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Enero, 2015 Estrategia de PEMEX para Optimización de Campos Maduros Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción
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Enero, 2015
Estrategia de PEMEX para
Optimización de Campos Maduros
Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción
www.pep.pemex.com
“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna
parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita
de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.
“Este documento es para uso interno por parte del personal
autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte
del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección
General de Pemex Exploración y Producción”.
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Contenido
Antecedentes Campos Maduros
Escenarios actuales y producción
Retos y oportunidades
PEMEX-Post Reforma Energética
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Antecedentes Campos
Maduros
Contenido
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¿Qué son los Campos Maduros? (1/2)
5
“
“
La mejora del valor de un campo maduro esta en
función de la tecnología o de la eficiencia.
► Los campos maduros en México se definen como aquellos campos donde el margen de
utilidad es rentable pero no suficientemente competitivo con otros proyectos en la cartera
de inversiones de PEP. El concepto de madurez es dinámico, es decir, puede ser temporal en
función de las condiciones del mercado y nivel de costos de extracción y producción.
► También se define como Campos maduros aquellos campos que han alcanzado el pico máximo
de su producción y empieza su etapa de declinación. Su clasificación esta relacionada a criterios
volumétricos y económicos que dependen de la condición del campo, su límite de producción y
su costo de rentabilidad.
► En función de las definiciones México estaría produciendo de campos maduros entre el 40-70%
de la producción de aceite en México proviene de campos maduros
► Actualmente, alrededor del 50% de la producción mundial de hidrocarburos proviene de campos
maduros y entre 75-80% de la producción acumulada se ha producido de campos de más de 30
años de antigüedad. Son yacimientos que han sido clasificados con factores de recuperación
basados en el know-how técnico de décadas pasadas
*Política energética, José Luis Calva, UNAM, 01/01/2007
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¿Qué son los Campos Maduros? (2/2)
6
Desde un punto de vista técnico, existen siete áreas que necesariamente influyen en
el factor de recuperación de campos maduros:
Identificación, cuantificación y factibilidad de producir las reservas remanentes
de aceite y gas
Acceso apropiado para drenar hidrocarburos
Optimización de la productividad a través de reparación de pozos
Sistemas artificiales y aseguramiento de flujo de fluidos
Mantenimiento de presión y comportamiento de barrido
Separación y manejo de fluidos
Administración de yacimientos
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Valor de un Activo de explotación
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*Satter y Thakur: “Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach”, Penn Well Publishing Co., 1994 Tulsa,
Es el empleo de recursos
humanos, técnicos y
financieros para maximizar
las ganancias obtenidas de
un yacimiento, optimizando
la recuperación de
hidrocarburos mientras que
se minimizan los costos de
inversión y de operación*.
Análisis integral de un yacimiento
8
Definición
3 Modelo
Sedimentológico 3D:
Facies Texturales
Carbonatos
4 Modelo
Petrofísico 3D:
Triple
Porosidad (Mx,
Vug, Fract)
2 Modelo Estructural 3D:
Tectónica y Volumen de
Roca
Modelo Geofísico 3D:
Cimas, Fallas y
Atributos
1
5 Geomecánica 3D:
Esfuerzos y FMI®
6 Modelo de Fracturas:
DFN, KF, Sigma & Lz
7 Volumen
Original:
Reservas
P10,P50,P90
8 Transferencia
Simulación:
Malla 3D y
Escalamiento
9 Objetivos y
Localizaciones:
Planificación y
Monitoreo
10 Automatización:
Actualización
Es el empleo de recursos
humanos, técnicos y
financieros para
maximizar las ganancias
obtenidas de un
yacimiento, optimizando
la recuperación de
hidrocarburos mientras
que se minimizan los
costos de inversión y de
operación*.
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Análisis integral de un yacimiento
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Optimizar el valor económico asociado a la
recuperación de hidrocarburos de un
yacimiento.
El objetivo general se consigue mediante
Objetivos Específicos, que se establecen a lo
largo del tiempo de acuerdo a las etapas que
atraviesa el yacimiento durante su vida
productiva.
Ciclo de vida
de un
yacimiento
Exploración
Descubrimiento
Delimitación
Desarrollo
Recuperación
Primaria
Recuperación
Secundaria
Recuperación
Mejorada
Abandono
Objetivo General: en el largo plazo
Las etapas son interdependientes:
Cualquier operación que en ellas se realice, o deje de
realizarse, incide en la agregación de valor económico
en el largo plazo.
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Etapas de explotación de un campo
10
25%
10%
15% 10%
40% Rec. Primaria
Sistema Artificial
Rec. Secundaria
Rec. Mejorada
Volumen Remanente
Primaria
Secundaria
Mejorada
• Emplea energía natural del
yacimiento.
• Usa sistemas artificiales de
producción.
Tiempo
Pro
du
cc
ión
• Agrega energía
al yacimiento.
• Acelera producción
de aceite móvil.
• Libera aceite
atrapado en el
yacimiento.
La Administración Moderna de Yacimientos admite y
evalúa la necesidad de implementar procesos durante
la etapa productiva del campo que incluyen sistemas
artificiales de producción, recuperación adicional, para
cumplir con el objetivo de maximizar el valor económico
del campo.
Factores de Recuperación Típicos
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0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
MB
PD
Eventos relevantes en la explotación en México
11
2000-Actual 1980-2000 1960-1980 1940-1960 1920-1940
• Optimización de
pozos e
instalaciones
• Inyección de
nitrógeno en
Cantarell (proyecto
más grande en su
tipo en el mundo)
Inicio y
desarro
llo de
campos
Región
Norte
Primer
proyecto de
recuperación
secundaria e
inyección de
agua
• Desarrollo de los YNF* de Chiapas- Tabasco
y de la sonda de Campeche
• Inyección de agua, resultados pobres.
• Implementación de bombeo neumático
• Reactivación del Proyecto
Integral Delta de Grijalva
• Inicio de inyección de bióxido
de carbono en Sitio Grande.
• Inicio de estudios de
recuperación mejorada
• Declinación natural de los
campos maduros
principalmente Cantarell
• Reingeniería y desarrollo de los
proyectos Ku-Maloob-Zaap,
Ixtal-Manik y Crudo Ligero
Marino
*Yacimientos Naturalmente Fracturados
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Recuperación
Final Estimada
(EUR)
Recuperación
Final (UR)
Exploración y Evaluación, Fase I
Producción, Fase II
Estimación
Alta
Reservas
Esperadas
Estimación
Baja
Producción
Acumulada
Ran
go
de
in
cert
idu
mb
re
Ab
an
do
no
Periodo de plataforma
Tiempo
tardío
Tiempo
temprano (Periodo de
declinación)
Pro
du
cció
n d
e a
ceit
e d
iari
a
Limite económico
Tiempo
Analogía y Métodos Analíticos Métodos
Volumétricos Simulación Numérica y Métodos de Balance de Materia
Análisis del Comportamiento de
Tendencias de Producción (PPT)
lla llb llc
Cambio de la incertidumbre y los métodos de evaluación del
ciclo de vida de un proyecto de exploración y producción
12 Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, PRMS, 2011.
Campos maduros
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Escenarios actuales y
producción
Contenido
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Exploración
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Límite
técnico
Ogarrio-Magallanes Cactus-Sitio Grande
Antonio J Bermúdez
Macuspana
Aceite Terciario del Golfo
Exploración Desarrollo Producción Declinación y mantenimiento
Lankahuasa
Recuperación secundaria y mejorada
Tiempo
Pro
du
cció
n
Jujo-Tecominoacán, Lakach
Chuc
Poza Rica
Tsimin-Xux
Yaxché
Ayin Alux
Tamaulipas Constituciones
Arenque
Crudo y Gas Asociado Gas No Asociado
Ayatsil-Tekel
Costero Terrestre
Veracruz Crudo Ligero Marino,
Ek Balam
Burgos
Bellota Chinchorro
Delta del Grijalva
Ixtal-Manik
Abkatun
Ciclo de Vida de los Proyectos
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Campos Maduros en México
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Magallanes: Otates y Sánchez
Magallanes
Pertenece al complejo Ogarrio-
Magallanes del Activo Integral Cinco
Presidentes, Huimanguillo, Tabasco
Santuario: Caracolillo, El Golpe,
Santuario
Pertenece al complejo El Golpe-Puerto
Ceiba, del activo integral Bellota-Jujo,
Comalcalco, Tabasco
Carrizo:
Pertenece al complejo Antonio J.
Bermúdez, del Activo Integral Samaria -
Luna, Villahermosa, Tabasco
Ilustrativo
Altamira
Se localiza en la planicie costera del
Golfo de México, al sur del estado de
Tamaulipas.
Arenque: Arenque, Lobina, Jurel,
Merluza y Náyade
Se ubica en la plataforma continental en
aguas territoriales a 30 Km de la ciudad
de Tampico Tamaulipas
Atún: Atún, Cangrejo, Escualo,
Mejillón y Morsa
Se localiza dentro de la plataforma
continental en aguas territoriales del
Golfo de México, frente a la costa norte
del Estado de Veracruz
Pánuco: Salinas, Pánuco, Topila
y parte del Cacalilao
Se ubica en la planicie costera del Golfo
de México en la porción norte del
Estado de Veracruz
San Andrés
se localiza en el sur del Activo de
Producción Poza Rica-Altamira
Tierra Blanca: Tierra Blanca-
Chapopote Núñez, Cerro Viejo,
Vara Alta, Potrero del Llano-
Horcones, Temapache, Alazán y
la parte norte del campo Álamo-
San Isidro
Se localiza en la porción central de la
“Faja de Oro Terrestre”, del Activo de
Producción Poza Rica-Altamira
Región Sur
Región Norte
1
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
6 5
2
3
1 2 3
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PEMEX, jugador importante en el mundo
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Posición
7°
13°
Comparación Internacional
Producción de petróleo crudo
2.429 MMbd
Reservas de aceite crudo (1P)*
9.812 MMMb
Producción de gas natural
5856 MMMpcd
Reservas de gas natural (1P)*
16.549 MMMMpc
Costo de descubrimiento y desarrollo
15.62 USD/bl
Costo de producción
7.91 USD/bl
17°
33°
1° entre las
IOC’s
2° entre las
IOC’s
*Subdirección de Planeación, PEP Enero 2015
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500
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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
Mbpd
Mesozoico
Chiapas-Tabasco
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Otros campos marinos
Tampico-Misantla Basin
52% 71%
Los campos gigantes de
crudo pesado costa fuera
han dominado la
producción de crudo
durante 30 años
Estabilización de
la producción
54% 35%
11%
Pesado Ligero Extra ligero
Portafolio diversificado
de productos
PEP: Evolución de la producción de crudo
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Retos y oportunidades
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Retos
Yacimientos
Admón.
Producción
de pozos
Mejoramiento
de
Productividad
Mantenimiento Optim.
SAP
Rec.
Secundaria
Monitoreo
continuo
Maduros
naturalmente
fracturados
Maduros de
arenas
Aceite
pesado y
extrapesado
Retos y oportunidades a corto y mediano plazo
19
Retos Oportunidades
Mantenimiento de la
Producción
La fuerte declinación de la
producción de aceite del
complejo Cantarell (Akal)
experimentada a partir de
2005 ha impuesto el reto de
mantener la producción de
aceite en niveles de 2.5
MMBD
Incremento del Factor de
Recuperación de Aceite
Yacimientos
Admón.
Producción
de pozos
Mejoramiento
de
Productividad
Mantenimiento Optim.
SAP
Rec.
Secundaria
Monitoreo
continuo
Maduros
naturalmente
fracturados
Maduros de
arenas
Aceite
pesado y
extrapesado
Las tecnologías de procesos
de recuperación mejorada
para yacimientos
naturalmente fracturados
están actualmente limitadas
y deben ser adaptadas o
desarrolladas para su
aplicación en los campos de
México
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INN
OV
AC
IÓN
TE
CN
OL
ÓG
ICA
MA
YO
R I
NV
ER
SIÓ
N
Yacimientos convencionales:
Campos maduros Recuperación adicional
Tamaño del Recurso de Hidrocarburos
Ambientes complejos:
Desarrollo difícil
Volúmenes grandes
Yacimientos
No convencionales:
• Desarrollos masivos
• Volúmenes gigantes
• Yacimientos
Compactos
• Aceites extrapesados
• Aguas profundas
Shale oil Shale gas
Aceite
y gas
Ilustrativo
Retos actuales de la industria petrolera mexicana
INC
RE
ME
NT
O D
E R
IES
GO
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PROYECTOS
Plan de Negocios
Enfoque en los
principales proyectos
Flexibilidad para la
asignación óptima de
recursos
Eficiencia en la
ejecución
Excelencia técnica
Resultados esperados
Reservas
Producción
Factor de
recuperación
Costos
Declinación de la
producción
Talento
Prácticas Tecnología
AC
AC: Administración del
Conocimiento
Para afrontar los retos de la empresa
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Estrategia de Gestión del Talento
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Modelo de Gobierno
Proyectos
Reclutar Planear
sucesión
Evaluar
Asignar
Planear
¿Cuando retener o
reemplazar?
¿Cómo darle
competencias?
¿Cómo acceder al
talento?
1 2
3 Desarrollar
4
5
6
¿Que requieren
los proyectos?
¿Cómo tripular los
proyectos?
¿Cómo medir y
reconocer el
desempeño?
Logros • Reclutamiento de 400 profesionistas
• Carrera dual
• Desarrollo de competencias
• Posgrados
NO EXHAUSTIVO
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3,500
4,000
1938 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Producción máxima de aceite
3,382.9 mbd
Cantarell
Ku-Maalob-Zaap
Mesozoico
Chiapas-Tabasco
2010 mbd
Optimización
de Cantarell
Inyección de
N2 en
Cantarell
Litoral de
Tabasco
Desarrollo del proyecto
Ku-Maloob-Zaap
Recursos
propios Acceso masivo a servicios
Seguidor fuerte de
tecnologías
Nueva
estrategia
tecnológica
1971 -1996
Crecimiento y estabilización
1997 - 2004 2o ciclo de desarrollo
1939-1970 Consolidación
de la industria
petrolera
2005 - 2015 Declinación y reactivación
Evolución de la estrategia tecnológica de PEP
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PEMEX-Post Reforma
Energética
Contenido
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Pemex se convertirá en Empresa
Productiva del Estado
Conversión de PEP a Empresa
Productiva Subsidiaria
Nuevos esquemas de
remuneración, contratación,
presupuesto, etc.
Posibilidad de asociaciones con
otras compañías
Necesidad de competir por áreas
para explorar y campos
Nuevos mandatos para SENER,
CNH y SHCP
Fortalecimiento de la CNH y CRE
como reguladores
Creación de una nueva entidad
de regulación. ANSIPA
Creación del Centro Nacional de
Información de Hidrocarburos
Creación del Fondo Mexicano de
Estabilización y Desarrollo y el
Centro Nacional de Gas
Participación privada en toda la cadena de
valor de hidrocarburos
Asignaciones y contratos para E & P/
Autorizaciones y permisos para el resto de
las actividades
Licitaciones abiertas por bloques para E & P
* Por sus siglas en inglés, Compañía Nacional de Petróleo
(National Oil Company)
Introducción de competencia
Mercado
Arreglo
institucional PEMEX
Transformación de la NOC* Fortalecimiento de las autoridades del Estado
La reforma energética cambia el paradigma de los recursos
petroleros del país bajo tres principios fundamentales
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Antes de la reforma Después de la reforma
Organismo público descentralizado
Administrador – en la práctica - de los
recursos petroleros del Estado
Responsable de la seguridad energética
(mandato de ley)
El único operador
Conversión a Empresa Productiva del Estado
SENER definirá las áreas contractuales y los
lineamientos para la licitación de contratos de
E & P, mientras que la CNH llevará a cabo la
licitación, adjudicación y la administración de
los contratos
SENER es responsable de la seguridad
energética
Pemex tiene que competir solo o en alianza
para ganar bloques (contratos) de E & P en un
mercado abierto
¿Cuál es el nuevo rol de
Pemex Exploración y Producción?
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Corto plazo
Mediano plazo
Largo plazo
2.3 – 2.4
2.4 – 2.6
2.6 – 3.0
Para asegurar el crecimiento de la producción
27
Millones de barriles diarios
• Ronda Cero
• Migración de
contratos
• Farm outs
• Contratos de E&E
(Ronda Uno):
Aceite extra-
pesado
No convencionales
Chicontepec
• Rondas 1+
• Contratos de E&E
(Rondas futuras):
Aceite extra-
pesado
No convencionales
Chicontepec
Aguas profundas
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- Instrumento de política energética
+ Orientada al negocio
Conversión de Petróleos Mexicanos
en Empresa Productiva del Estado
Intervención excesiva del gobierno
Control ex-ante sobre procedimientos
Reglas de entidad gubernamental para aspectos clave
Mandato de Estado (Seguridad Energética)
Más libertad para la compañía
Control ex-post sobre resultados
Reglas ad hoc para Pemex como entidad productiva
(esencial para competir)
Mandato de creación de valor
En la reforma: ¿Cómo debería ser la transición?
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Comentarios finales
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PEMEX y PEP se transformarán para competir y mantener una posición
de liderazgo
Ser la mejor opción para la monetización de los recursos de
hidrocarburos y el desarrollo nacional
Asociaciones estratégicas dirigidas a consolidar posición de relevancia
Capital humano de excelencia y eficiencia en asociaciones
Insuperable desempeño en Seguridad Industrial, Protección Ambiental
y responsabilidad social
Desarrollo de capacidades para enfrentar proyectos complejos
Cam
po
s m
ad
uro
s
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Gracias Estrategia de PEMEX para
Optimización de Campos Maduros
Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción
