Retos y oportunidades en la exploración y producción...
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Retos y oportunidades en la exploración y producción de hidrocarburos en México Ing. Carlos A. Morales Gil Director General Septiembre 30, 2011
Transcript of Retos y oportunidades en la exploración y producción...
Retos y oportunidades en la
exploración y producción de
hidrocarburos en México
Ing. Carlos A. Morales Gil Director General
Septiembre 30, 2011
2
• Introducción
Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
Contenido
3
Principales actividades en exploración y producción
Delimitación Diseño Producción
Construcción
Perforación
Comercialización
Distribución y
Comercialización
Incorporación
de reservas
Evaluación del
Potencial
Petrolero
• Definir prospectos exploratorios
• Evaluar cuencas, plays y reservas
• Caracterizar yacimientos
• Diseño y ejecución del plan de desarrollo de los yacimientos
• Ingeniería de yacimientos
• Proyectos de recuperación secundaria y mejorada
• Diseño y perforación de pozos
• Diseño y construcción de infraestructura
• Diseño y construcción de instalaciones
• Operación y mantenimiento de pozos e instalaciones
• Control del transporte y la distribución de los hidrocarburos
• Control del mantenimiento de instalaciones
• Comercialización de hidrocarburos
• Definición de estrategias • Administración del conocimiento y de la tecnología
Explotación Desarrollo Exploración
4
Maximizar el valor económico
agregado de las reservas de crudo y
gas natural del país, garantizando la
seguridad de sus instalaciones y su
personal, en armonía con la
comunidad y el medio ambiente
Incrementar inventario de reservas
por nuevos descubrimientos y
reclasificación
Incrementar la producción de
hidrocarburos
Obtener niveles de eficiencia por
encima de estándares internacionales
en aprovechamiento de gas y costos
de producción
Misión y objetivos
dólares constantes de 2010 por barril
de petróleo crudo equivalente
10.03 9.10
5.22 6.59 6.77
10.96
8.14
Chevron Exxon
Mobil
BP Petro-
bras
Royal
Dutch
Shell
Statoil PEMEX
Costo de producción
miles de barriles diarios
2,000
2,400
2,800
3,200
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Producción de crudo
Objetivos
Misión
5
▪ Incrementar
inventario de reservas
por nuevos
descubrimientos y
reclasificación
▪ Revertir disminución
en producción
▪ Aumentar y mejorar la
capacidad
de ejecución
1
2
Iniciativas estratégicas de PEP alineadas al
Plan de Negocios de Pemex
▪ Optimizar la
inversión
▪ Optimizar gastos de
operación
▪ Optimizar las
operaciones de
producción,
distribución y
comercialización
▪ Continuar
implementación de
mejores prácticas en
seguridad y salud
ocupacional
▪ Fomentar protección
ambiental y
desarrollo
sustentable
▪ Afianzar relaciones
de calidad con la
comunidad
12
13
Gestión de la estrategia
Metas
Mantener producción promedio
de aceite entre 2.4 y 3.0 mmbd
Mantener producción promedio
de gas entre 6.0 y 7.2 mmmpcd
Restituir 100% de reservas
probadas a partir de 2012
Mantener los costos de producción en
el primer cuartil y optimizar los costos
de descubrimiento y desarrollo para
llevarlos hacia el primer cuartil
Lograr meta de cero accidentes
Lograr ser percibida como empresa
socialmente responsable
▪ Modernizar la gestión
tecnológica
▪ Generar y desarrollar
talento
▪ Enfocar a la
organización en función
del negocio
▪ Mejorar planeación,
ejecución y control de
proyectos
6
11
8
10
7
9
3
Crecimiento Responsabilidad
Corporativa
Eficiencia
operativa
Modernización
de la gestión
4
5
6
PEP cuenta con el inventario de
reservas de hidrocarburos
(Reserva total 43.1 mmmbpce y
recurso prospectivo 50.5 mmmbpce)
Administra los recursos para la
ejecución de proyectos
(personal, tecnológicos y económicos)
Jerarquiza las inversiones conforme a
la rentabilidad de los proyectos
Opera y mantiene los yacimientos en
producción buscando la optimización
y la reducción de costos
Lleva a cabo el desarrollo de los
proyectos a través de una estrategia
de contratación
Elementos para el cumplimiento de metas
Aceite y gas asociado
Gas no asociado
Cuencas
Burgos
d
Tampico- Misantla
Sabinas
0.3 d
Sabinas
Sureste
Veracruz
Tampico-
Misantla Plataforma
de Yucatán
Golfo de
México
Aguas Profundas
43.1 50.5
Reservas Recursos
prospectivos
probada
probable
posible
Reservas y recursos* miles de millones de barriles
de petróleo crudo equivalente
* Reservas al 1 de enero de 2011
7
Los proyectos son el centro de nuestra atención
Recursos financieros
Oportunidad y eficiencia
Asignación óptima
Recursos humanos
Habilidades técnicas en
creciente evolución
Capacitación constante
orientada a maximizar el
valor de los proyectos
Tecnología
Maximización del factor
de recuperación
Reducción de costos
Maximización del
valor económico
Declinación
Fr
Producción
USD$ / B
Proyectos
Delimitación
Diseño
Producción Construcción
Perforación
Comercialización
Distribución y
Comercialización
Incorporación
de reservas
Evaluación del
Potencial
Petrolero
Explotación Desarrollo Exploración
8
Ciclo de vida de los proyectos
El ciclo de vida de los proyectos que sustentan las estimaciones de producción muestra
en su etapa más temprana los proyectos de exploración (33% de la producción promedio
2011-2025), muestra ya en fase de desarrollo el primero de los proyectos en aguas
profundas (Lakach), y los proyectos en recuperación secundaria (Jujo, A. J. Bermúdez)
Exploración Aceite y gas asociado Gas no asociado
Proyectos
Crudo Ligero Marino
Caan Abkatún
Cantarell
Ku - Maloob-Zaap
Límite
técnico
Ogarrio - Magallanes
Cactus - Sitio Grande
Antonio J Bermúdez
Delta del Grijalva
Costero Terrestre
Macuspana
Bellota Chinchorro
San Manuel
Burgos
Aceite Terciario del Golfo
Veracruz
Cárdenas
Exploración Desarrollo Producción Declinación y mantenimiento
Ixtal - Manik
Coatzacoalcos Marino
Lankahuasa
Recuperación secundaria y mejorada
Tiempo
Chuc
Jujo - Tecominoacán
Ek - Balam
Lakach
El Golpe - Puerto Ceiba
Poza Rica
Ayín Alux
Yaxché
(Reserva 3P: 17.4 mmbpce )
Proyecciones de crudo por tipo de campo: nuevos campos, en desarrollo, plataforma sostenida y maduros
9
Comalcalco
Litoral de
Tabasco
Terrestre
Malpaso
Cuichapa
Simojovel
Macuspana
Reforma
Terciario
Veracruz
Coatzacoalcos
Crudo Ligero
Marino
Tampico Misantla
Sur de Burgos
Campeche Poniente
Campeche Oriente
Progreso
Sardina
Cazones
Campeche Poniente Terciario
Lamprea
Golfo de México B
Delta del Bravo
Golfo de México Sur
Área Perdido
Burgos
Lankahuasa
Papaloapan B
Campeche
Oriente
Terciario
Juliva
Portafolio de exploración
III
I II
IV
VPN
VPN / VPI Atractividad
Materialidad
10
VPN
III
I II
IV
VPN / VPI
Ku Maloob Zaap
Delta del Grijalva
Cantarell
Gas del Terciario
Aceite Terciario
del Golfo Burgos
Lakach
Lankahuasa Lerma Malta Talismán
Coatzacoalcos Marino
Kach Alak
Macuspana
Carmito Artesa
Cárdenas
Tamps. Constitución
Antonio J. Bermúdez
Crudo Ligero Marino
Chuc
Yaché
Arenque
Poza Rica
Caan
Ayín Alux
Ixtal Manik
Costero Terrestre
San Manuel
Bellota Chinchorro Ek-Balam
Jujo Tecominoacán
El Golpe Puerto Ceiba
Cactus Sitio Grande Veracruz
Och-Uech-Kax
Portafolio de explotación
Atractividad
Materialidad
11
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 200,000 400,000 600,000 800,000 1,000,000 1,200,000 1,400,000
Beneficio acumulado (VPN / VPI)
Cantarell
Jujo-Tecominoacán
Ku-Maloob-Zaap
Delta del Grijalva
Veracruz
Yaxche
Arenque
Aceite Terciario
Burgos
Och -Uech - Kax
Crudo
Ek - Balam
Lankahuasa
Antonio J. Bermúdez
Bellota - Chinchorro
Lakach
Rentabilidad de proyectos
Inversión acumulada VPI (mmpesos @ 2011)
La asignación eficiente de
inversiones se jerarquiza en
la Cartera de acuerdo a la
rentabilidad de los proyectos
y a la disponibilidad de los
recursos
12
4,511 4,186 8,552 16,411 21,664 14,729 12,959 13,624 24,082 30,372 29,474 38,811 45,859
49,320
65,731
85,627 93,333 110,684
130,561
151,765
196,430 209,935
43,322 50,045
57,872
82,142
107,291 108,063 123,644
144,185
175,847
226,802 239,409
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Evolución de las inversiones
millones de pesos corrientes
La participación de actividades exploratorias ha sido del orden de 13% en
promedio, con un máximo de 20% en 2003, un mínimo de 8% en 2001
Explotación
87%
Exploración
13%
13
Evolución de la producción de hidrocarburos
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
38 42 46 50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90 94 98 02 06 10
Producción de crudo miles de barriles diarios
Años
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
38 42 46 50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90 94 98 02 06 10
Producción de gas millones de pies cúbicos diarios
De 1938 a los años 60 la producción
de crudo provenía de las cuencas
Tampico-Misantla y Salinas del Istmo
En los 70´s se incorporó producción
del Mesozoico Chiapas-Tabasco
A principios de los 80´s inicia la
explotación en el Golfo de México.
Cantarell se convirtió en el campo
más importante de México
A partir de 1994 se reactiva la
cuenca de Burgos
En 2004 Cantarell inició un proceso
natural y previsto de declinación
A partir de 2003 se reactivan
inversiones en exploración y
desarrollo de Ku-Maloob-Zaap,
Crudo Ligero Marino, etc.
14
Estructura de PEP
La nueva filosofía organizacional implica:
Enfocar a las regiones en unidades de
producción para maximizar el factor de
recuperación, minimizar la declinación
y reducir costos de extracción
La exploración se centraliza y tiene
como objetivo el descubrimiento de
reservas
El área de desarrollo de campos
permitirá incorporar nuevas reservas
no desarrolladas, reduciendo los plazos
Las funciones de mantenimiento y
logística se centralizan en la Unidad de
Mantenimiento y Logística, que junto
con la Unidad de Perforación
constituyen dos brazos ejecutores de la
Organización
DGPEP
Unidades de negocio de soporte a la operación
Asesores
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
15
miles de barriles diarios
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
Resto
Capacidad adicional
0
2,000
4,000
6,000
8,000
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
millones de pies cúbicos diarios
Resto
Gas
Aceite
Capacidad adicional
Restitución de reservas
Resultados esperados del Plan de Negocios de PEP
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
miles de millones de pesos @ 2011
Explotación
Exploración
Futuro desarrollo
Inversión
16
Contenido
Introducción
• Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
17
Incorporación de reservas
La adquisición sísmica es el
elemento principal para análisis del
subsuelo
El procesado sísmico demanda
muchos recursos informáticos de
alta capacidad
El modelado geológico, requiere de
millones de horas hombre para
identificar oportunidades
Actualmente PEP cuenta con una
cartera de más 4,000
oportunidades en tierra y aguas
someras y más de 500
oportunidades en aguas profundas
La restitución de reservas se genera con
descubrimientos e incorporación de
reservas y se apoya en la adquisición
sísmica, el procesado y la interpretación
18
Programa de adquisición sísmica 3D
2010
2011
2013
2012
Tzumat
Yoka
Han - Cequi
E xistente
Jaca
Patini
Oreos
Nancan
Lipax Nox-Hux Temoa Holok
Han
Cinturón
Plegado
Perdido
Ixic
Centauro
Cinturón
Subsalino
Buscando la continuidad del trend
productor en EUA denominado Cinturón
Subsalino, se inició en octubre del 2010 el
levantamiento sísmico de azimut amplio en
el área de Centauro. Además a mediados de
2011 iniciará la adquisición de sísmica
convencional en el área Tzumat
En perforación de pozos, un equipo
evaluará la continuidad hacia la porción
mexicana del trend productor de aceite del
Área Perdido así como en Nox-Hux y Han.
Otro equipo se dedicará a confirmar el
potencial de gas en el Terciario de Holok
Occidental y Jaca-Patini
Un tercer equipo se utilizará para evaluar
el potencial de aceite ligero en plays
profundos en Jaca-Patini, Oreos y Nancan
19
Perforación exploratoria
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
0
20
40
60
80
100
120
2000 2002 2004 2006 2008 2010
% de éxito
Pozos perforados
Pozos exploratorios
Pozos exploratorios Productivos % de éxito
Fuente: Anuario estadístico 2010
El principal reto de la
exploración es el
descubrimiento de nuevos
yacimientos
Los descubrimientos permiten
incrementar las reservas y en
consecuencia incrementar la
tasa de restitución de reservas
El promedio de éxito de
descubrimientos del año 2000
al 2010 es del 50%
En 2004 se alcanzó un total de
103 pozos exploratorios
perforados
En 2010 se logró el 59% de
éxito en la perforación
exploratoria
20
Descubrimientos 2006-2010
Reservas 3P millones de barriles de petróleo crudo equivalente
104
119
133
134
139
139
266
269
323
376
596
762
836
Utsil
Homol
Tekel
Terra
Kuil
Lalail
Kayab
Lakach
Bricol
Pit
Ayatsil
Tsimin
Xux
Durante el periodo 2006 -
2010 se han descubierto 13
campos con reservas
superiores a los 100
mmbpce, todos los campos
pertenecen a las Cuencas
Terciarias del Sureste
El volumen de reservas
descubierto por estos
campos asciende a 4,195
mmbpce
Los descubrimientos como
Pit y Tekel son de crudo
pesado que representa un
reto adicional en aguas
profundas
21
Reserva 3P (Sólo descubrimientos) Reserva 1P (Integrada)
-500
0
500
1,000
1,500
2,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Incorporación
Producción
14%
Incorporación por proyectos vigentes
59% 60% 66%
102%
129%
45%
-19%
26% 26%
50%
77%
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
86%
104%
Producción y tasa de restitución de reservas
22
Distribución de recursos prospectivos
Distribución recursos prospectivos
(MMMbpce)
0.2
0.9
4.4
4.9
8.0
8.3
10.3
13.5
50.5
0 10 20 30 40 50 60
Tithoniano
Oxfordiano
Cretácico Brechas
M-Oligoceno
Kimmeridgiano
Paleógeno
Cretácico
Neógeno
Total
La producción acumulada y las reservas
que se tienen a la fecha están relacionadas
primordialmente a yacimientos mesozoicos
en arenas carbonatadas y carbonatos
naturalmente fracturados
Mientras que los recursos prospectivos, de
acuerdo a los estudios realizados, la
proporción en rocas siliciclásticas terciarias
se incrementa
Mapa de ambientes sedimentarios del Mioceno inferior
23
Reservas y recursos 2011
Volumen original (categoría 3P):
304 mil millones de bpce
Aceite y gas asociado
Gas no asociado
Cuencas
Burgos
d
Tampico- Misantla
Sabinas
0.3 d
Sabinas
Sureste
Veracruz
Tampico-
Misantla Plataforma
de Yucatán
Golfo de
México
Aguas Profundas
Reservas* miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Cuenca
Burgos
Aguas Profundas
Sabinas
Sureste
Tampico - Misantla
Total
3P
0.8
0.5
0.0
23.7
17.8
43.1
2P
0.6
0.2
0.0
18.1
9.7
28.8
1P
0.4
0.1
0.0
12.3
0.9
13.8
Prod.
acum.
2.3
0.0
0.1
42.3
6.4
51.7
Recursos
prospectivos
3.0
29.5
0.3
15.0
1.7
Veracruz 0.3 0.2 0.2 0.7 0.7
50.5
Plataforma de Yucatán 0.3
Fuente: Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011
24
Contenido
Introducción
Incorporación de reservas
• Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
25
Proyecto Ayatsil-Tekel 2012-2016
0
2
4
6
8
10
2012 2013 2014 2015 2016
0
10
20
30
40
50
60
70
2012 2013 2014 2015 2016
Producción de aceite mbd
Mantenimiento de presión en el yacimiento
con la incorporación del sistema BEC dual
Estrategia de manejo para el control y
mejoramiento de crudos extrapesados en
los campos
Principales actividades
100 K
m.
POKOCH
TUMUT
KACHKASTELAN
AYATSIL
UCHAK
TEKEL
MALOOB
ZAAP
KUBACAB
LUM
100 K
m.
POKOCH
TUMUT
KACHKASTELAN
AYATSIL
UCHAK
TEKEL
MALOOB
ZAAP
KUBACAB
LUM
Producción de gas mmpcd
Perforación de 17 pozos
Infraestructura
Inversión
21,268 millones de pesos
26
Tsimin-Xux 2012-2016
0
100
200
300
400
500
600
700
2012 2013 2014 2015 2016
0
20
40
60
80
100
120
140
2012 2013 2014 2015 2016
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
Construcción de infraestructura de desarrollo y
manejo de producción a través del complejo con
baterías de separación, bombeo y compresión, para
incrementar la capacidad de manejo de la producción
de la región Marina Suroeste
Contribuye con la producción de aceite Superligero
Principales actividades
Perforación de 36 pozos
Construcción de 10 ductos
Infraestructura
Inversión
58,342 millones de pesos
27
Proyecto Lakach 2012-2016
0
100
200
300
400
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Lakach
Coatzacoalcos
Dos Bocas
Frontera Cd. del Carmen
Lakach
Coatzacoalcos
Dos Bocas
Frontera Cd. del Carmen
Producción de gas mmpcd
Perforar 2 pozos delimitadores que permitan
confirmar la extensión del yacimiento y reclasificar
las reservas probables y posibles a 1P
Instalar un ducto de transporte
Construir estación de proceso y compresión
Principales actividades
Perforación de 8 pozos
Construcción de 2 ductos
Una intervención mayor
Infraestructura
Inversión
17,631 millones de pesos
Lakach-1 T.A. 836 m
Lakach-2DL 6.16 Km T.A. 1,196 m
P.T. 3813 m
PP II
PP III 3012m
3156m
Yac. 2 Yac. 1
A’ A
P.P. 3,350m
28
Contenido
Introducción
Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
• Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
29
2,108 2,125 2,029
1,788
1,464
1,009
646 501
1,263 1,258 1,304
1,468
1,612 1,783
1,955 2,075
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Cantarell Otros proyectos
La producción de Cantarell ha sido
reemplazada con el desarrollo de
proyectos como Ku-Maloob-Zaap,
Ixtal-Manik y Crudo Ligero Marino
Delta del Grijalva pasó de producir
59 mil barriles diarios en 2003 a 140
mil barriles diarios en 2010, lo que
representa un incremento de 139%
El proyecto Ogarrio-Magallanes
incrementó 82% desde el año 2006
Para 2010, estos proyectos en
conjunto aportaron 1 millón 351 mil
barriles diarios de crudo, lo que
significa un incremento de 959 mil
barriles diarios con respecto a 2003
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Ku-Maloob-Zaap
CLM
Ixtal-Manik
Delta del G.
Ogarrio-Magallanes 1,351
392
Mantenimiento de producción 2003-2010
Producción de crudo
Proyectos sustantivos
Cantarell y otros proyectos TACC= 11% de
2004 a 2010
miles de barriles diarios
30
Impacto
Valo
r pre
sente
neto
- M
MU
SD
Alt
o
>500
Medio
250-5
00
Bajo
<250
Madurez / Probabilidad de éxito
Alto
>70%
Medio
30-70%
Bajo
<30%
Prácticas de diseño y operativas b1 - Bombeo multifásico
b2 - Estrangulador de fondo
b3 - Diseño de instalaciones y procesos
primarios
Sistemas artificiales b4 - Bombeo mecánico
B5 – Bombeo electrocentrífugo
b6 - Cavidades progresivas
b7 - Bombeo neumático
Estimulación b8 - Fractura N2
b9 - Fractura CO2
b10 - Fractura ácida
b11 - Fractura aceite
b12 - Fractura en múltiples intervalos
b13 - Supervisión calidad de fractura
b14 - Terminación lateral
b15 - Tratamiento c/ microorganismos
Perforación no convencional b16 – Horizontal, Slanted, etc.
b17 – Perforación bajo balance
Mantenimiento de presión b18 - Inyección de agua
b19 - Inyección CO2
b4 b6
b7
b5
b1
b2
b8
b9
b10
b11
b12
b13
b14
b15
b16
b18
b19
e.g. piloto exitoso / amplio
uso en la industria
e.g. concepto no evaluado /
tecnología nueva
e.g. tecnología
probada / piloto
en proceso
b17
S.Artificiales
Fracturas
M.Presión
b3
Tecnologías para mantenimiento de producción
31
Tiempo
Pro
ducció
n
Recuperación
Primaria
Recuperación
Secundaria
Recuperación
Mejorada
Actividades para
incremento de FR
final
Ejemplos de
campos de PEP
Incorporación de
reserva por desarrollo
y extensión de campos
Ayatsil Tekel (necesidad
de desarrollo del campo
para incorporar
reservas)
En algunos yacimientos
no incrementa FR
final; sólo acelera la
producción de la
reserva
Cantarell, Ku Maloob
Zaap, Complejo AJB
(mayor volumen de
PEP)
Incorporación de
nueva reserva
incrementando el FR
final de los campos
Primeros pilotos en
desarrollo en Coyotes
y Samaria Terciario
Conceptual
Recuperación mejorada: mecanismo para mantener la
producción de yacimientos en explotación
32
Ha cambiado a lo largo de la vida del
proyecto:
Modelo de aceite negro de doble
porosidad antes de la inyección del
nitrógeno
Modelo composicional de doble
porosidad para el diseño de la
inyección del nitrógeno y el
pronóstico del comportamiento del
yacimiento
Modelo por pozo para conificación
de agua o gas y administración de
las canalizaciones a través de
fracturas
El modelo actual para Akal permite
identificar el comportamiento
compartamentalizado del
yacimiento
Cantarell: simulación numérica del yacimiento
33
Cantarell: red de gas para bombeo neumático
El bombeo neumático es el sistema artificial de producción que permite adicionar
presión a los hidrocarburos en el fondo del pozo, la red de BN incluye:
32 plataformas
178 km de ductos
100% de los pozos Gas residual
Nitrógeno
Anillo de distribución principal
Anillo norte
Anillo sur
34
Cantarell: optimización de la producción
Después
Antes Plan para la optimización:
Mantenimiento de presión con
inyección de nitrógeno N2, a
través de 7 pozos con un volumen
de 1,200 mmpcd (desde mayo
2000)
Producción alcanzada de 2 mmbpd
en los primeros cuatro años
Perforación de 214 pozos con
plataformas existentes de
perforación y 9 plataformas
nuevas
Construcción de 2 plataformas de
producción
Construcción de 2 plataformas de
inyección
Renta de un sistema flotante de
almacenamiento y exportación
(FSO)
35
Cantarell: monitoreo del yacimiento
OPERATION WELL
2.5 % 14-May-07
34.40 % 28-Abr-07
5.11 % 13-May-07
TM
CLOSED WELL
FO P
3.89 % 14-Oct-06
PRHN
36.25 % 09-May-07
14 % 26-Oct-06
S
61.5 % 2-Mar-06
2404
2601
1545
2555
1467
247125102457
1491
1585
26702573
2467
2581
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
487 3032D 92 63 227D 429D 2295
Nitrógeno en la corriente de gas Nitrógeno en el yacimiento
Monitoreo de presión: zonas de aceite, gas y agua
36
Cantarell: beneficios de la optimización
0
15
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
360
375
390
405
420
435
450
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
2,100
2,200
2,300
2,400
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 13
Inye
cc
-N2
(MM
PC
D)
P
ws
(K
g/c
m2)
No
Po
zo
s
Np
( X
10 M
MB
LS
)Q
g (M
MP
CD
) Q
o (M
BP
D)
Qo (mbpd) Np (MMBLS)
No. Pozos operando Pozos con BN
Iny. de N2 (MMPCD) Iny. Gas Nat. (MMPCD)
Tendencia Pws (Kg/cm²) Datos de presión medidos (Kg/cm²)
150012009006003000
37
Cantarell: programa 2012-2016
Mantenimiento de presión al yacimiento, a través de
la inyección de nitrógeno
Instalación de plantas desaladoras y deshidratadoras
Aplicación de nuevas tecnologías de terminación de
pozos, pozos horizontales y árboles mojados
Acelerar recuperación de reservas con pozos
adicionales en Akal y campos adyacentes como Sihil
Principales actividades
Perforación de 106 pozos
Construcción de 6 ductos
9 Estructuras marinas
163 intervenciones mayores
Infraestructura Inversión
160,066
millones de pesos
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
0
100
200
300
400
500
2012 2013 2014 2015 2016
0
200
400
600
800
2012 2013 2014 2015 2016
Ciudad del
Carmen
Cantarell
38
Ku-Maloob-Zaap: programa 2012-2016
DOS BOCAS
KAX-1
UECH
KAB-101
SINAN 101A1A
YUM-2
401
MAY-1
MISON-1
KIX-1
KIX-2
YAXCHE-1
0 30 Km.
CD. DEL CARMEN
OCH POL
BATAB
TOLOCCAAN
CHUC
200 m.
100 m.
50 m.
25 m.
IXTAL
CANTARELL
MALOOB-103
ZAAP-1
KUKUTZ
LUM-1BACAB
IXTOC-1TARATUNICH
301201 101
1ABKATUN
EK
BALAM
FRONTERA
TAKIN
2-B
620500 540 580460
2130
2170
2090
2050
UBICACIÓN REGIONAL
SONDA DECAMPECHE
Desarrollo del sinclinal del campo Maloob y Pit
Nueva estrategia de intervenciones a pozos para
controlar el avance del agua
Mayor número de acciones para el mejoramiento y
posterior aprovechamiento de crudo extrapesado
Principales actividades
Perforación de 68 pozos
Construcción de 34 ductos
13 Estructuras marinas
58 intervenciones mayores
Infraestructura Inversión
174,271
millones de pesos
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
700
750
800
850
900
950
2012 2013 2014 2015 2016
0
200
400
2012 2013 2014 2015 2016
39
Delta del Grijalva: programa 2012-2016
Inferior
Cráter
Sen
Lot
Terra
Jachim Igach
Kali
Cardo
Escarbado
Escuintle
Caparroso
Pijije
Palapa
Kilbá
Tizón
Luna
Cráter
Sen
Lot
Terra
Jachim Igach
Kali
Cardo
Escarbado
Escuintle
Caparroso
Pijije
Palapa
Kilbá
Tizón
Luna
Perforación adicional en bloques adyacentes de los
campos Sen y Tizón
Desarrollo del campo nuevo Cráter
Perforación adicional para desarrollar áreas no
drenadas
Intervenciones mayores para intervalos pendientes
de desarrollo
Principales actividades
Perforación de 23 pozos
Construcción de 16 ductos
14 intervenciones mayores
Infraestructura Inversión
18,913
millones de pesos
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
0
40
80
120
160
200
2012 2013 2014 2015 2016
0
200
400
600
2012 2013 2014 2015 2016
40
Ogarrio – Magallanes: programa 2012-2016
Inferior
Mantenimiento de presión en el yacimiento por la
inyección de nitrógeno, agua y gas hidrocarburo
Programa de perforación no convencional de pozos e
intervenciones mayores a pozos
Principales actividades
Perforación de 155 pozos
Construcción de 5 ductos
490 intervenciones mayores
Infraestructura Inversión
22,021
millones de pesos
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
0
20
40
60
80
100
120
2012 2013 2014 2015 2016
0
50
100
150
2012 2013 2014 2015 2016
41
Antonio J. Bermúdez: programa 2012-2016
Inferior
Mantenimiento de presión en el yacimiento por la
inyección de nitrógeno, agua y gas hidrocarburo
Programa de perforación no convencional de pozos e
intervenciones mayores a pozos
Principales actividades
Perforación de 19 pozos
Construcción de 6 ductos
100 intervenciones mayores
Infraestructura Inversión
20,612
millones de pesos
Producción de aceite mbd
Producción de gas mmpcd
0
20
40
60
2012 2013 2014 2015 2016
0
50
100
150
200
250
2012 2013 2014 2015 2016
42
PEP cuenta con instalaciones que demandan
un mantenimiento especializado y recursos
16,633 Ductos = 39,190 km de ductos
236 Plataformas marinas
244 Estaciones de recolección
168 Baterías de producción
62 Estaciones de compresión
1 FSO
1 FPSO
Para comercializar el crudo se requiere mezclar diferentes calidades y volúmenes de crudo
para acondicionarlo conforme a especificaciones de mercado y para entrega a Refinación
Distribución y comercialización
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Disponibilidad a 3,335 3,258 3,078 2,793 2,603 2,578
Producción 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,576
Distribución b 3,320 3,234 3,058 2,754 2,594 2,549
A refinerías 1,275 1,242 1,231 1,216 1,264 1,191
A plantas petroquímicas 131 122 126 131 97
A terminales de exportación 1,833 1,789 1,701 1,407 1,232 1,358
Empaque y mermas 15 25 20 39 10 29
a. Incluye naftas y condensados b. Incluye maquila
43
Contenido
Introducción
Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
• Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
44
Campos maduros
Fuente: Información de la Región Norte y Sur, valores del libro de reservas al 1° de enero de 2010.
47
105
206
Región Norte Poza Rica - Altamira
Región Sur
Volumen original Fr prom.
3P 10,238 24
90% de la producción de aceite proviene de
52 campos
66
99 105 Volumen original Fr prom.
3P 20,658 18
379 Qo < 5 mbd
Qo > 5 mbd
725
Campos
descubiertos
1938 - 2010
Campos maduros
RNorte y RSur
Volumen original (MMbpce)
Fr prom. (%) Campos
Maduros por
Región
Reservas remanentes
(MMbpce)
3P 2P 1P
Existe un gran número de campos
que no pueden ser explotados por
falta de inversión y recursos
humanos
Volumen original (MMbpce)
Fr prom. (%) Campos
Maduros por
Región
Reservas remanentes
(MMbpce)
3P 2P 1P
45
Retos técnicos de campos maduros
Retos Tecnologías
Modelo estático
Sísmica 3D para explotación
Sísmica multicomponente
Caracterización del sistema de fracturas
Modelo dinámico Modelos de simulación
Perforación y terminación Perforación horizontal y multilateral
Administración de la producción Manejo y disposición de agua
Sistemas artificiales
Recuperación secundaria, EOR
Inyección de agua
Métodos térmicos
Procesos químicos
Inyección de CO2
Aseguramiento de flujo Reductores de viscosidad
Ilustrativo, No exhaustivo
46
Chicontepec, estrategia de desarrollo
Sector 1
Sector 3
Sector 5
Sector 7
Sector 8
Sector
2
Sector 6
Sector
4 Modelos de ejecución
Proyectos específicos
Prioridades técnicas
• Conocimiento del yacimiento
• Prueba y masificación de tecnologías
• Productividad de pozos
• Reduccipon de costos de operación
• Eficiencia en la ejecución
• No daño ambiental
Optimización del desarrollo:
Sectores 2, 6, 7, 8
Caracterización del yacimiento y
masificación de tecnologías:
Sectores 1, 3, 4
Caracterización del yacimiento: Sector 5
5 laboratorios de campo:
Schlumberger, Halliburton, Baker
Huges, Weatherford, TecPetrol
11 áreas potenciales para Contratos
Integrados
El proyecto Aceite Terciario del Golfo concentra el
mayor volumen original in situ del país de más de
100 mil mmbpce, así como las reservas probables
y posibles más cuantiosas del país
PEP opera mediante contratos de servicio
47
Chicontepec, retos técnicos
Retos técnicos Impacto
Complejidad
geológica
Heterogeneidad
de la roca
Ubicación de pozos
Comportamiento de los yacimientos
Diseño y ejecución de fracturamientos
Pobre conductividad
lateral y vertical
Diseño de la perforación y terminación
Alto riesgo de pozos secos
Baja energía debida a
liberación temprana de gas
Corta vida fluyente de los pozos
Baja recuperación primaria
Caídas de presión excesivas
Flujo restringido del yacimiento al pozo
debido a muy baja permeabilidad
Rápido agotamiento de presión
Baja productividad inicial de los pozos
Rápida declinación inicial
Bajos factor de recuperación
Necesidad de mantenimiento de presión o
proyectos de Recuperación Mejorada
Ilustrativo, No exhaustivo
48
Aguas profundas del Golfo de México
Se tienen más de 500,000 km2
en tirantes de agua mayores a
500 metros
Existen diferentes ambientes
sedimentarios y estilos
estructurales complejos
Más del 50% de los recursos
prospectivos provienen de aguas
profundas del Golfo de México 0 100 200 300
kilómetros
Poza Rica
Veracruz
Reynosa 1
Cd. Carmen
Cinturón
Subsalino Cinturón
Perdido
Provincia
Salina
Coordilleras
Mexicanas
Cinturón
Catemaco
NW
SE
Coordilleras Mexicanas Cinturón Catemaco Provincia Salina
20 km
NW SE
49
Adquisición sísmica 2D y 3D en aguas profundas
La adquisición sísmica se enfocó
en las áreas más prospectivas
Se has identificado un número
significativo de oportunidades
exploratorias
Este programa junto con la
contratación de 4 equipos de
perforación permitirán asegurar
el descubrimiento de nuevos
campos
La información de sísmica 2D y
3D permiten actualizar los
modelos geoquímicos, geológicos
y geofísicos
La contratación del barco
dedicado asegura la adquisición
de información y la reducción de
costos
50
Aceite pesado
Aceite ligero
Gas/Aceite ligero
Gas
Golfo de
México “B”
Golfo de
México Sur
Nox-
Hux Lipax
Temoa
Holok Han
Jaca
Patini
Oreos
Nancan
Cinturón
Plegado
Perdido
Área Perdido
Cinturón
Subsalino
Durante el periodo del 2004-2010 se han
perforado un total de 15 pozos exploratorios
de los cuales 5 han resultado productores
comerciales de hidrocarburos, incorporando
aproximadamente 500 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente
Sin embargo, este nivel de actividad no es
suficiente dado que aguas profundas concentra
la mayor cantidad de recursos prospectivos del
país que se ubican en 29.5 mil millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, es
decir casi 60% del total del país
Retos:
Mayor inversión
Incrementar la capacidad de ejecución
Aplicación de nuevas tecnologías
Excelencia técnica
Administración de megaproyectos
Segmentación del Golfo de
México por subcuencas
Retos en aguas profundas
51
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
mmbpd Producción de aceite por tipo
Crudo pesado
Fuente: BDI Pemex, Reservas al 1 de enero de 2010
Pesado
Pesados
6,483
551
5,932
Ligero
3,022
Superligero
914
Reservas
1P
10,419
Reservas 1P mmbpce
Extrapesado
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap aportan la
mayor parte de crudo pesado
La declinación de Cantarell (21° API)
cambió la composición de las mezclas
El crudo pesado y extrapesado
representa alrededor del 60% de las
reservas probadas
Nuevos desarrollos y descubrimientos
marinos de crudos pesados:
Maloob y Zaap (~13° API)
Ayatsil, Tekel, Pit, Pot, Bakshá y
otros (9-12 °API)
Alak, Kastelán y Kach (11-14º API)
Evidencias de crudos pesados en
Aguas Profundas
Pesado
Ligeros
52
Producción de gas
La producción de gas no asociado, se
lleva a cabo por estrategia nacional, sin
embargo, existes limitantes:
Régimen fiscal vigente que genera
proyectos con VPN negativo después
de impuestos
Precios internacionales de referencia
bajos
Costos elevados de descubrimiento,
desarrollo y producción
Condiciones de seguridad actuales en
cuencas gasíferas riesgosas para la
operación
Incremento de producción en EUA
por aplicación de tecnologías para
explotación del Shale-Gas
Pronóstico
0
2
4
6
8
10
12
14
ene 2007 ene 2008 ene 2009 ene 2010 ene 2011 ene 2012
Precio del gas Henry Hub
Fuente: Short-Term Energy Outlook, Septiembre 2011
dólares por millar de pie cúbico
53
Estimación de recursos potenciales de gas en Lutitas
El Departamento de Energía de los
EUA publicó recientemente que
México tiene un potencial
técnicamente recuperable por 681
mmmmpc de gas
Pemex Exploración y Producción a
partir del año 2010 inició de
manera sistemática la evaluación
del potencial asociado a este
recurso no convencional
Considerando el conocimiento
geológico y geoquímico obtenido
por PEP a través de los años, así
como el avance en los estudios, se
ha estimado preliminarmente un
potencial en 250 mmmmpc de gas
EIA U.S. Deparment
of Energy (mmmmpc)
PEP
(mmmmpc)
Cretácico Superior 507 54-106-171
Cretácico Medio 8 0
Jurásico Superior 166 95-190-285
Total 681 150-297-459
Play BoneSpring-
Woodford Haynesville
Ks Agua Nueva
Ks Maltrata
Cuencas de Tampico-
Misantla y Veracruz
Js Pimienta
Ks Eagle Ford
Ks Agua Nueva
Js Casita / Pimienta
Cuencas Burro-Picachos,
Sabinas y Burgos
Cuenca de
Chihuahua
Paleozoico
Eagle Ford
54
EMERGENTE-1H HGO-502 HGO-520 HGO-510 HGO-501
S NW NE
K. HORIZONTE
LEWIS
K. AUSTIN
KEF_I
NF
CENOMANIANO
TEMP.
K. EAGLE FORD
1500
784 m
PRODUCTORES EN LA FORMACIÓN K_EDWARDS
2826-3382 m (Abiertos)
3453-3669 m
(Restringidos)
FRACT. POR 18/64”
P=1250psi
Qg=2.212 mmpcd
Qw=17 bpd
1400
1300
1600
PRODUCTOR EAGLE FORD
Resultados del pozo Emergente-1
Se comprobó la continuidad productiva de las lutitas gasíferas Eagle Ford
de Estados Unidos hacia el Noreste de México, obteniéndose la primera
producción de shale-gas con un flujo inicial de 2.9 mmpcd de gas seco
55
Contenido
Introducción
Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
• Retos de ejecución
Comentarios finales
56
Los proyectos requieren de personal de alto rendimiento
preparado para enfrentar los retos técnicos de cada proyecto
Retos técnicos
proyectos prioritarios
Funciones genéricas por disciplina
Análisis de brechas y fortalezas
Instrumentos de evaluación de
necesidades de desarrollo, no de
desempeño
Competencias requeridas por cada función y
proyecto
Geofísica
Geología
Ingeniería Yacimientos
Ingeniería Producción
Perfiles por
función
00.5
11.5
22.5
33.5
Análisi
s de c
uencas…
Modela
do g
eoló
gic
o…
Bio
est
rati
gra
fía y
…
Geolo
gía
…
Sedim
ento
logía
de…
Sedim
enta
ció
n e
n…
Est
rati
gra
fía d
e…
Mapeo,…
Análisi
s de s
ellos
Análisi
s de…
Tectó
nic
a s
alina
Inte
rpre
tació
n…
Est
rati
gra
fía s
ísm
ica
Pri
ncip
ios
sísm
icos
Pri
ncip
ios
de…
Geom
ecánic
a
Análisi
s de r
iesg
o…
Niv
el de D
om
inio
Competencia NDE ND
Auto-evaluación
Plan de capacitación
No exhaustiva
Entrevista
Evaluación
Entrenamiento de personal
57
Brechas identificadas
0
1
2
3
4Geología Estructural
Operación geofísica
Bioestratigrafía
PetrofisicaYacimiento
Estratigrafía ySedimentología
Geomecánica
Carac. Yacimientos
Evaluación Prospectos
Mod geol geoq
Petrofisica
Interp. Sismica
Operacióngeológica
Inversion Sismica
Proc sísmico
Real Esperado
Identificación de brechas técnicas
Brechas tecnológicas son identificadas a
partir del propio conocimiento de
nuestro personal y en referencia a los
proyectos
Desde la misma formulación de nuestros
proyectos y a través de su ejecución,
diferentes condiciones son identificadas
que pueden ser resueltas con
tecnologías establecidas o por medio de
soluciones no convencionales
98
134
65
10 29
111
148
19
Asistente Analista Especialista Experto
Actual Deseado
No exhaustivo
58
Desarrollo sustentable
Resultados
operativo-financieros
Compromisos
con la sociedad
Protección ambiental y
desarrollo sustentable
A fin de ser considerada como una empresa socialmente responsable, es
necesarios mantener un equilibrio en los resultados operativo-financieros,
socio-económicos y ambientales, dentro de un marco de ética e integridad
59
Indicadores de accidentabilidad
Accidentes número
Índice de gravedad días perdidos x millón /
horas hombre de exposición al riesgo
Índice de frecuencia número de accidentes por millón /
horas hombre de exposición al riesgo
172
131 167
104 102
56
2005 2006 2007 2008 2009 2010
143
65 71 41 44
29
2005 2006 2007 2008 2009 2010
1.30
1.00 1.20
0.74 0.72
0.42
2005 2006 2007 2008 2009 2010
El esfuerzo institucional de privilegiar la
seguridad y salud ocupacional se ha
traducido en mejoras en los principales
indicadores de accidentalidad de la empresa
Nota: incluye Activos + UPMP
60
Restauración de suelos hectáreas
Saneamiento de presas número
Pasivo ambiental
337
261
148
36
315 0 155
160
2005 2006 2007 2008 2009
2010
Variación
49%
(155)
dictami-
nadas
sanea-
nadas
pen-
dientes
287.60 281.50
149.40 113.60
212.70 73.58 95.89
190.40
2005 2006 2007 2008 2009
2010
Variación
10%
22.30
afecta-
dos
restau-
rados
pen-
dientes
a. Incluye hallazgo satelital de pasivo histórico al cierre de 2009
a a
a
a a a
61
Aprovechamiento de gas
90.4% 92.3% 94.0% 94.4% 96.7% 96.2% 94.9% 92.3% 87.7% 90.1%
94.0%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Prod. gas asociado Prod. gas no asociado Aprovechamiento
millones de pies cúbicos diarios
El aprovechamiento promedio del gas hidrocarburo en el año 2010 fue de 94%
Se enviaron a la atmósfera un total de 421 millones de pies cúbicos diarios de gas
hidrocarburo, lo que representa una disminución de 40% con respecto al volumen enviado a
la atmósfera en 2009
4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356
6,058 6,919 7,031 7,020
62
Compromiso con la comunidad
513536578
438
693
297
45%
Bloqueos a instalaciones
Real
Esperados
Afianzar relaciones de calidad con la
comunidad: establecer una estrategia
de sustentabilidad proactiva y de
largo plazo mediante el desarrollo de
las comunidades y una mejor imagen
de PEP
Los bloqueos a instalaciones fueron
considerablemente menores a los
esperados:
Región Norte
Se tuvieron 271 de 500
esperados en 2010
Región Sur
Se tuvieron 26 de 33
esperados en 2010
2007 2008 2009 2010 2011
63
12.84 12.42
06-08 04-06
dls @ 2010 / bpce a
13.70
Costo de descubrimiento y desarrollo
11.16 12.22
05-07 07-09 08-10
a. Promedio trianual con base en la variación neta de las reservas probadas desarrolladas
La reducción de costos es una búsqueda
constante que se logra con la combinación
de diversas variables como:
Precios de productos y servicios
petroleros vigentes
Precios de comercialización de crudo y
gas
Cartera de proyectos
Características de hidrocarburos
producidos
Equipo y plantas disponibles para
mezcla y acondicionamiento
Optimización de procesos
Incremento en productividad de pozos
y yacimientos
Crecimiento de oferta de bienes y
servicios petroleros
9.94 13.53
Chevron
Texaco
Total
S.A.
Petrobras PEMEX
12.12
18.11
BP
12.84
Comparativo internacional
Reducción de costos
64
Dólares constantes de 2010 por barril
de petróleo crudo equivalente
a. Promedio trianual, Tipo de cambio 12.64
a
4.73 4.47 4.94 6.24
4.93 5.22
2005 2006 2007 2008 2009 2010
En 2010 el costo de
producción aumentó 5.8%
respecto a 2009, debido al
impacto desfavorable de la
revaluación del tipo de
cambio
Los costos de producción
son altamente competitivos
a nivel mundial
Costos de producción
10.04 9.67
Chevron
Texaco
Exxon
Mobil
6.49
BP Petrobras Royal
Dutch
Shell
8.50
Statoil
6.69
10.13
7.61 6.15
Eni
S.P.A
Total
S.A.
Conoco
Phillips
7.85
5.22
PEMEX
Comparativo internacional
65
Reto de contratación
Perforación de pozos
Sistemas de bombeo neumático
Equipos de medición
Mantenimiento de equipo dinámico
Mantenimiento de instalaciones y ductos
Avituallamiento y transporte de personal
Adquisición de sísmica 2D y 3D
Perforación masiva de pozos
Construcción de caminos y peras
Mantenimiento a estaciones de compresión
Transporte de condensado en pipas
Estudios de yacimiento
Ku-Maloob-Zaap
Cantarell
Ek-Balam
Abkatún
Burgos
E.U.A.
México
Ejemplos
Aguas profundas
Mayor inversión
Exploración exhaustiva
Perforación exploratoria
Acelerar el desarrollo
Incremento en la capacidad de ejecución
Aplicación de nuevas tecnologías
Administración de megaproyectos
Burgos
La estrategia de contratación se diseña con base en los requerimientos de los proyectos
66
Fases para el diseño de la contratación
Diagnóstico Planeación Ejecución
Identificación de
requerimientos
(corto, mediano y
lago plazo)
Sinergia de
contratación entre
proyectos
Bienes o servicios
sustitutos
Tipo de mercado
Análisis oferta y
demanda
Canales de
distribución
Análisis de precios
Rentabilidad de
proyectos
Suficiencia
presupuestal
Personal
Capacidades técnicas
y tecnológicas
Análisis de brechas
Alineación a
cumplimiento de
objetivos
Tipo de contratación
Marco legal vigente
Supervisión
Cumplimiento de
contratistas y
subcontratistas
Medio ambiente
67
Contratación
Sí cuenta con
recursos financieros
Sí cuenta con
tecnología y recursos humanos
Contratos transaccionales
No cuenta con
tecnología y recursos humanos
Contratos integrales sin
financiamiento
No cuenta con
recursos financieros
Contratos integrales con financiamiento
Recursos financieros
Bienes y servicios
Tecnología y recurso humano
Capacidad de ejecución
Recursos financieros
Bienes y servicios
Tecnología y recurso humano
Capacidad de ejecución
Recursos financieros
Bienes y servicios
Tecnología y recurso humano
Capacidad de ejecución
Ejemplo
Cantarell
Ku-Maloob
Litoral de
Tabasco
Burgos
Chicontepec
Complejo A.J.
Bermúdez
Jujo-Teco
Aguas profundas
Chicontepec
Campos maduros
Mecanismos de contratación
68
Consolidaciones nacionales
por especialidad o tipo de
bienes a nivel Petróleos
Mexicanos y PEP
Consolidaciones
multiregionales
Consolidaciones Regionales
Compras puntuales en los
centros de trabajo
Contratos abiertos
Contratos marco
Contratos de servicios
integrales
Contratos de obra
pública financiada
Licitaciones públicas
nacionales, internacionales
reservadas o diferenciadas
Invitación a cuando
menos a 3
Adjudicación directa
Procedimiento Grado de concentración Grado de integración
Procedimientos de contratación
69
Definición del alcance del contrato
Tipo de actividades a realizar
Tiempos requeridos
Razonabilidad de los precios
Elaboración del modelo económico
Evaluación de la mejor alternativa
en términos de creación de valor
Definición del plazo
Corto, mediano o largo
Definición de requerimientos
Activos
Servicios
Caracterizar por tipo de servicio
Número de licitaciones
Escalonamiento
Solvencia económica de bienes y
servicios ofertados
Especificaciones para la elaboración de contratos
Tendencias de tecnología, prever su
incorporación
Aplicación de nuevos esquemas de
contratación y de evaluación
Contrato
70
Contratos integrales con financiamiento
Campos marginales y maduros
de alto costo de desarrollo
Áreas en aguas profundas de
complejidad tecnológica y
alto riesgo
Mejorar la eficiencia de
actividades como
mantenimiento, perforación,
instalaciones y otras
Oportunidades Mecanismo Resultados
Ampliación de la
capacidad de ejecución
Incremento de la inversión
Aumentar la producción y
las reservas
Enfoque de PEP a
oportunidades de mayor
rentabilidad
Contratos integrales
de exploración y
producción
Objetivo: Acelerar la instrumentación de nuevos modelos de
contratos para incrementar la capacidad de ejecución
71
228
102
30 14 37
162
85
19 38 12
204
117 66
31 47
Perforación Operaciónregional
Construcción Serviciosmarinos
Sede
Contratación 2009-2011
miles de millones de pesos Por actividad
2009 2010 2011
33
181 196
411
28
129 158
315
49
222 192
463
Bienes Servicios Obras Total
Por tipo
En los últimos tres años PEP
programó contratar 396 mil
millones de pesos en
promedio, de los cuales el 9
por ciento correspondió a
bienes, 45 a servicios y 46 a
obras
En promedio, el 50% de la
contratación se dedica a
actividades de perforación,
el 26% a operación regional y
un 10% a la construcción de
infraestructura
En 2011, el 47% de los
contratos serán plurianuales
con el 92% de los recursos
presupuestales
10% 25% 50% 8% 7%
46% 45% 9% 100%
Nota: Incluye montos de contratación plurianual
72
Delimitación de
yacimientos
Evaluación del potencial
Desarrollo de
campos
Explotación de
yacimientos y optimización
Recursos económicos asignados eficientemente
7.2
Total
239.4 41.5 0.5 160.7
•Ku-Maloob-
Zaap
•Crudo Ligero
Marino
• El Golpe-
Puerto Ceiba
•Aceite
Terciario
del Golfo
•Burgos
•Delta del
Grijalva
•Cantarell
•Antonio J.
Bermúdez
• Jujo-
Tecominoacán
•Chuc
• Ixtal-Manik
•Yaxche
•Caan
•Arenque
•Bellota-Chinchorro
•Ogarrio-Magallanes
•Taponamiento
de pozos,
desmante-
lamiento de
instalaciones,
inertización
de ductos,
entre otras
•Mantenimiento
preventivo y
correctivo de
ductos
•Mejoramiento
de crudo
209.9 (88%)
Inversión * mmm de pesos
1.7 19.1 8.7
Principales proyectos
•Golfo de
México B
• Jujo-Malpaso
•Golfo de
México Sur
•Reforma
Terciario
•Área Perdido
•Coatzacoalcos
•Crudo
Ligero
Marino
•Cuenca de
Veracruz
•Campeche
Poniente
•Burgos
29.5 (12%)
•Golfo de
México B
•Campeche
Oriente
• Lakach
Acondicio-namiento y distribución
primaria
Abandono de
campos
Acondic. y dist. Explotación Exploración
Incorporación de reservas
* Ejercicio presupuestal 2010
73
Principales obras, bienes y servicios contratados
Delimitación Diseño Producción
Construcción
Perforación
Comercialización
Distribución y
Comercialización
Incorporación
de reservas
Evaluación del
Potencial
Petrolero
Explotación Desarrollo Exploración
Adquisición de información geológica Adquisición sísmica
Procesado
Estudios exploratorios
Pozos Equipos de perforación
Trabajos asociados a la perforación
Trabajos asociados a la terminación y
mantenimiento de pozos
Trabajos asociados a los servicios a pozos
Tubería sin costura
Adquisición de materiales
Infraestructura Construcción, transporte e
instalación de plataformas fijas
Ductos marinos
Ductos terrestres
Obras sobre cubierta de plataformas
Caminos y localizaciones
Baterías, plantas y otras obras terrestres
Tubería de conducción
Servicios de ingeniería
Estudios geofísicos y geotécnicos marinos
Sistemas de producción Sistemas artificiales de producción
Instalaciones de producción Equipos de bombeo, compresión,
generación y otros
Instrumentación
Rehabilitación de turbomaquinaria
Sistemas de gas y fuego
Sistemas de paro por emergencia
Servicios a la operación Inyección de productos químicos
Servicios de compresión
Logística y transporte de
materiales y personal Servicios de alimentación y hospedaje
Transporte marítimo de materiales
Transporte marítimo de personal
Transporte aéreo de personal
Transporte de líquidos
Transporte terrestre de equipos de
perforación
Mantenimiento y rehabilitación Mantto. y rehabilitación de equipos
Mantto. de equipo estático terrestre
Mantto. de equipo estático marino
Mantto. y rehabilitación de ductos
Seguridad industrial y
protección ambiental Adquisición de equipos de
salvamento y protección personal
Respuesta a emergencias
Remediación
Barcos de proceso
Asistencia técnica y
acceso a tecnología Asistencia técnica
Acceso a tecnología
Asesorías, estudios
e investigaciones Asesorías
Estudios e investigaciones
Principales obras, bienes y servicios que PEP contrata
74
Consultoría y asistencia técnica
Principales contratistas
No exhaustivo
Operadoras Exploración Servicios petroleros Construcción
Tecpetrol
Diavaz
Petrobras
Petrofac
GPA
MPG
Repsol
APC
Mantenimiento
Cotemar
Diavaz
Mantenimiento
Marino de México
ROSEN Group
Maquinaria
Intercontinental
Nuovo Pignone
Siemens
Servicios y logística Proveduría
PGS
Fugro
CGG Veritas
Geoprocesados
Seismograph
Comesa
EMGS
Mudlogging Company
Diversified Well Logging
Rotenco
Naviera Integral
Transportación Marítima
Mexicana
Naviera Bourbon Tamps.
Oceanografía
Cotemar
Seriesa
Heliservicio Campeche
Asesa
Pegaso
Schlumberger
Halliburton
Baker Hughes
Weatherford
Global Drilling
Protexa
Petrotec
National Oilwell Varco
Saipem
Seadrill
Tamsa
Solar
General Electric
Dresser Rand
Cameron
FMC
Elliot
Cooper Besemer
Sulzer
Bosnor
Dragados
ICA
Swecomex
Demar
Global Offshore
Arendal
DICA
Exterran
Consultores en
Estrategia Aplicada
Servicios Integrales
de Asesoría
Consultores
Ambientales ETAPA
Arthur D. Little's
Mc kinsey
Mercer
IMP
75
SENER
SE
SHCP
Congreso
ASF
CRE
SEMAR SEDENA
STPRM
OIC
Corporativo PEMEX
Gob. Estados
IFAI
Clientes
CNH
SFP
SEMARNAT
Comités
PEMEX
Comités
PEP
Provee-dores
Entidades que inciden en el logro de objetivos de PEP
76
Contenido
Introducción
Incorporación de reservas
Desarrollo de nuevos descubrimientos
Producción de reservas de alta rentabilidad
Retos tecnológicos y de capacidad de ejecución
Retos de ejecución
Comentarios finales
77
Comentarios finales
PEP enfrenta retos estratégicos para cumplir sus objetivos, enfocados a la
incorporación de reservas, incremento a la producción y reducción de costos
Las inversiones realizadas en los últimos años han permitido el descubrimiento
de nuevos yacimientos y la compensación de la declinación en algunos
yacimientos
Actualmente, se cuenta con 43.1 mmmbpce de reserva y 50.5 mmmbpce que
deben ser desarrollados y explotados, enfrentando retos técnicos, tecnológicos
y de ejecución
Los proyectos estratégicos como Chicontepec y Aguas profundas demandan no
sólo recursos económicos, sino de recursos humanos altamente calificados,
nuevas tecnologías y diferentes estrategias de contratación
La maximización del valor económico depende de la flexibilidad operativa para
la ejecución eficiente de proyectos bajo un marco regulatorio exigente
El desarrollo de proyectos alineados al Plan de Negocios debe garantizar la
seguridad de las instalaciones y del personal en armonía con la comunidad y el
medio ambiente
RR
