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Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Indicadores de Exploración y Extracción de HidrocarburosJulio 2018
Subsecretaría de Hidrocarburos
Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Resumen Ejecutivo
Petróleo Crudo
La extracción de petróleo crudo en México ha disminuido 3.9% anual, desde hace una década.
• 10 Asignaciones concentran el 67% de la extracción.
• La extracción de crudo se concentra principalmente en lasAguas Territoriales (83%) y el resto es terrestre (17%).
• Las exportaciones de crudo fueron de 35.8 MMb: el 98% delvolumen exportado correspondió al crudo tipo Maya; y el 2% alAltamira, enviado exclusivamente a los EE.UU.
• La Mezcla Mexicana de Exportación alcanzó un preciopromedio durante el mes de julio de USD $66.4.
Distribución geográfica de extracción de petróleo crudo1,838 Mbd (jul 2018)
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas Territoriales 1,521
Tabasco 200
Veracruz 86
Chiapas 13
Puebla 10
Tamaulipas 9
San Luis Potosí 0.3
Pareto de extracción de petróleo crudo 1,838 Mbd (jul 2018)
Mbd % del tota 500 100%430
74% 400 67% 80%304
300 51% 60%
200 40%121
81 66 100 49 48 47 47 20%31 23 23 22 19 18 18 17 16 16 15 15 13 13 12 12
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Extracción histórica de petróleo crudo(Mbd)
Máximo históricoDiciembre de 2003:
3,455 Mbd
4,000
2,000
0
60
62
64
66
68
70
72
74
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96
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02
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Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Resumen Ejecutivo
Gas Natural
La extracción de gas natural en México ha disminuido 3.7% anual, desde hace una década.
• 10 asignaciones concentran el 55% de la extracción.
• 30 extraen 74% y las demás 328 solo 26%.
• La extracción de gas natural se concentra sobre todo en AguasTerritoriales (61%), Tabasco (16%) y Tamaulipas (9%), que enconjunto extraen el 86%.
Distribución geográfica de extracción de gas natural4,828 MMpcd (jul 2018)
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas Territoriales 2,952
Tabasco 782
Tamaulipas 421
Veracruz 339
Nuevo León 211
Chiapas 72
Puebla 34
Coahuila 16
San Luis Potosí 0
Pareto de extracción de gas natural4,828 MMpcd (jul 2018)
Mmpcd % del total 1,500 100%
69% 80% 1,000 51% 60%
40% 50020%
- … 0%
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Extracción histórica de gas natural (MMpcd)
Máximo históricoDiciembre de 2008:
7,359 MMpcd
10,000
5,000
0
60
62
64
66
68
70
72
74
76
78
80
82
84
86
88
90
92
94
96
98
00
02
04
06
08
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20
20
20
20
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20
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Resumen Ejecutivo
Gráfica del mes – Extracción por Plataforma en Ku-Maloob-Zaap
140 120
120100
10080
80
60
60
4040
2020
0 0
KU
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O O O O A A A A A
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KU MALOOB ZAAP
Agua Qw Mbd Aceite Qo Mbd
Mbd MMpcd
Gas Qg MMpcd
No. de pozos
La Plataforma Maloob-A es la mayor productora de crudo en el país aportando 113 mil barriles por día en julio, lo que
representa el 6.1% de la producción total, además de contribuir con 36 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, 0.7% de
la producción nacional, seguida de Maloob-B y Zaap-D con 94 y 86 Mbd de petróleo crudo y 29 y 41 MMpcd de gas natural,
respectivamente. El gasto total de agua en el proyecto para el mes de julio fue de 28 Mbd.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Noticias Relevantes
Con el nuevo Gobierno, Sector energético y Pemex en riesgo, advierte Moody’s: La agencia calificadora sostiene que, sin asociaciones, la empresa no tienecapacidad de financiar proyectos. e acuerdo con Nymia Almeida, analista para el sector en la agencia, la construcción de las refinerías que prometió el candidato encampaña así como la cancelación de farmouts o asociaciones estratégicas con una empresa privada podrían generar presión en las finanzas de la petrolera ydemandarían la intervención del gobierno federal, evento que también podría poner en riesgo la calificación soberana de México.El Economista, 02 de julio de 2018.
La CNH establece un nuevo estándar internacional de transparencia: México se posiciona en primer lugar en transparencia en procesos licitatorios y administraciónde contratos en el sector extractivo, de acuerdo con el reporte “Contratación abierta para derechos del petróleo, gas y minerales: una luz a las buenas prácticas”,publicado en junio pasado por el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Open Contracting Partnership (OCP). En la evaluación se consideraron 14 paísesy la aplicación de 16 mejores prácticas internacionales en diferentes rubros, como resultado la CNH destacó en 7, posicionándose como institución líder entransparencia.CNH, 20 de julio de 2018.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Índice
1.-Extracción
Petróleo crudo
Gas natural
2.-Recursos prospectivos y reservas
Reservas de hidrocarburos
Recursos de petróleo crudo
Recursos prospectivos
Reservas mundiales 1P
3.-Indicadores económicos
Costos de hidrocarburos
Indicadores económicos
4.-Información de pozos
Información de pozos
5.-Rondas
Rondas
Plan Quinquenal de licitaciones
6.-Prospectiva de petróleo crudo y gas natural
Plataforma de extracción de crudo y gas 2018-2023
Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031
7.-Anexos
Crudo Gas Recursos Prospectivos Indicadores Exploración y Rondas
y Reservas Económicos Extracción
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de petróleo crudo
Por ubicación1,838 Mbd (jul 2018)
- 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas someras 1,521
Terrestre 318
Por cuenca1,838 Mbd (jul 2018)
1,515
5
0 500 1,000 1,500 2,000
Cuencas del Sureste 230
Tampico-Misantla70
Veracruz 18
Aguas someras Terrestre
Por entidad federativa1,838 Mbd (jul 2018)
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas Territoriales 1,521
Tabasco 200
Veracruz 86
Chiapas 13
Puebla 10
Tamaulipas 9
San Luis Potosí 0.3
Por asignación/contrato1,838 Mbd (jul 2018)
- 100 200 300 400 500
Maloob 430
Zaap 304
Xanab 121
Ku 81
Xux 66
Akal 49
Ayatsil 48
Onel 47
Homol 47
Ek-Balam* 31
*contrato
Ver Mapas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de petróleo crudo
Histograma de extracción de petróleo crudo(jul 2018)
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200175180
160
140
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100
80
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0-9
9-1
8
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-27
27
-36
45
-54
63
-72
72
-81
11
7-1
26
29
7-3
06
42
3-4
32
Pareto de extracción de petróleo crudo 1,838 Mbd (jul 2018)
430
304
121 81 66 49 48 47 47 31 23 23 22 19 18 18 17 16 16 15 15 13 13 12 12
Mbd % del total
500 100%
450 90%74% 400 80%67%
350 70%
300 51% 60%
250 50%
200 40%
150 30%
100 20%
50 10%
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Extracción de petróleo crudo promedio anual(Millones de barriles diarios, MMbd)
4.0
3.4 3.4 3.3 3.5 3.3 3.0 3.1 3.1 3.2 3.1 3.0
2.9 2.9 3.0 2.8
2.6 2.7 2.7 2.7 2.7 2.6 2.5 2.5 2.5 2.5 2.6 2.6 2.6 2.5 2.5 2.4 2.4 2.5 2.3 2.2
2.0 1.9 2.0
1.5
1.0
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18
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de petróleo crudo
Extracción de petróleo crudo por Cuenca (Miles de barriles diarios, Mbd)
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de Gas Natural
Por ubicación4,828 MMpcd (jul 2018)
2,952
1,876
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas someras
Terrestre
Por cuenca4,828 MMpcd (jul 2018)
2,919
32
883
620
206
150
15
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
Cuencas del Sureste
Burgos
Veracruz
Tampico-Misantla
Sabinas
Terrestre Aguas someras
Por entidad federativa4,828 MMpcd (jul 2018)
2,952
782
421
339
211
72
34
16
0
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas Territoriales
Tabasco
Tamaulipas
Veracruz
Nuevo León
Chiapas
Puebla
Coahuila
San Luis Potosí
Por asignación/contrato4,828 MMpcd (jul 2018)
1,112
331
318
217
167
109
105
96
94
91
- 200 400 600 800 1,000 1,200
Akal
Xux
Ku
Zaap
Maloob
May
Tizon
Xanab
Nejo
Iride
Ver Mapas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de Gas Natural
Histograma de extracción de gas natural(jul 2018)
rtn
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326
15 6 4 2Maloob
1Zaap
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30
0-3
25
32
5-3
50
11
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-11
25
Pareto de extracción de gas natural 4,817 MMpcd (jul 2018)
51%69%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
- 200 400 600 800
1,0001,2001,4001,600
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% del totalMmpcd
Extracción de gas natural promedio anual(Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
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6,000
7,000
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200
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201
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201
8
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Privados
Fuente: DGEEH con información de CNH, julio de 2018.
Extracción de petróleo crudo(Miles de barriles diarios, Mbd)
Extracción de gas natural(Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)
Extracción de Gas Natural124 MMpcd (Jul 2018)
Extracción de Petróleo crudo13 Mbd (Jul 2018)
0
2
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16-1
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17-0
7-3
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20
17-0
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20
17-0
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20
17-1
0-3
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18-0
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0
20
18-0
7-3
1
Servicios Múltiples de Burgos
Petrolera Cárdenas Mora
Deustche Erdoel México
Consorcio Petrolero 5M del Golfo
Pantera Exploración y Producción 2.2
Renaissance Oil Corp
Strata CPB
Iberoamericana de Hidrocarburos CQ
GS Oil & Gas
CMM Calibrador
Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México
Grupo Mareógrafo
Strata CR
Dunas Exploración y Producción
Diavaz Offshore
Jaguar Exploración y Producción 2.3
Calicanto Oil & Gas
Perseus Tajón
0.0
5.33.7
0.0
0.0
0.6
0.0
0.0
0.0
0.0
2.8
0.0
0.0
0.00.3
0.2
0.10.0
6 5 4 3 2 1 0
52.0
15.99.7
9.3
8.26.2
4.1
3.42.5
2.52.4
2.21.91.41.10.7 0.2 0.0
0 10 20 30 40 50 60
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Extracción de petróleo crudo
• De enero-junio de 2018, 15 países producen el 67% de la extracción mundial de petróleo crudo, el 53% pertenecen a la OPEP y 47% son NO OPEP.
Extracción de petróleo crudo, principales países ene-jun 2018
(MMbd)
11.410.5
10.05.0
4.53.83.8
2.92.72.7
1.91.9
1.61.51.5
0 2 4 6 8 10 12
Rusia
Estados Unidos
Arabia Saudita
Canadá
Iraq
China
Irán
Emiratos A. Unidos
Brasil
Kuwait
Noruega
México
Nigeria
Angola
Venezuela
Fuente: Monthly Oil Market Report, agosto 2018 periodo enero-jun 2018* BDI Pemex, agosto 2018
Principales empresas por nivel de extracción de petróleo ene-dic 2017
(MMbd)
10.5
4.4
3
2.4
2.2
2.2
1.9
1.8
1.8
1.8
1.7
0 2 4 6 8 10 12
Saudi Aramco
OAO Rosneft
Kuwait Petroleum Corp.
Petróleos de Venezuela SA (PDVSA)
Petróleo Brasileiro SA (Petrobras)
ExxonMobil Corp.
PetroChina Co. Ltd.
Pemex
OAO Lukoil
Nigerian National Petroleum Corp.
Royal Dutch Shell PLC
Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible.
Extracción de gas natural, principales paísesene-mayo 2018(MMMpcd)
4.85.55.66.87.28.39.5
11.612.3
16.017.5
22.222.3
74.284.5
0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0
MéxicoEmiratos Árabes
KazajstánMalasia
IndonesiaArabia Saudita
ArgeliaAustraliaNoruega
ChinaCanadá
QatarIrán
RusiaEstados Unidos
Fuente: Oil and Gas Journal, agosto 2018 periodo enero-mayo 2018. CNH, agosto 2018
Principales empresas por nivel de extracción de gas naturalene-dic 2017(MMMpcd)
10.9
3.2
2.8
2.8
2.5
2
1.8
1.8
1.4
1.3
1.3
1.3
0 5 10 15
Saudi Aramco
ExxonMobil Corp.
Royal Dutch Shell PLC
PetroChina Co. Ltd.
BP PLC
Rosneft
Total SA
Pemex
Eni SPA
Chevron Corp.
Statoil ASA
Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Recursos Prospectivos y Reservas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Reservas de Hidrocarburos
Cifras nacionales: Reservas remanentes de hidrocarburos al 1 de enero de 2018(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
Vida media Vida media Concepto Probadas 1P Vida media Probables 2P Posibles 3P
(años) (años)
Totales por tipo 8,483.70 8.5 7,678.30 16,162.00 16.1 9,304.80 25,466.80 25.4
Petróleo crudo 6,464.20 9.1 5,816.50 12,280.70 17.3 7,139.10 19,419.80 27.3
Condensados 1 631.3 6.2 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.
Gas seco 1,349.50 3.7 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.
Gas Natural (MMMpc)
10,022.40 5.4 9,355.50 19,377.90 10.4 10,642.50 30,020.40 16.1
FUENTE: Reservas de Hidrocarburos de México, al 1 de enero de cada año, CNH junio 2018 1P = Reservas Probadas: Se utilizan para comparar las reservas a nivel mundial. 2P = Reservas Probadas + Probables: Se utilizan para evaluar los proyectos de exploración y extracción.3P = Reservas Probadas + Probables + Posibles: Son las Reservas Totales. 1/ Incluye líquidos del gas. n.d. No disponible.
• A enero de 2018 las reservas de hidrocarburos 1P ascendieron a 8,484 MMbpce, lo que representa una disminución del 7.4% respecto al año anterior (9,161MMbpce).
• Al ritmo de extracción actual las reservas remanentes de hidrocarburos 1P alcanzarían para 8.5 años, 15% menos que en 2010 (10 años).
Evolución de las reservas remanentes de hidrocarburos(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
58,204
46,418 43,838
25,467
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
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
PROBADAS PROBABLES POSIBLES 3P
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Reservas de Hidrocarburos
Reservas 1P al 1 de enero de 2018(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
Histórico de reservas 1P(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
2018 8.5
2017 9.0
2016 9.2
2015 10.9
2014 10.4
2013 10.4
2012 10.2
2011 10.2
Reservas 1P por distribución geográfica
5,945
2,539
- 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000
Marino
Terrestre
Tasa de restitución 1P(%)
85.867.8 67.4
2.832.4
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
-132.5
101.1 104.3
Tamaulipas184.6
Varios183.2
Puebla138.1
Varios134.8
TOTAL8,484
Varios = Incluye a Tamaulipas y Veracruz en Marion y a Chiapas, Nuevo León, Campeche, SLP y Coahuila en terrestre.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Recursos de Petróleo Crudo
Categorización de Recursos de Petróleo Crudo a nivel nacional
Recursos PetrolerosPetróleo Crudo
• 18.1% es el Factor de Recuperación Nacional al 1 de enero de2018.
• 8.1% del Volumen Original in-situ corresponde a las reservas 3P.
• Dentro del 74.1% del volumen original descubierto no comercialestá contabilizado el recurso contingente de México.
Relación Reserva/ExtracciónExtracción en 2017 = 758.9 MMb
• Reservas 1P: 10 años.
• Reservas 2P: 18 años.
• Reservas 3P: 28 años.
Nota: El cálculo de la Extracción acumulada al 1 de enero de 2018 (PA_2018)se realizó de la siguiente manera:
PA_2018 = PA_2017 + Extracción en 2017.
74.1%
17.9%
2.7%2.4%
2.9%
Volumen original descubierto no comercial(mmb)
Producción Acumulada
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Volumen Original in-situ
244,916 MMb
Fuente: DGEEH con información de CNH: Reservas 2012-2018 y Relación reservas Extracción.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Recursos Prospectivos
• Los Recursos Prospectivos Totales actualizados a enero de 2017 no presentaron variación respecto a su publicaciónprevia en 2014 (112.8 MMMbpce).
Cambios principales• Recursos Prospectivos No Convencionales. En 2014, los recursos asociados a la provincia Burro-Picachos formaban
parte de los reportados en la provincia Sabinas, en tanto que en 2017 están considerados en la categoría “Otros”.• Recursos Prospectivos Convencionales. Las provincias Cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo disminuyeron
5.5 y 6.0 MMMbpce en términos reales, respectivamente, comparando las cifras de 2017 contra 2014.
3.0 2.4
16.8
11.3
27.1
21.1
0.4 0.02.4 1.7 1.4 1.6 1.5
14.510.8
10.5
0.0
0.0
0.0
0.0
14.0
10.1
34.834.9
0.6 0.6 0.0
4.2
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017
Burgos Cuencas delSureste
Golfo de MéxicoProfundo
Sabinas Tampico-Misantla Veracruz Otros
Convencional No convencional
Fuente: 2017.- DGEEH con información de la CNH. Bases de Datos de plays convencionales y no convencionales 31 de diciembre de 2015, y, BDOETotal 2016, actualizada al 23 de enero de 2017. 2014.- Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2014 Pemex.
Datos actualizados a enero 2017Recursos Prospectivos Convencionales = 52.6
MMMbpce
Burgos5% Cuencas del
Sureste21%
Golfo de México Profundo
40%Tampico-Misantla
3%
Veracruz3%
Otros28%
Recursos Prospectivos No Convencionales = 60.2
MMMbpce
Burgos17%
Sabinas17%
Tampico-Misantla58%
Veracruz1%
Otros7%
Recursos Totales= 112.8 MMMbpce
Convencionales47%
No Convencionales
53%
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Reservas mundiales 1P
Reservas 1P de petróleo crudo, al 1 de enero de 2018
Posición País MMMb %
1 Venezuela 302,250 18.30
2 Arabia Saudita* 266,208 16.12
3 Canadá 170,540 10.32
4 Irán 157,200 9.52
5 Iraq 148,766 9.01
6 Kuwait* 101,500 6.14
7 Emiratos Árabes Unidos 97,800 5.92
8 Rusia 80,000 4.84
9 Libia 48,363 2.93
10 Nigeria 37,453 2.27
11 Estados Unidos 35,427 2.14
12 Kazajistán 30,000 1.82
13 China 25,627 1.55
14 Qatar 25,244 1.53
15 Brasil 12,634 0.76
20 México 6,464 0.39
Total 1,651,850 100.00
MMMb
302
6
0
50
100
150
200
250
300
350
Ven
ezu
ela
Ara
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Sau
dit
a*
Can
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Irán
Iraq
Ku
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os
Kaz
ajis
tán
Ch
ina
Qat
ar
Bra
sil
Méx
ico
Reservas 1P de gas natural, al 1 de enero de 2018
Lugar País MMMMpc %
1 Rusia 1,688.23 24.27
2 Irán 1,190.83 17.12
3 Qatar 850.10 12.22
4 Estados Unidos 310.81 4.47
5 Arabia Saudita 304.38 4.38
6 Turkmenistán 265.00 3.81
7 Emiratos Árabes Unidos 215.10 3.09
8 Venezuela 202.69 2.91
9 Nigeria 193.35 2.78
10 China 192.11 2.76
11 Argelia 159.05 2.29
12 Iraq 134.90 1.94
13 Indonesia 101.22 1.46
14 Mozambique 100.00 1.44
15 Kazajistán 85.00 1.22
39 Mexico 10.02 0.14
Total 6,955.04 100
MMMMpc
1,688
100
200400600800
1,0001,2001,4001,6001,800
Ru
sia
Irán
Qat
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Esta
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Ara
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Turk
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Iraq
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Kaz
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tán
Mex
ico
Fuente: OGJ Worldwide Production Reports, Dec. 4, 2017, Resevas probadas de petróleo crudo y gas natural de México, CNH abril de 2018.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Reservas de HidrocarburosIncorporación de reservas y Extracción nueva
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
0
500
1,000
1,500
2,000
20
17
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19
89
Descubrimientos 1P Producción
0
500
1,000
1,500
2,000
20
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03
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
Descubrimientos 3P Producción
Extracción de crudo y gas por décadas Mbd MMpcd
0
1,000
2,000
3,000
1980 1990 2000 2010
80´s
90´s00´s
10´s
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
4,000
0
2,000
4,000
6,000
8,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1980 1990 2000 2010
80´s
90´s
00´s10´s
Reservas 3P(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
19
70
19
72
19
74
19
76
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84
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86
19
88
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90
19
92
19
94
19
96
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98
20
00
20
02
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04
20
06
20
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20
10
20
12
20
14
20
16 -
20,000
40,000
60,000
80,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1980 1990 2000 2010
80´s
90´s
00´s10´s
Reservas al 31 de diciembre de cada año Fuente: CNH periodo 2014-2017 y Pemex Exploración y Extracción 1988-2013.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Información de Pozos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Exploración y Extracción
• En julio de 2018 había 8,047pozos productores operando, 19.44% menos respecto al pico observado en enero de 2013 (9,989 pozos).
• Los Privados comenzaron operaciones a partir de mayo de 2016. En julio de 2018 destaca Deustche Erdoel México con 66 pozos productores operando parapetróleo y gas asociado y Servicios Múltiples de Burgos con 3000 para gas no asociado.
• Petróleos Mexicanos migró las Asignaciones de los campos Ek y Balam a un Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CEE) en mayo de 2017con la operación de 20 pozos; al migrar las Asignaciones de los campos Santuario y El Golpe en diciembre de 2017, esa cifra alcanzó los 61 pozos productoresoperando bajo el esquema de CEE.
• De los 8,047 pozos productores operando en junio de 2018, el 87.34% está en Asignaciones, el 6.51% en CEE derivados de Rondas de Licitación y el 6.15% enCEE resultado de una migración.
0
1000
2000
3000
4000
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8000
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10000
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e-1
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e-1
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e-1
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7
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s
Pozos Productores Operando(Incluyendo Privados)
Gas No Asociado Petróleo y Gas
8047
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000
7,500
8,000
8,500
9,000
9,500
en
e-1
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-16
no
v-1
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sep
-17
no
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7
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e-1
8
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-18
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Nú
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e P
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s
Pozos Productores Operando(Incluyendo Privados)
Asignaciones
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2005.Nota: Puede existir duplicidad en el conteo de pozos productores operando en los meses que entraron en vigor los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Exploración y Extracción
• En septiembre de 2009, se observó el mayor número de equipos deperforación operando para la extracción y exploración de hidrocarburos(184), que al compararse con los 37 en julio de 2018, representa unareducción del 80% %.
• De los 37 equipos de perforación empleados en julio de 2018, 38.04% sedestinaron para la extracción terrestre, 24.46% para la extracción marina,19.02% para la exploración marina y 18.48% para la exploración terrestre.
• Se tiene registro de que los Privados han empleado equipos deperforación a partir del último trimestre de 2016, con un máximo de 4 enjunio y julio de 2017, en tanto que en julio de 2018 sólo utilizaron 2 (5%del total nacional).
• Las diferencias más significativas entre las actividades de perforación yterminación de pozos se observaron en noviembre de 2009 cuando seperforaron 74 pozos más de los que se terminaron, situación que sepresentó a la inversa en agosto de 2010.
• Los 14 pozos perforados y 17 pozos terminados en julio de 2018,representan el 9% y 12% de los picos observados en diciembre de 2009(153) y agosto de 2009 (142), respectivamente.
0
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Equipos de Perforación (incluye Privados)
Exploración Terrestre Exploración Marina Desarrrollo Marino Desarrollo Terrestre
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Pozos perforados y terminados(incluye Privados)
Pozos Terminados Pozos Perforados
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jun
-16
jul-
16
ago
-16
sep
-16
oct
-16
no
v-1
6d
ic-1
6en
e-1
7fe
b-1
7m
ar-1
7ab
r-1
7m
ay-1
7ju
n-1
7ju
l-1
7ag
o-1
7se
p-1
7o
ct-1
7n
ov-
17
dic
-17
ene-
18
feb
-18
mar
-18
abr-
18
may
-18
jun
-18
jul-
18
Nú
me
ro d
e E
qu
ipo
s
Equipos de Perforación en México(incluye Privados)
Exploración Terrestre Exploración Marina Desarrrollo Marino Desarrollo Terrestre
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2002.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Rondas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Rondas
Indicadores de las áreas adjudicadas
• Adjudicación de 107 áreas contractuales (67% del total ofertado de la Ronda 1 licitaciones 1, 2, 3 y 4,Ronda 2 licitaciones 1, 2 , 3 y 4, Ronda 3 licitación 1 y 3 Farmout con Pemex).
• Las áreas adjudicadas se integran por 38 áreas (70%) de la Ronda 1 , 50 áreas (74%) de la Ronda 2, 16áreas (46%) de la Ronda 3.1 y 3 (3%) de Farmouts.
• Del total de áreas adjudicadas 48 (53%) son terrestres y 43 (47%) son marinas de las cuales 31 están enaguas someras y 28 en aguas profundas.
Áreas licitadas Áreas % del total Producción Primera (número) Contractuales licitado máxima producción (año)
(número) (mbpced)
TOTAL 160 107 67 * 2016
Total Ronda 1 54 38 70 * 2016
Ronda 1.1 14 2 14 69 2019
Ronda 1.2 5 3 60 90 2018
Ronda 1.3 25 25 100 90 2016
Ronda 1.4 10 8 80 776 2027
Total Ronda 2 68 50 74 * 2020
Ronda 2.1 15 10 67 186 2020
Ronda 2.2 10 7 70 69 2023
Ronda 2.3 14 14 100 102 2020
Ronda 2.4 29 19 66 2,169 2033
Total Ronda 3 35 16 46 * 2025
Ronda 3.1 35 16 46 264 2025
Asociaciones 3 3 100 * 2017
Trión (AP) 1 1 100 118 2023
Cárdenas-Mora 1 1 100 14 2017
Ogarrio 1 1 100 16 2017
Migraciones - 4 - * 2018
Santuario-El Golpe (con socio) - 1 - 7** 2018
Misión (con socio) - 1 - 10 ** 2018
Ébano (con socio) - 1 - 7** 2018
Ek-Balam (sin socio) - 1 - 35 ** 2018
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1* La extracción máxima en diferentes años por lo que no es acumulativa.
R1 38,35%
R2 50,47%
3, 3%
R3.1 16, 15%
Ronda 1 Ronda 2 Farmout Ronda3.1
Áreas contractuales107 áreas adjudicadas
31(29%)
28(26%)
48(45%)
Aguas someras Aguas profundas Terrestres
Distribución: Áreas adjudicadas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Rondas
Indicadores de las áreas adjudicadas
• La inversión total es de 167,355 mil millones de dólares durante el periodo de vida de los proyectos, 19 veces la inversión de PEP en 2018.
• La participación total en las utilidades y en los ingresos para el Estado promedian el 74%.
Inversiones Participación o Participación totales % del regalía total utilidades e CAPEX total adicional ingresos para el
(mmusd) Estado (%) Edo. (%)
TOTAL 167,355 100.0 38 74
Total Ronda 1 41,431 25 50 70Ronda 1.1 2,708 63 79
Ronda 1.2 3,248 76 85Ronda 1.3 1,122 47 55
Ronda 1.4 34,353 14 60
Total Ronda 2 103,036 61 33 73Ronda 2.1 8,193 57 77Ronda 2.2 1,100 24 75
Ronda 2.3 949 35 75Ronda 2.4 92,794 16 65
Total Ronda 3 8,626 5 46 72Ronda 3.1 8,626 46 72
Asociaciones 7,796 5 10 80Trión (AP) 7,574 4 72Cárdenas-Mora 127 13 79Ogarrio 95 13 89
MigracionesSantuario-El Golpe (con socio)
6,466403
4 5365
Misión (con socio)Ébano (con socio)
284263
3541
Ek-Balam (sin socio) 5,516 70
Ronda 125%
Migraciones4%
Asociación (Farmout)
5%
Ronda261%
Ronda 3.15%
Inversiones totales: 167,355 MMMUSD
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1 , 2 y 3.1
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Rondas
Indicadores de las áreas adjudicadas
• Se tiene un total de 70 empresas operadoras en las áreas adjudicadas.
• Inició la primera asociación de Petróleos Mexicanos en el bloque Trión en aguas profundas del Golfo de México.
• Se tienen cuatro migraciones, tres con socio (Santuario-El Golpe, Misión, Ébano) y uno sin socio (Ek-Balam).
• El objetivo es acceder a tecnología de última generación y compartir riesgos.
Tipo de contrato Trabajos Petroleros Empresas (núm.)
Total 70
Total Ronda 1 30
Ronda 1.1 Producción compartida Exploración aguas someras 1
Ronda 1.2 Producción compartida Extracción aguas someras 3
Ronda 1.3 Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 18
Ronda 1.4 Licencia de E y E E y E en aguas profundas 8
Total Ronda 2 21
Ronda 2.1 Producción compartida Extracción en aguas someras 4
Ronda 2.2 Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 2
Ronda 2.3 Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 4
Ronda 2.4 Licencia de E y E E y E en aguas profundas 11
Total Ronda 3 9
Ronda 3.1 Producción compartida Extracción en aguas someras 9
Asociaciones 6
Trión (AP) Licencia de E y E E y E en aguas profundas 2
Cárdenas-Mora Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 2
Ogarrio Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 2
Migraciones 4
Santuario- El Golpe (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1
Misión (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1
Ébano (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1
Ek-Balam (sin socio) Producción compartida E y E en aguas someras 1
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Plan Quinquenal de Licitaciones
• Aún están disponibles para licitar el 13% de Reservas 2P y el 48% de los Recursos Prospectivos.
PEMEX13,499
80%
Adjudicado (R1, R2,R3.1 y Contratos)
1,1507%
Por Licitar2,120,13%
Estado3,27020%
Reservas 2P 16,769 (MMbpce)
PEMEX Contratos Por Licitar
PEMEX, 22,166,
19%
Adjudicado(R1, R2, R3.1 y
Farmouts)8,903
8%
Por Licitar53,815
48%Estado90,667 81%
Recurso Prospectivo Nacional112,833 (MMbpce)
Por evaluar 27,949 25%
Fuente: CNH y SENER Considera datos al 1 de enero de 2017 para reservas 2P y Recurso Prospectivo Nacional
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Prospectiva de Petróleo crudo y gas natural
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031
Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)
Concepto
Asignaciones
Migración sin Socio
FarmOut
CIEP
Exploración
Ronda de licitaciones
Total Extracción máxima
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
1,895 1,807 1,786 1,590 1,376 1,232 1,177 1,096 1,084 1,138 1,141 1,137 1,111 1,082 1,006
38 35 58 79 93 99 98 86 79 72 65 63 64 66 65
0 67 59 63 62 71 124 73 85 92 98 103 101 97 90
31 36 45 52 59 65 67 66 71 76 82 100 118 134 152
0 7 55 218 473 628 680 692 664 593 547 530 526 541 569
0
1,964
37
1,988
57
2,059
108
2,111
193
2,257
334
2,429
422
2,569
665
2,678
739
2,723
802
2,772
895
2,827
972
2,905
1,112
3,032
1,246
3,166
1,370
3,252
Concepto
Asignaciones
Migración sin Socio
FarmOut
CIEP
Exploración
Rondas de Licitación
Total Extracción mínima
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
1,895 1,807 1,599 1,335 1,172 1,032 920 855 827 820 785 756 735 753 768
38 35 51 64 69 69 65 61 56 51 46 42 37 32 28
0 67 57 58 57 60 55 50 43 39 43 56 68 77 85
31 36 43 46 48 51 52 54 60 62 65 71 74 71 72
0 7 25 69 111 193 298 389 378 331 285 243 206 177 168
0
1,964
32
1,983
53
1,827
98
1,670
158
1,615
258
1,663
326
1,716
454
1,863
471
1,834
478
1,781
514
1,737
532
1,699
614
1,734
670
1,780
659
1,780Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017
Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:
• Se elaboró la Prospectiva con base en laPlataforma de Extracción 2018-2023.
• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 2.6 millones de barriles diariosde petróleo crudo.
• En 2018 se estima que el 2% de la extraccióntotal de petróleo crudo sea de nuevosparticipantes.
• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de petróleo crudo de 3 MMbd.
Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)
1,964 1,988 2,059 2,111 2,2572,429 2,569 2,678 2,723 2,772 2,827 2,905 3,032 3,166 3,252
1,9831,827
1,670 1,615 1,663 1,716 1,863 1,834 1,781 1,737 1,699 1,734 1,780 1,780
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Escenario Máximo Escenario Mínimo
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031
Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)
Concepto
Asignaciones
Migración sin Socio
FarmOut
CIEP
Exploración
Ronda de licitaciones
Total Extracción máxima
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
3,931 2,987 3,312 2,819 2,642 2,059 1,832 1,988 2,047 1,942 2,093 2,003 1,883 2,072 1,928
6 7 14 21 25 27 27 22 20 19 16 17 14 16 13
0 416 361 355 347 374 374 202 169 160 114 134 87 113 68
303 320 266 326 451 486 395 270 221 209 167 178 179 166 198
0 6 75 345 787 1,025 1,192 1,299 1,304 1,237 1,086 1,126 1,146 1,076 1,061
0
4,240
292
4,030
394
4,423
394
4,259
444
4,696
518
4,489
716
4,536
944
4,725
1,311
5,071
1,455
5,022
1,682
5,158
2,005
5,463
2,262
5,570
2,688
6,130
2,976
6,244
Concepto
Asignaciones
Migración sin Socio
FarmOut
CIEP
Exploración
Rondas de Licitación
Total Extracción mínima
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
3,931 3,028 2,379 1,905 1,617 1,401 1,170 1,206 1,247 1,164 1,269 1,140 1,335 1,220 1,826
6 7 13 17 19 20 19 20 20 19 18 18 16 17 10
0 394 340 338 337 322 275 261 220 206 170 173 132 164 88
303 303 206 210 302 364 399 442 385 359 267 291 240 257 165
0 6 22 88 170 393 669 1,004 1,146 1,069 982 1,017 741 945 430
0
4,240
264
4,001
341
3,300
294
2,852
311
2,757
353
2,852
508
3,040
643
3,576
760
3,778
784
3,601
816
3,523
975
3,613
1,235
3,699
1,460
4,064
1,526
4,045
Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017
Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:
• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 4.9 miles de millones de piescúbicos diarios de gas natural.
• En 2018 se estima que el 7% de la extraccióntotal de gas natural sea de nuevosparticipantes.
• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de gas natural de 5.5 MMMpcd.
Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)
4,240 4,0304,423 4,259
4,696 4,489 4,536 4,7255,071 5,022 5,158 5,463 5,570
6,130 6,244
4,0013,300
2,852 2,757 2,852 3,0403,576 3,778 3,601 3,523 3,613 3,699
4,064 4,045
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Escenario máximo Escenario mínimo
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Anexos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Anexos
Características de Crudos Seleccionados (API, % Azufre)
Clasificación °API Origen Nombre °API Azufre, % peso
Pesado 10-22.3 Canadá (Alberta) Cold Lake 13.2 4.11
México Talam3 16 2.8
México Altamira3 15-16.5 5.5-6.0
Venezuela Bachaquero 16.8 2.4
Mar del Norte (Noruega) Emerald 22 0.75
México Maya 3 21-22 3.4-3.8
Mediano 22.3-31.1 Arabia Saudita Arab heavy (Safiniya) 27.4 2.8
Estados Unidos (Alaska) Alaskan North Slope 1 27.5 1.11
Arab mediumArabia Saudita (Zuluf/Marjan) 28.8 2.49
Irán Iranian heavy 2 30.9 1.73Golfo Persico Dubai 31 2.04
Ligero 31.1 - 39 Venezuela Tia Juana ligero 31.8 1.16Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos) Zakum (Upper) 33.1 2
México Itsmo 3 32-33 1.8
Arabia Saudita Arab light 2 33.4 1.77
Nigeria Bonny light 2 33.9 0.14
Estados Unidos (Texas) West Texas Sour 1 34.1 1.64
Louisiana Light Sweet 1Estados Unidos (Louisiana) (LLS) 36.1 0.45
Mar del Norte Brent Dated 38.3 0.4
Venezuela Anaco Wax 40.5 0.24
Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos) Burban 40.5 0.78
West Texas Intermiediate1Estados Unidos (Texas) 40.8 0.34
Argelia Saharan 2 45.5 0.05
Dubai (Emiratos Árabes Unidos) Margham ligero 50.3 0.04
• El crudo mexicano se clasifica en trestipos: Maya, Istmo y Olmeca. Estavariedad conforman lo que se conocecomo mezcla mexicana.
• El crudo pesado corresponde al tipoMaya con densidad de 22 grados API(American Petroleum Institute) y 3.3por ciento de contenido de azufre.
• El petróleo tipo Istmo es crudo ligerocon 33.6 grados API, y contenido deazufre de 1.3 por ciento.
• En el mercado el crudo tipo Olmeca essuperligero al tener una densidad de39.3 grados API y un contenido deazufre de 1.3 por ciento.
1 Crudos marcadores del Continente Americano.2 Crudos Canasta de Referencia OPEP.3 Crudos mexicanos, PMI Comercio Internacional.Fuente: Healthcare Performance Improvement consultants.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Anexos
Medida Equivalencia
1 barril
1 barril
1 galón
1 litro
1 metro cúbico
1 metro cúbico
1 pie cúbico
1 tonelada métrica
1 tonelada métrica
1 libra
1BTU
1 kilocaloría
1 barril de crudo
1 barril de combustóleo
1 metro cúbico de gas natural
Volumen
158.987304
42
3.7854
0.26417
6.28981041
35.31467
0.0283168
Peso
0.98421
2 204.6
0.45359
Calor
0.252
3.968254
Equivalencias calóricas
5000
6783
8460
litros
galones
litros
galones
barriles
pies cúbicos
metros cúbicos
toneladas largas
libras
kilogramos
kilocalorías
BTU
pies cúbicos de gas natural
pies cúbicos de gas natural
kilocalorías
Factores de conversión utilizados en la industria petrolera