Comisión de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos La exploración desde 1907 hasta la actualidad.
La exploración y producción de hidrocarburos en...
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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
La sustentabilidad del negocio
Recursos para los proyectos
Resultados esperados
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)
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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
Reserva 3P: 134 MMBPCE
Aceite: 44° API
J.S. Kimmeridgiano
Navegante (en terminación)
Reserva 3P: 200 MMBPCE
Aceite: 41° API
J.S. Kimmeridgiano
Resultados
Bricol
Villahermosa
CAJB. Complejo Antonio J. Bermúdez
Navegante
Terra
Navegante
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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
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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
Cinturón Plegado Perdido
Jaca-
Patini
Lipax Holok Temoa
Han
Nox-
Hux
Nancan
Oreos
Cinturón Plegado Perdido
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
Producción de aceite, MBPD
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
Producción de aceite, MBPD
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
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
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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
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Porcentaje
80.7 85.3
91.5 94.7
98.3
2008 2009 2010 2011 2012
Aprovechamiento de gas
35
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Del apoyo a la comunidad al desarrollo sustentable
Obras de
beneficio mutuo
Desarrollo
regional
Compromiso con
las comunidades
Responsabilidad
social
36
Ética y
transparencia
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Contenido
Introducción
La sustentabilidad del negocio
Recursos para los proyectos
Resultados esperados
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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
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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
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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
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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
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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
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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
Contratos integrales de exploración y producción
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
Contratos integrales de exploración y producción
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
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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
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Contenido
Introducción
La sustentabilidad del negocio
Recursos para los proyectos
Resultados esperados
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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…