275 (258+17) 20 años

Exploración AE 63 25 años

Exploración y Extracción AE 7 25 años

Evaluación y Extracción AE 1 25 años

Evaluación y Exploración AE 1 25 años

Evaluación AE 4 25 años

Extracción temporal AR 44 No definida

Resguardo AR 1 No definida

67 Otorgamiento

-12 Migración a un CEE

±16 Modificación de A a AE

-47 Suscripción de CEE en Rondas

-20 Fusión con otras Asignaciones

-81 Expiración del plazo previsto en el Sexto Transitorio del Decreto

Seguimiento a Actividades de Exploración


SEGUIMIENTO DE PLANES DE EXPLORACIÓNACUMULADO DE ACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Periodos 43 Planes de Exploración

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

AE-0387

A+AEAE-0381, AE-0382,AE-0385, AE-0386

21 Planes Áreas Terrestres

15 Planes Aguas Someras

64 AE

Nota: Los datos corresponden a información proporcionada por el Asignatario, misma que se encuentra en revisión constante por parte de la DGSA y es susceptible de ser modificada, de acuerdo con los reportes mensuales y/o aclaraciones subsecuentes que sean presentados por el operador.

0

20

40

60

80

100

0 20 40 60 80 100

% d

e I

nve

rsió

n

% de Actividades

% DE AVANCE

36 Planes de Exploración (de 64)2 Planes de Exploración (Aguas Profundas)5 Planes de Exploración (A+AE)

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

AE-0110

AE-0109

Aguas Profundas

AE

AE-0109, concluyó Periodo Inicial en enero/2020. Cumplió Plan de Exploración

AE-0109


SEGUIMIENTO DE PLANES DE EXPLORACIÓNACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES POR REGIÓN

*Actividad no programada en Plan de Exploración.


354

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas*

Aguas Someras*

Áreas Terrestres

A+AE*

Adquisición Sísmica 2D (km)

6,206

2,840

1,081

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas

Aguas Someras

Áreas Terrestres

A+AE*

Adquisición Sísmica 3D (km2)

827

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas*

Aguas Someras*

Áreas Terrestres

A+AE*

Procesado Sísmico 2D (km)

1,767

14,949

13,207

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas

Aguas Someras

Áreas Terrestres

A+AE*

Procesado Sísmico 3D (km2)

10

1

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas

Aguas Someras

Áreas Terrestres*

A+AE*

Electromagnéticos (núm.)

12

15

11

10

86

95

4

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Profundas

Aguas Someras

Áreas Terrestres

A+AE

Estudios (núm.)

Escenario base


SEGUIMIENTO DE PLANES DE EXPLORACIÓNINVERSIONES POR REGIÓN


100%

20%

7%

19%

Avance en inversiones

A+AE

Áreas Terrestres

Aguas Someras

Aguas Profundas

INVERSIÓN ESCENARIO BASE

49,482 millones de pesos (MMpesos) eninversión planeada

10,279 millones de pesos (MMpesos) eninversión ejecutada

Por ejecutar, MMpesos

Ejercido, MMpesos

$418,

$5,367,

$1,248,

$3,247,

$1,738

$21,452

$16,452

$0


SEGUIMIENTO DE POZOS EXPLORATORIOS

36 PLANES (64 AE)

2 AGUAS PROFUNDAS


Pozos Continuidad Operativa

5 A+AE

5

2

3

1

6

1

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Aguas Someras

Terrestres

No ConvencionalesConcluidos

En Construcción

2 1 3Escenario Base

En Construcción

Pendiente autorizar

Por perforar

Kili-1EXP, 1 Nobilis-1DEL, 1Escenario Base

Concluido AE-0109

Concluido AE-0110

4

1

4

6

3

2

2

1

33

97

Escenario Base

EscenarioIncremental

Concluidos

En Construcción

Autorizados

Pendiente autorizar

Por perforar

Total: 46 POZOS Y PROSPECTOS EXPLORATORIOS


SEGUIMIENTO DE POZOS EXPLORATORIOS


Total: 46 POZOS Y PROSPECTOS EXPLORATORIOSNúm Asignació

n Pozo Ubicación Resultado/Objetivo geológico Grupo

1 AE-0133 Andarani-1EXP Área Terrestre Improductivo – Invadido de

agua salada

36 P

lan

es (6

4 A

E)

5 P

ozo

s2 AE-0155 Zaziltun-1EXP Aguas Someras

Improductivo – Invadido de agua salada

3 AE-0161 Ku-201EXP Aguas Someras


4 AE-0151 Xolotl-1EXP Aguas Someras

Productor de aceite y gas / Mioceno Superior

5 AE-0151 Siyan-1EXP Aguas Someras

Taponado por accidente mecánico

6 AE-0109 Kili-1EXP Aguas Profundas Improductivo seco

Ag

uas

P

rofu

nd

as

2 P

ozo

s

7 AE-0110 Nobilis-1DEL Aguas Profundas

Productor de aceite y gas / Eoceno Inferior Wilcox

8 AE-0018 Baalkah-1EXP Aguas Someras


Co

nti

nu

idad

Op

erat

iva

10 P

ozo

s

9 AE-0040 Bedel-1EXP Área Terrestre Improductivo – Invadido de agua salada

10 AE-0007 Pox-101AEXP Aguas Someras Improductivo seco

11 AE-0073 Pankiwi-1EXP

No Convencional

Productor de gas y condensado / JST (Pimienta)

12 AE-0006 Tlamatini-1EXP

Aguas Someras


13 AE-0008 Itta-1EXP Aguas Someras


14 AE-0073 Maxochitl-1EXP

No Convencional Productor de aceite y gas / JSO

15 AE-0073 Kaneni-1EXP No Convencional

Productor de aceite y gas / JST (Pimienta)

16 AE-0047 Vinik-1EXP Área Terrestre

Productor de gas y condensado / Cretácico Medio

17 AE-0019 Hok-101EXP Aguas Someras

Productor no comercial / Mioceno Superior

Total: 17Productores comerciales: 8 (incluye 1 DEL)Productores no comerciales: 1Improductivos: 8 (incluye 1 tap. acc.)


Seguimiento a Programas de Evaluación y Descubrimientos

AsignaciónCampo Desc.

Categoría Pozo Desc. ResultadoPeriodo de Evaluación Título/Plan

AE-0060 Valeriana Terrestre Valeriana -1Gas y Condensado

2018-2021

AE-0018 KinbeAguas Someras

Kinbe-1 Aceite y Gas 2018-2021

AE-0009 TecaAguas Someras

Teca-1 Aceite y Gas 2018-2021

AE-0110 NobilisAguas Profundas

Nobilis-1 Aceite y Gas 2019-2022

AE-0045 / AE-0053

Quesqui TerrestreQuesqui-1DEL

Gas y Condensado

2019-2022

Programas de Evaluación


1*

1

3*

607

7

2

6

4,143

0% 20% 40% 60% 80% 100%

PPP (núm.)

Estudios (núm.)

Perforaciones (núm.)

Inversiones (MMpesos)

Avance de Programas de Evaluación

Ejecutado Por ejecutar

*Pozos aprobados y perforados como parte de un Plan de Exploración.

Descubrimientos pendientes de Programa de Evaluación (Derivan de Cont. Op. o planes de nuevas Asignaciones)

3Hok-101

2Itta

1Kaneni 1Maxochitl

1Pankiwi

2Tlamatini

2Vinik

4Xolotl

0 1 2

Productor de aceite

Productor de aceite y gas

Productor no comercial

Productor de gas y condensado

Productor de aceite y gas

Productor de gas y condensado

Ag

uas

So

mer

as

Áre

aTe

rres

tre

No

Co

nve

nci

on

ales

Continuidad Operativa

Nuevas Asignaciones

1 Producción Temprana2 Informe de Evaluación en revisión

3 Pendiente4Programa de evaluación en dictamen

Seguimiento a Actividades de Extracción

Asignaciones provenientes de R0 (A y AE)

Asignaciones de Resguardo (AR)


ANTECEDENTES (PREMISAS)

El presente informe se realiza al amparo de los Lineamientos de Planes, llevando a cabo análisis de la producción, actividad física e inversión planeada vs la ejecutada (actividades terminadas).

El seguimiento coresponde a 288 Planes de Desarrollo, asociados a Asignaciones petroleras otorgadas durante el proceso de R0, de las cuales 258 corresponde a Asignaciones de Extracción y 25 corresponden a Asignaciones originalmente de Extracción o Exploración, mismas que han sido modificadas para incluir derechos de Exploración y Extracción, respectivamente.

La información real presentada es con actividades, producción e inversiones a marzo de 2020.

La información reportada de producción de gas se refiere a gas hidrocarburo.

Al respecto, Pemex entrega información de actividades y de inversiones dentro de los primeros 15 días hábiles posteriores al cumplimiento del mes a reportar.

Conforme a los Lineamientos de Planes, en términos de la evaluación del cumplimiento del PDE, el primer año a considerarse para la primera evaluación quinquenal será 2020, por lo que el informe se ha enfocado a 2020 primordialmente, con el objeto de mantener un seguimiento del quinquenio en lo subsecuente.


A-0203 (Maloob)

A-0375 (Zaap)

A-0183 (Ku)

A-0371 (Xux)

A-0245 (Onel)

A-0369 (Xanab)

A-0008 (Akal)

A-0032 (Ayatsil)

A-0329 (Teotleco)

A-0151 (Homol)

A-0340 (Tizón)

A-0373 (Yaxché)

A-0296 (Samaria)

A-0308 (Sihil)

A-0352 (Tsimín)

-20

0

20

40

60

80

100

120

0 20 40 60 80 100 120

% d

e a

van

ce d

e in

vers

ión

% de avance de Act. Físicas

PLANES DE DESARROLLO: ANÁLISIS INTEGRAL – PRODUCCIÓN, ACT. FÍSICA E INVERSIÓN

Producción en Petróleo Crudo Equivalente promedio diaria en miles de barriles (mbPCEd), datos a marzo de 2020 Equivalencia de gas: 1b = 5,000 pc

Las 15 Asignaciones más productoras alcanzan 1,232 mbd / 1,600 mbPCEdEsta producción corresponde al:74% de la producción de aceite nacional69% de la producción de hidrocarburos en

PCE nacional11 campos de aceite y 4 de gas y condensado120 22 39 13 88

60

64

35

27

96

En producción corresponde a la producción promedio del mes de marzo de 2020.

En actividades, corresponde al porcentaje consolidado de enero de 2015 a marzo de

2020 de perforaciones y reparaciones mayores por Asignación (Asign).

Escala

100 mbPCEd

1 mbPCEd

10 mbPCEd

Rango de percentil de avance

Act. Física(% de Asign)

Inversiones(% de Asign)

0% al 20% 42.6% 21.3%

21% al 40% 7.8% 22.7%

41% al 60% 13.8% 12.4%

61% al 80% 4.6% 9.6%

81% al 100% 31.2% 34.0%

Nota: los datos contenidos en el presente informe corresponden a información proporcionada por el Asignatario, misma que se encuentra en revisión constante por parte de la DGSA y es susceptible de ser modificada, de acuerdo con los reportes mensuales subsecuentes que sean presentados por el operador.


PLANES PROVENIENTES DE R0: ACTIVIDAD FÍSICAACUMULADO ENERO-MARZO DE 2020 POR REGIÓN


628pozos aprobados

para el año

2020

38 (6%)pozos

perforados

50* (7%)pozos en

perforación

POZOS DE DESARROLLO

Chicontepec16

Terrestres204

AguasSomeras

59

AguasProfundas

3

Asignaciones por RegiónTotal 282

Avance = [REAL/PLAN]

*de acuerdo con las fechas estimadas de inicio de

perforación al 1° de abril de 2020

25

1

12

0

28

2

20

0

108

381

49

2

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Terrestres

Chicontepec

Aguas someras

Aguas profundas

Avance en perforaciones, 2020

Pozos perforados Pozos en perforación Pozos por perforar

60

1

4

0

480

194

75

0

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Terrestres

Chicontepec

Aguas someras

Aguas profundas

Avance en reparaciones mayores, 2020

RMA ejecutadas RMA por ejecutar

542

114

43

0

1,265

NA

169

0

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Terrestres

Chicontepec

Aguas someras

Aguas profundas

Avance en reparaciones menores, 2020

RME ejecutadas RME por ejecutar


Chicontepec16

Terrestres204

AguasSomeras

59

AguasProfundas

3

PLANES PROVENIENTES DE R0: INVERSIONES ACUMULADO ENERO-MARZO DE 2020 POR REGIÓN

INVERSIÓN


Donde:Porcentaje de avance en inversiónInversión ejecutada, mmpesosInversión por ejecutar, mmpesos

Inversiones en pesos corrientes a marzo de 2020

262,460 millones de pesos en

inversión aprobada para el año 2020

37,285 millones de pesos en

inversión ejecutada en el año 2020

Aguas ProfundasChicontepecTerrestresAguas Someras

0, 0%

17,006

659, 4%

14,247

7,399, 12%

52,986

29,228, 17%

140,935

Avance en inversiones, 2020

Asignaciones por RegiónTotal 282

14%


PLANES PROVENIENTES DE R0: PRODUCCIÓN – PROMEDIO MENSUALMARZO DE 2019-MARZO DE 2020


Producción real de gas hidrocarburo promedio (QgHc)

enero-marzo 2020

3,380 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd)

*Desviación = [(REAL-PLAN)/PLAN]

Producción real de aceite y condensado promedio (Qo)

enero-marzo 2020

1,643 miles de barriles diarios (mbd)

*Desviación 2020: -17%

*Desviación 2020: -23%

Producción de gas hidrocarburo promedio (QgHc) planeada en 2020

4,075 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd)

Producción de aceite y condensado promedio (Qo) planeada en 2020

2,143 miles de barriles diarios (mbd)

2,091 2,143

4,2024,075

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

Qo

(mb

d) /

Qg

Hc

(mm

pcd

)

Prod. de aceite/cond. (Qo) Prod. de gas hc. (QgHc)

Planes Qo Planes QgHc


13 15 11 17 10 11

39 38

165157

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ene

-19

feb

-19

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene

-20

feb

-20

mar

-20

Per

fora

cio

nes

acu

mu

lad

a s(

nú

m)

Per

fora

cio

nes

men

sual

es (n

úm

)

Perf. Reales

Perf. Reales acumuladas

Perf. Planeadas acumuladas

COMPARACIÓN DE INDICADORES DE DESVIACIÓN, 1er TRIMESTRE 2019 VS 1er TRIMESTRE 2020

Desviación en perforaciones de pozos de desarrollo

-75.8%-76.4%

628pozos

aprobados para el año

2020

Desviación = [(REAL-PLAN)/PLAN]

663pozos

aprobados para el año

2019

8,0

49

1,9

21

9,5

99

4,6

65

17,6

53

14,9

68

19,569

37,285

61,32565,614

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

ene

-19

feb

-19

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene

-20

feb

-20

mar

-20

Inve

rsio

nes

acu

mu

lad

as (

mm

pes

os)

Inve

rsió

nm

ensu

al(m

mp

eso

s)

Inversiones reales

Inversiones Reales acumuladas

Inversiones Planeadas acumuladas

188 195

145

149

378

371

300

310

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1er Trim 2019 1er Trim 2020

∆N

p (m

mb

) y

∆G

p(m

mm

pc)

Np Plan Np Real

Gp Plan Gp Real

Desviación en producción acumulada de aceite (∆Np) y gas (∆Gp)

-23%


-20%

-24%

-16%


Desviación en inversión

262,460mmpesosaprobados para el año

2020

245,301mmpesosaprobados para el año

2019

-43%-68%

Inversiones en pesos corrientes a marzo de 2020

12 Marinos26 Terrestres

7 Marinos32 Terrestres

1er Trim 2019 considera el seguimiento a 3 PDEXt de los campos Prioritarios1er Trim 2020 considera el seguimiento a 17 PDEXt de los campos Prioritarios


ASIGNACIONES MAS PRODUCTORAS DEL PAÍS: 15 ASIGNACIONES CON MAYOR PRODUCCIÓN EN PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE A MARZO DE 2020

ESTATUS PLANES:POR PRESENTAR: Asignaciones que se encuentran en calendario para presentar la Solicitud de Modificación al Plan vigente.SUSPENDIDO: Asignaciones que se encuentran con un proceso de Modificación suspendido, en tanto se modifique el Anexo 1 del Títulocorrespondiente.


No. Asignación PCE(mbd)

AceiteAporte a

producción nacional de

aceite

%Avance en la producción

acumulada de aceite, Np,

Planeada para 2020

[REAL/PLAN]

Estatus de Modificación

del Plan al31-marzo-2020

ClasificaciónMarzo 2020

(mbd)

1 A-0203 (Maloob) 424.4 374.6 22.6% 24.6% APROBADO Gas asociado

2 A-0375 (Zaap) 327.5 290.3 17.5% 26.7% APROBADO Gas asociado

3 A-0183 (Ku) 131.6 75.0 4.5% 23.8% APROBADO Gas asociado

4 A-0371 (Xux) 101.1 44.4 2.7% 34.9% RONDA CERO Gas no asociado

5 A-0245 (Onel) 99.6 75.6 4.6% 27.7% APROBADO Gas asociado

6 A-0369 (Xanab) 97.3 86.6 5.2% 39.1% APROBADO Gas asociado

7 A-0008 (Akal) 96.5 42.8 2.6% 5.7% RONDA CERO Gas asociado

8 A-0032 (Ayatsil) 84.2 83.3 5.0% 24.8% APROBADO Gas asociado

9 A-0329 (Teotleco) 45.5 15.8 1.0% 60.3% POR PRESENTAR Gas asociado

10 A-0151 (Homol) 39.5 32.3 1.9% 50.7% APROBADO Gas asociado

11 A-0340 (Tizón) 35.7 17.6 1.1% 423.1% APROBADO EN NOTIFICACIÓN Gas no asociado

12 A-0373 (Yaxché) 32.7 27.8 1.7% 75.4% APROBADO Gas asociado

13 A-0296 (Samaria) 30.3 27.0 1.6% 23.7% APROBADO Gas asociado

14 A-0308 (Sihil) 27.0 25.2 1.5% 30.7% RONDA CERO Gas asociado

15 A-0352 (Tsimín) 26.8 13.7 0.8% 5.6% SUSPENDIDO Gas no asociado

TOTAL 1,599.7 1,231.8 74.3%

CLASIFICACIÓN:GAS NO ASOCIADO: Considera a las Asignaciones que su yacimiento principal es de: Gas y condensado, gas húmedo o gas seco, conforme a la base de reservas al 1° de enero de 2019GAS ASOCIADO: Considera a las Asignaciones que su yacimiento principal es de aceite volátil o negro, conforme a la base de reservas al 1 de enero de 2019


PLANES PROVENIENTES DE R0: PRODUCCIÓN – DETALLE MENSUAL TOP 15


*Desviación = [(REAL-PLAN)/PLAN]

1,378

1,309

1,502

1,368

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000m

ar-1

9

abr-

19

may

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

no

v-19

dic

-19

ene-

20

feb

-20

mar

-20

Qo

(mb

d) /

Qg

Hc

(mm

pcd

)

Prod. de aceite/cond. (Qo) Prod. de gas hc. (QgHc)

Planes Qo Planes QgHc

9 Asignaciones con modificación aprobada a su Plan de Desarrollo,

todas de Gas Asociado.

6 Asignaciones con Plan de Desarrollo vigente de Ronda Cero,

con las siguientes precisiones:

CLASIFICACIÓN:GAS NO ASOCIADO: Considera a las Asignaciones que su yacimiento principal es de: Gas y condensado, gas húmedo o gas seco, conforme a la base de reservas al 1° de enero de 2019GAS ASOCIADO: Considera a las Asignaciones que su yacimiento principal es de aceite volátil o negro, conforme a la base de reservas al 1 de enero de 2019

-6%@ marzo

2020

34%@ marzo

2020

Asignación Estatus Clasificación

A-0008 (Akal) RONDA CERO Gas asociadoA-0329 (Teotleco) POR PRESENTAR Gas asociado

A-0308 (Sihil) RONDA CERO Gas asociadoA-0371 (Xux) RONDA CERO Gas no asociado

A-0340 (Tizón)* APROBADO EN NOTIFICACIÓN Gas no asociado

A-0352 (Tsimín) SUSPENDIDO Gas no asociado*Al 31 de marzo de 2020 ya estaba aprobada la modificación al Plan, sin embardo, la DGSA/UATACno tenía conocimiento de la Notificación al Asignatario. El análisis corresponde a su Plan previo.


ACTUALIZACIÓN A LOS SUPUESTOS DE MODIFICACIÓN DE PLANES

SUPUESTO DE MODIFICACIÓN ASIGNACIONES

Inversión 162

Perforaciones 2

Producción 11

Perforaciones e inversión 10

Producción e inversión 23

Producción y perforaciones 2

TOTAL 210

De las 210 Asignaciones que, derivado del análisis llevado a cabo el primer semestre de 2019, caíandentro de algún supuesto de modificación a su Plan de Desarrollo asociado; al 31 de marzo de2020 se cuenta con 36 solicitudes aprobadas, 2 solicitudes suspendidas en tanto se modifique elAnexo I de sus Títulos correspondientes y 27 dentro del calendario de entrega de solicitudesremitido por Pemex mediante oficio PEP-DG-SAPEP-GCR-2795-2019 durante el mes deseptiembre de 2019.


SEGUIMIENTO A ASIGNACIONES DE RESGUARDO (AR) - ANTECEDENTES (PREMISAS)

En el seguimiento se consideran 44 Asignaciones de Resguardo con derechos de Extracción.

La información real presentada es con actividades y producción a marzo de 2020.

La información reportada de producción de gas se refiere a gas hidrocarburo.

La CNH recibió dichos Programas de 2020 durante el mes de diciembre de 2019.

De acuerdo al títulos de Asignación, no es exigible un Plan de Desarrollo para la Extracción.

Los Títulos de estas Asignaciones fueron modificados el 02 de mayo de 2019, considerando en su Término y Condición Quinto un Programa Operativo Anual (POA), el cual deberá actualizarse cada mes de diciembre, contemplando las actividades programadas y el pronóstico de producción del año calendario siguiente.


SEGUIMIENTO A ASIGNACIONES DE RESGUARDO (AR) PARA EXTRACCIÓN TEMPORAL

18.3

117.6

0

20

40

60

80

100

120

140

Producción acumulada deaceite y condensado, Np (mmb)

Producción acumulada de gashidrocarburo, Gp (mmmpc)

Producción acumulada, 2015-2020

13.4 11.5 8.9 7.8 6.6 6.5

79.1

70.2

62.055.6

44.338.7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Ace

ite

y co

nd

ensa

do

, Qo

(mb

d)

yG

as h

idro

carb

uro

, Qg

(mm

pcd

)

Producción promedio anual

Real.Qo Real.Qg

Producción asociada a 44 Asignaciones de resguardo (tipo AR)

Detalle mensual


SEGUIMIENTO A ASIGNACIONES DE RESGUARDO (AR) PARA EXTRACCIÓN TEMPORAL

7pozos

perforados

3pozos en

perforación

Pozos de desarrollo en Asignaciones tipo AR a marzo de 2020

Top 5 en producción de aceite/condensado (Qo)

a marzo de 2020

Aporte a producción mensual de aceite

en Asignaciones de Resguardo

AR-0451 [Remolino] 30.5%

AR-0449 [Presidente Alemán] 27.1%

AR-0420 [Furbero] 15.9%

AR-0426 [Humapa] 12.0%

AR-0106 [Coyotes] 6.9%

Aporte total Top 5 AR 92.4%

Top 5 en producción de gas hidrocarburo (Qg)

a marzo de 2020

Aporte a producción mensual de gas

en Asignaciones de Resguardo

AR-0477 [Alondra] 13.4%

AR-0449 [Presidente Alemán] 12.9%

AR-0479 [Calabaza] 12.2%

AR-0415 [Corindón] 10.9%

AR-0420 [Furbero] 8.3%

Aporte total Top 5 AR 57.8%

4 en AR-0426 [Campo Humapa]3 en AR-0451 [Campo Remolino]

1 en AR-0426 [Campo Humapa]2 en AR-0451 [Campo Remolino]

20pozos

programados para

2020


AR-0416 [Coyol] – 7 pozosAR-0426 [Humapa] – 6 pozosAR-0451 [Remolino] – 6 pozos

AR-0518 [Grande] – 1 pozo

TOP 5 DE ASIGNACIONES MÁS PRODUCTORAS


DERECHOS PAGADOS AL FMP

989 948 981 1,027 1,068 176

49,068 43,983 58,68782,910

61,761 8,007

376,339

276,092

375,095

442,894

347,331

41,049

2015 2016 2017 2018 2019 Ene-Feb 2020

Distribución de pagos de derechosMMpesos

Exploración Extracción Utilidad Compartida

0.24%

14%

86%

Distribución de pagos(2015 - 2020)

49,231

0.36%

16%

84%

Distribución de pagos(enero-febrero de 2020)

Con información del FMP: https://www.fmped.org.mx/estadisticas/pemex-asignaciones.html

https://www.fmped.org.mx/estadisticas/pemex-asignaciones.html


CONCLUSIONES

Asignaciones de Exploración

• AE-0109 concluyó Periodo Inicial en enero/2020, cumplió Plan de Exploración

• AE-0110 concluye Periodo Adicional en 2021, a marzo/2020 ya cumplió metas físicas y de inversión

• 4 A+AE concluyen Periodo Adicional en sep/2020, 2 con posibilidad de cumplir Plan (modificado) y 2 con riesgo de incumplimiento (índice inferior al 25%)

• 36 Asignaciones de 64 nuevas cuentan con Plan de Exploración aprobado a marzo/2020, ya se tienen un descubrimiento (Xolotl-1EXP)

Asignaciones de Extracción

• De 282 Asignación, 15 son las más productoras 1,232 mbd / 1,600 mbPCEd• 74% de la producción de aceite

nacional• 69% de la producción de

hidrocarburos en PCE nacional• 2020 es el primer año del quinquenio para

evaluar el cumplimento de los Planes de Desarrollo para la Extracción.

• Pobre desempeño del 1er trimestre de 2020, mantiene % del mismo orden de 2019.

Desviación %

Actividad ene-mar2019

ene-mar2020

Perforación de pozos -76.4 -75.8Prod. Acumulada de Aceite -23 -24Prod. Acumulada de Gas -20 -16Inversión -68 -43

Asignaciones AR

• De 44 Asignaciones, 5son las másproductoras de aceite, aportando el 92.4%.

• De 44 Asignaciones, 5son las másproductoras de gas, aportando el 57.8%.

• De 20 pozos programados para perforar en 2020 (en 4 Asignaciones), se tienen 7 perforados y 3 en perforación a marzo de 2020 (en 3 Asignaciones)

gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx

seguimiento a actividades de exploración y extracción …...seguimiento a actividades de...

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