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Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 1

INFORME DE LABORES

2011 • 20122010 • 2011

1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos2

Informe de labores

2010 • 20112011 • 2012


INFORME DE LABORES2010 • 20112011 • 2012

Órgano de Gobierno

Juan Carlos Zepeda MolinaComisionado Presidente

Edgar René Rangel GermánComisionado

Guillermo Cruz Domínguez VargasComisionado

Alma América Porres LunaComisionada

Javier Humberto Estrada Estrada*Comisionado

Néstor Martínez Romero**Comisionado

ResponsablesCarla Gabriela González Rodríguez

Secretaria Ejecutiva

Oscar Jaime Roldán FloresDirector General de Planeación

*Su designación finalizó el 14 de mayo de 2012

**Nombramiento a partir del 15 de mayo de 2012


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Mensaje del presidenteEn el mundo, los responsables de la regulación de la industria petrolera de exploración y producción tienen tres

objetivos fundamentales:

• elmejoraprovechamientodelosyacimientosdehidrocarburosenbeneficiodelosnacionales,

• queseobservencondicionesmínimasdeseguridadindustrial,y

• proveerinformaciónconfiabledelaindustria.

Consistente con la experiencia internacional, estos tres objetivos resumen elmandatoque elCongreso le haestablecidoalaComisiónNacionaldeHidrocarburos.

Mejor aprovechamiento de los yacimientos de hidrocarburosEnrelaciónconelprimerodelosobjetivos,noscongratulamosalobservarquelaquemadegasenelactivo

Cantarellsehadisminuidoenun94%desde2009alafecha.Deestaforma,PemexhadadocumplimientoalaregulaciónemitidaporestaComisión.

ConsiderotambiénqueotrologrosignificativodelagestióndelaCNHhasidoelcálculodelasreservasdehidrocarburos,mismasquereflejanelpotencialdeproduccióndeloscamposdescubiertos.Despuésdedosañosdenohaberpodidoemitirundictamenfavorablealaestimacióndereservas2Py3P,enelprimertrimestrede2012,laCNHaprobólatotalidaddelasreservasestimadasporPEMEX,comprobandoquefinalmenteexistetotalconsistenciaconloscálculosdeloscertificadoresexternos.

En los anterioresdosañosde trabajode laCNH, se han emitidodiversas recomendacionesaproyectosdeexploraciónyproducción,algunasdelascualeshansidoincorporadasporPEMEX.Graciasaesteesfuerzo,enla

Mensaje del presidente6

actualidadsecuentacon48dictámenestécnicosadichosproyectos,loscualesestándisponiblesenlapáginawebdelaCNH,ymuestranconrigortécnicoyobjetividadelestadoqueguardanlosprincipalesproyectosdeinversióndelpaís.

Observancia de condiciones mínimas de seguridad industrialLos estándares de seguridad en la industria petrolera internacional tuvieron un cambio sustantivo y súbito en

respuestaalaccidenteocurridoenelpozoMacondoenlosEstadosUnidosdeNorteamérica.Encongruenciaconlaprácticainternacional,enenerode2011entróenvigorlaregulacióndelaCNHparalaseguridadindustrialenaguasprofundas.Encumplimientodeestaregulación,enelúltimoañoymedioPEMEXinstrumentódiversasmedidasquelepermitenoperarconseguridadenlasaguasprofundasdelGolfodeMéxico,entrelasquedestacan:

• Procedimientosynormatividadinternaactualizadaycertificadaporauditoresexternos.

• Adquisicióndeserviciosparalacontencióndederramesenellechomarino.

• Nuevapólizadesegurosparaactividadesenaguasprofundas.

Proveer información confiable de la industriaEsmandatode leyque lamediciónde laproduccióndehidrocarburosdebe llevarseacaboobservando la

regulaciónde laCNH.Aeste respecto,enel últimoañoentróenvigor laprimera regulacióndemedicióndehidrocarburosconquecuentaelpaís.Graciasaello,enlaactualidadsecuentaconundiagnósticoclarodelasáreasdeoportunidadenmateriademedición,ademásdeunprogramaquelepermitiráaPEMEX,enunplazoperentorio,alcanzarestándaresinternacionalesenestamateria.


Enmateriadetransparencia,laCNHhapuestoespecialdedicaciónendesarrollardiversosindicadoresyreportesquepermitenquelasociedadtengaunmejorconocimientodelsector.AtravésdelapáginawebdelaComisión,sepuedeconocerconoportunidad:laproducciónyreservasdecadacampopetrolero,losnivelesdequemadegas,eldesempeñodelosprincipalesyacimientosdelpaís,losresultadosexploratorios,laevaluacióntécnicayeconómicadecadaproyecto,entreotrosindicadoresdelsectorexploraciónyproducción.

El reto por delanteElretodelaindustriapetroleraeselretodelaCNH.Existeunadualidadelementalenelcrecimientodeuna

economía:eldesarrollodesusindustriasvadelamanodeldesarrollodesusinstituciones.NoesposiblelograrelfortalecimientodePEMEXsinelfortalecimientodelaCNH.

ElEstadosehapropuestohacerdePEMEXunaverdaderaempresaycomplementarsuesfuerzoconlaparticipacióndeinversiónprivada.LecorrespondealaCNH,comoreguladorysupervisor,apuntalarelnuevoimpulsodenuestraindustriapetrolera.

EnlaCNHestamosconvencidosqueladirecciónquehatrazadoelnuevoGobiernoesunarutadeéxitoparaelpaís.EstamosconánimoycomprometidosenhacerrealidadlavisióndelPresidentedelaRepública.

Juan Carlos Zepeda MolinaPresidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos


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2010 • 20112011 • 2012

En cumplimiento de la ley que la creó, así como de la diversa normativa aplicable al sector hidrocarburos, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH o Comisión) ha realizado múltiples actividades en los ámbitos de regulación y super-visión de la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables.

En el presente documento se detalla, para los períodos 2010-2011 y 2011-2012, las diversas funciones ejercidas en materia de evaluación, regulación y supervisión, planeación y relaciones interinstitucionales.


1.Evaluación de la exploración y explotación dehidrocarburos I. Dictamendeproyectosdeexploracióny

explotación 11II. Evaluaciónyverificacióndereservasde

hidrocarburos 21III. Opinionestécnicasalospermisosde

exploraciónsuperficial 26

2.Regulación y supervisión de las actividades deexploración y explotación de hidrocarburos I. Quemayventeodegas 31II. Reservasdehidrocarburos 34III. SeguridadIndustrialenaguasprofundas 35IV. Talleres 40V. Medición 40VI.Instructivos 44

3.Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos I. Elementostécnicosenapoyoaladeterminación

de la plataforma de producción y la tasa de restitucióndereservas 47

II. Documentostécnicos 50III. Estadísticasdeeficienciaoperativa 54IV. RegistrodeInformaciónGeológicay

RegistroPetrolero 58

4.Relaciones Interinstitucionales I. Forointernacionaldereguladores 65II. FondoSectorialSENER-CONACYT 66III. ColaboraciónenlaalianzadeMéxicocon

elGGFRdelWorldBank 67IV. InstitutoMexicanodelPetróleo 67V. SistemadeClasificaciónMarcodelasNaciones

Unidas(UNFC-2009) 68VI.ParticipaciónenCongresos/Foros

internacionales69VII.ConvenioGeneraldeColaboraciónconel

CentroNacionaldeMetrología 69

Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación. 71

Contenido


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Porloqueserefierealaevaluacióndelaexploracióny explotación de hidrocarburos del país, la ley de laCNH, así como la Ley Reglamentaria del Artículo 27Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27) y suReglamento, instruyen a este órgano desconcentrado a que realice análisis, opiniones y otros documentosrelacionadosconlosproyectosquePetróleosMexicanospresentaatravésdesusubsidiariaPemex-Exploracióny Producción (que en el presente documento seránreferidas conjunta e indistintamente como PEMEX)sobre losestudiosdeexploración superficial,así comode cuantificación de las reservas de hidrocarburos delaNacióny las correspondientes certificacionesde lostercerosindependientes.

Dichasevaluacionestienencomofinalidadproporcionarelementos técnicos a las autoridades del sector y al operador para la toma de decisiones oportunas, cada uno en sus respectivas competencias, ya sea al otorgar asignaciones, permisos o autorizaciones, al determinar las

necesidades de regulación y supervisión, o al proponer yejecutarlosproyectosdeexploraciónyexplotación.

I.Dictamen de proyectos de exploración y explotación

Conforme al mandato conferido a la CNH en el Artículo 3delaleydesucreaciónytomandoencuentalapolíticadehidrocarburosy laEstrategiaNacionaldeEnergía,esteórganotienecomoresponsabilidadprocurarquelosproyectosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosbusquen:elevarelíndicederecuperaciónylaobtencióndel volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en condiciones económicamente viables; la restitución de las reservas de hidrocarburos; la utilización dela tecnología más adecuada para la exploración y extracción en función de los resultados productivos y económicos; la protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales, cuidando las


condiciones necesarias para la seguridad industrial; y la reducciónalmínimodelaquemayventeodegas.

Por lo anterior, la CNH se ha dado a la tarea derevisar,medianteundictamentécnico,losproyectosquePEMEXhapresentado.Alafechaharecibidountotalde63proyectos,deloscuales35sondeexplotación,23deexploracióny5integrales.

Adicionalmente, laSecretaríadeEnergía(SENER)haremitido a la CNH múltiples solicitudes de opinión técnica sobrelasasignacionesquecomprendendichosproyectos.

A travésde losdictámenesyopinionesque resultande la evaluación de los proyectos, se proporcionan elementosquerequierelaSENERparaotorgar,rehusar,modificar, revocary,en sucaso, cancelarasignacionesparaexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.Dadoquediversosproyectospuedenocuparelespaciodeunamismaasignación,en total, laCNHhaemitidoopiniónsobre567asignacionespetroleras.

Los proyectos dictaminados en los periodos 2010-2011 y 2011-2012 registran una inversión promedioanualparalospróximos7años(2012-2018)de222milmillonesdepesos.Porsuparte,laproducciónasociadaadichosproyectosvade965mbddeaceitey4,685mmpcddegasen2012a1,556mbddeaceitey5,228mmpcddegasen2018.

Periodo 2010-2011En el periodo comprendido dejuliode2010ajunio

de2011,laCNHdictaminó2proyectosdeexplotación:AguaFría–CoapechacayPozaRica.

El primero fue presentado como un proyecto en etapa de desarrollo; sin embargo, la CNH lo dictaminó favorable únicamente para llevar a cabo actividades de caracterizaciónydedesarrollotecnológico.Enelanálisisse destacó que no existían elementos que permitieranemitir un dictamen favorable al plan de explotación presentadoporPEMEX.


Enelsegundoproyecto-PozaRica-sedetectaroninconsistenciasentrelascifrasremitidaseneldocumentoquesedictaminóylaspresentadasparalaevaluacióndelosreportesdereservasdehidrocarburos.Porotrolado,elproyecto no contaba con un estudio de las alternativas evaluadas en función del factor de recuperación esperado respectoacadaalternativa.Comoyasemencionó,procurarelevarelfactorderecuperacióndelosproyectos,en condiciones económicamente viables, es un mandato expreso de la CNH en la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Tabla 1. Producción acumulada de aceite Proyecto Poza Rica 2011-2025Millones de barriles (MMB)

Proyecto a Dictamen

Reservas2010

%Reservas

2011%

Certificadores2011

%

165 172 4% 140 -17% 102 -38%

Fuente: Dictamen del Proyecto Poza Rica.

Por lo anterior, el dictamen del proyecto Poza Rica estableció como condicionante la obligación de presentar nuevamenteelproyectoenelplazodeunaño.

Deacuerdoconlomencionadocomopartedelprocesoparalamodificaciónosustitucióndelasasignacionespetroleras,realizadoporlaSENER,laCNHemitióopiniónfavorable,concondicionantes,sobre27asignaciones,en congruencia con los dictámenes de proyectos emitidos en el periodo. Lo anterior, como fundamento en lasdisposicionestransitoriasdelReglamentodelaLR27.

Periodo 2011-2012Porsuparte,enelperiodocomprendidodejuliode2011ajuniode2012,laCNHdictaminó46proyectos:21

deexploración,20deexplotacióny5integrales.


En el caso de los proyectos de explotación, el sentido desudictamensepresentaenlasiguientetabla.

Tabla 2. Proyectos de explotación dictaminados y sentido del dictamen

julio 2011- junio 2012

Fuente: CNH.

Una de las principales razones por la cual la CNH dictaminó la mayor parte de los proyectos como “Favorables con condicionantes” fue la discrepancia de la información relativa a la producción acumulada en el proyecto presentado a dictamen con respecto a la registradaenlosreportesdereservasdehidrocarburos.Cabedestacarquerespectoaltema,laCNHremitióunanálisisdetalladoyespecíficoa laSENERyaPEMEXparasuconsideración.

Proyecto Sentido del dictamen 1) Costero Terrestre 2) Cactus – Sitio Grande 3) Antonio J. Bermúdez 4) Cárdenas 5) Carmito-Artesa 6) Gas del Terciario 7) Yaxché 8) Arenque 9) Tamaulipas Constituciones10) Lerma-Malta-Talismán11) Lakach (AP)12) Jujo-Tecominoacán13) Chuc14) El Golpe Puerto Ceiba15) Och-Uech-Kax16) Ixtal-Manik17) San Manuel18) Caan19) Ayin Alux20) Coatzacoalcos Marino

Favorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableNo favorableNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorable


En el caso del aceite, se observan las siguientes producciones:

Tabla 3. Producción acumulada de aceite por proyecto 2011-2025Millones de barriles (MMB)

Fuente: Dictámenes de proyectos.

Proyecto

Costero TerrestreCactus-Sitio GrandeAntonio J. BermúdezCárdenasCarmito-ArtesaGas del TerciarioYaxchéArenqueTamaulipas ConstitucionesLerma-Malta-TalismánLakach (AP)Jujo-TecominoacánChucEl Golpe Puerto CeibaOch-Uech-KaxIxtal-ManikSan ManuelCaanAyin AluxCoatzacoalcos Marino

Proyecto a Dictamen

5073

60350130

202114103

00

2763308352

1466594

18033

Reservas2010

5029

72147140

227100105

00

37134714155

14463

10311936

%

0%-60%20%-6%-7%

--12%

-13%2%

----

34%5%

70%6%

-1%-3%10%

-34%9%

Reservas2011

4431

56658130

241103102

00

26536213768

20971

11915931

%

-14%-57%-6%16%-1%

--19%

-10%-1%

----

-4%10%64%32%43%9%

27%-12%-6%

Certificadores2011

4069

4323610

241919600

2463735365

19853

14413041

%

-19%-6%

-28%-28%-90%

--19%

-21%-7%

----

-11%13%

-36%26%35%

-18%54%

-28%24%


En el caso del gas, se observan las siguientes producciones acumuladas para los proyectos mencionados:

Tabla 4. Producción acumulada de gas por proyecto 2011-2025Miles de millones de pies cúbicos (MMMPC)

Fuente: Dictámenes de proyectos.

Proyecto

Costero TerrestreCactus-Sitio GrandeAntonio J. BermúdezCárdenasCarmito-ArtesaGas del TerciarioYaxchéArenqueTamaulipas ConstitucionesLerma-Malta-TalismánLakach (AP)Jujo-TecominoacánChucEl Golpe Puerto CeibaOch-Uech-KaxIxtal-ManikSan ManuelCaanAyin AluxCoatzacoalcos Marino

Proyecto a Dictamen

400217940100196228118226

44150625429735

6298

281425239

4217

Reservas2010403221833127210234143249

44143673449582

4887

223418252

2917

%

1%2%

-11%27%

7%3%

21%-11%

0%-5%8%5%

-21%-23%-11%-21%

-2%5%

-32%-2%

Reservas2011527265962103180234187240

240

866485593

45115254380266

3811

%

31%22%

2%3%

-8%3%

58%6%

-45%-100%

39%13%

-19%-27%17%

-10%-11%11%

-11%-36%

Certificadores2011

382200

1,19178

139225167215

370

1,095262680

37162328248339

3716

%

-4%-8%27%

-22%-30%

-1%41%-5%

-16%-100%

75%-39%

-8%-41%66%17%

-42%42%

-12%-6%


Los cinco proyectos de explotación dictaminados en sentido no favorable coincidieron en algunos elementos que determinaron la decisión técnica de la CNH. Loanterior, como característica adicional a las diferencias observadas entre la producción acumulada del proyecto presentado y la producción acumulada documentada en reservas,dichoselementossedetallanacontinuación:

1. LaversióndelosproyectosquePEMEXenviónocon-tiene el nivel de madurez dentro de la fase de dise-ño,ynocubreloselementossuficientesparaelotor-gamientoderecursosfinancierosparasuejecución.

2. El análisis de alternativas para el desarrollo delplannoesexhaustivo,yaquenopresentaalternati-vasindependientessinosubgruposdeunamisma.

3. Elvalorpresentenetodespuésdeimpuestosesmar-ginal, teniendo periodos de recuperación muy lar-gos.Asimismo,algunospresentanflujosdeefectivonegativosenlosprimerosoenlosúltimosaños.

4. Nopresenta unaestrategiadeadministración conbase en las mejores prácticas internacionales para sutipo.

5. LoscamposqueconformanelproyectoLermaMal-ta Talismán cuentan con valoresde reservas en lacategoríaPosible, loque significaquehacen faltatrabajos de exploración (delimitación o estudios)quepermitanlareclasificacióndelareservaaunacategoríamínimadeProbable,paraquesepuedapresentarcomoproyectodeexplotación.


Elsentidodeldictamendelosproyectosdeexploraciónsepresentaenlasiguientetabla.

Tabla 5. Proyectos exploratorios dictaminados y sentido del dictamenjulio 2011- junio 2012

1) Golfo de México Sur Primera Etapa (Caxa) 2) Campeche Oriente 3) Reforma Terciario 4) Incorporación de reservas Simojovel 5) Golfo de México B 6) Coatzacoalcos 7) Cuichapa 8) Evaluación del Potencial Papaloapan B 9) Cazones10) Tampico Misantla Sur de Burgos11) Campeche Oriente Terciario12) Campeche Poniente Terciario13) Progreso14) Malpaso15) Julivá16) Delta del Bravo17) Litoral de Tabasco Terrestre18) Lamprea19) Sardina20) Área Pérdido21) Exploración Campeche Poniente

Proyecto exploratorio Sentido del dictamen

Favorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantes

Fuente: CNH.


El proyecto Progreso fue dictaminado como no favorable debido a que PEMEX no ha obtenido lasautorizaciones ambientales correspondientes. Inclusive,dicho organismodescentralizado documentó que, a lafecha,nosehan iniciadolos trámitesparasolicitar lospermisos respectivos, en virtud de que el proyecto seencuentra diferido por instrucciones recibidas mediante oficiointernoEP/GDTC-120/2005dejuniodel2005.

Porotro lado,destacaquealgunosde losproyectosdeexploraciónestándocumentadosantelaSecretaríadeHaciendayCréditoPúblico (SHCP)comoavaladosporCantarell,sinquesedesagreguen.Porello,laCNHharecomendadoquedichosproyectosllevenuncontrolindependiente de sus inversiones, objetivos, alcances y actividades, a fin de reducir la carga financierade Cantarell y dar mayor transparencia tanto a su seguimiento como al análisis del portafolio de inversiones dePEMEX,locualapoyaráenlaevaluaciónycontroldelasactividadesexploratoriasdelpaís.

Finalmente, en lo que se refiere a los 5 proyectosintegrales dictaminados en este periodo, únicamente Lankahuasa fue dictaminado en sentido negativo, talcomo se muestra a continuación:


Tabla 6. Proyectos integrales y sentido del dictamen

julio 2011- junio 2012

1) Macuspana2) Crudo ligero marino3) Lankahuasa 4) Burgos 5) Cuenca de Veracruz

Proyecto Sentido del dictamenFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantes

Fuente: CNH.

Las razones que llevaron a la Comisión a emitir undictamen en sentido negativo sobre el proyecto integral Lankahuasafueron,principalmente,lassiguientes:

1.Elvalorpresenteneto(VPN)despuésdeimpuestos,a partir de la alternativa de exploración selecciona-daporPEMEX,esmarginal,porloqueelproyectodejaríade ser rentableen casodeque los costosaumentaranenun2%.

2. En relación con la componente de explotación, seobservaninconsistenciasenlascifrasdehidrocarbu-ros a recuperar entre el proyecto presentado para dictamenylascifrasquePEMEXentregóalaComi-siónparasustentarsusestimacionesdereservas.

3. Dentrodelasalternativasdeexplotaciónplantea-dasporPEMEXno se contempla laevaluacióndealguna con infraestructura submarina (pozos con ár-boles submarinos, plets, plems, manifolds, sistema de control,etc).

4. Lasactividades correspondientesa la componenteexploratoriaestánprogramadasparainiciarhastael2019,añoenelquelascondicionesgeneralesdelproyecto (inversión, tecnologías, etc.) habrán cam-biado.

5. Existenflujosdeefectivonegativosdespuésdeim-puestosenalgunosañosdelproyecto,porloqueesnecesarioqueseanalicenmásalternativasdeex-plotaciónquedisminuyanelriesgodenoserrenta-bles.

En congruencia con los dictámenes de los proyectos, en este periodo (2011-2012), la Comisión opinó711 asignaciones petroleras, lo cual será tomadoen consideración por la SENER para modificarlas osustituirlasentérminosdelanormativavigente.


II.Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos

La Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos establece como una de sus atribuciones realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de lasreservas de petróleo. Asimismo, el Reglamento de laLeyReglamentariadelArtículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoinstruyealaCNHparaqueapruebelosreportesdeevaluaciónocuantificacióndereservaselaborados por Petróleos Mexicanos y que otorgueun visto bueno a los reportes finales de los tercerosindependientes,aquienesPEMEXcontrateparacertificarsusreservasunavezalaño¹.

Con la finalidad de dar certidumbre al proceso derevisión y dictamen de la CNH para la aprobación y visto bueno de tales reportes, el Órgano de Gobierno delaComisiónaprobólaresoluciónCNH.07.001/10el19dejuliode2010.Dicharesolución,quefuepublicadaenelDiarioOficialdelaFederaciónel14dediciembredelmismoaño,contienelosLineamientos que Regulan el Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.

¹ Artículo 10, RLR27.² Conjunto de instalaciones que están relacionadas con la exploración y explotación de uno o varios yacimientos o campos.³ El dictamen con respecto a las reservas 1P al 1 de enero de 2010 se emitió antes de la aprobación de los Lineamientos de reservas, mediante resolución CNH.06.001/10 del 30 de junio de 2010 y el dictamen respecto de las reservas 1P al 1 de enero de 2011 se realizó a nivel región, en virtud de las disposiciones transitorias de los lineamientos.�Las regiones son divisiones administrativas determinadas por PEMEX, a saber: Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur.

El instrumento normativo referido tiene por objeto regularelprocedimientoanualporelquesedictaminarány, en su caso, aprobarán y darán el visto bueno a los reportes de evaluación o cuantificación de reservasremitidos por dicho organismo y por los organismoscertificadores(tercerosindependientes)contratadosporPEMEX.

La Comisión determinó que la aprobación y vistobueno se referiría a las categorías y nivel de agregación siguientes:

1. Anivelactivo²paralasreservas1P(probadas)dehidrocarburos³.

2. Anivel región�para las reservas2P (probadas+probables)y3P(probadas+probables+posibles).

Para realizar su labor de dictamen, la Comisión establece quesedebentomarreferenciasmetodológicastécnicasy económicas aceptadas por la industria, principalmente las de la Petroleum Resources Management System(PRMS) y las utilizadaspor laUnited States Securitiesand Exchange Commission (SEC), para el caso de lasreservas1P.

Enelcasodelvistobuenoalosreportesfinalesdeloscertificadores,laComisióndocumentalascaracterísticasprofesionalesydeindependenciaquedeberánguardarparacertificarlasreservas.


EnloquerespectaalosreporteselaboradosporPEMEXserevisalaexhaustividaddelostrabajosrealizadosensu elaboración, la coherencia entre sus evaluaciones ylas de los terceros independientes; posteriormente se identificanycuantificanlasdiferenciasentreéstas.

La evaluación de los reportes de cuantificación dereservas y su certificación es un elemento clave en losanálisis que la CNH realiza en relación con el índicede recuperación y la obtención del volumen máximo depetróleocrudoydegasnaturalenel largoplazo.Asimismo, permite identificar áreas de oportunidad endondedebetrabajarPEMEXparamaximizarlosrecursosaextraerdelsubsuelo.

Periodo 2010-2011Enelperiodocomprendidode juliode2010a junio

de2011se realizaron losprocedimientosdedictamendelasreservasdehidrocarburosdelpaísal1deenerode2010yal1deenerode2011.Elprocesotomómástiempodelquesehabíaprevistodebidoadiferenciasobservadas en el Activo Integral Aceite Terciario delGolfo(ATG).

A continuación se exponen las acciones llevadas a cabo:

Mediante la resolución CNH.06.001/10, el 30 dejunio de 2010 se aprobaron los reportes de reservasprobadas(1P)al1deenerode2012ysedioelvisto

buenoa las certificaciones realizadaspor los tercerosindependientes; dicha resolución fue notificada a laSENERyPEMEXel7dejuliode2010.

El 30 de septiembre de 2010 se aprobaron losreportes de reservas 2P y 3P de hidrocarburos al 1deenerode2010para las regionesMarinaNoreste,MarinaSuroesteySur.Asimismo, sedioelvistobuenoa las certificacionesde los terceros independientesdetodaslasregiones.

Elmontodereservas2Py3PparalaRegiónNorte,en lacualseencuentraelATG,sesujetóaunprocesode revisión debido a que las diferencias entre lasestimaciones realizadas por PEMEX y el certificadorfueronmayoresal10%conformealcriterioprevistoenlosLineamientosdereservasemitidospor laComisión.LaresoluciónCNH.E.04.001/10,notificadaalaSENERyPEMEXel26deoctubrede2010,detallaloselementosconlosquecontólaCNHparataldeterminación.

Porsuparte,medianteresoluciónCNH.E.03.001/11,del10demarzode2011,seaprobaronlosreportesdeevaluaciónycuantificacióndereservasdePEMEXparalas categorías 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 deenerode2011delasregionesMarinaNoreste,MarinaSuroesteySur,asícomolacategoría1PdelaRegiónNorte.


En lo que se refiere a las reservas 2P y 3P de laRegiónNorte(enlaqueseencuentraelATG)laComisiónno aprobó los reportes de evaluación y cuantificaciónelaboradosporPEMEX,yaqueelorganismonojustificóla diferencia entre sus estimaciones y las del tercero independiente.

Las razones de las diferencias entre las estimaciones delcertificadoryPEMEXserefieren,principalmente,alo siguiente:

1. Al10demarzode2011 los resultadosobtenidosrespecto a las pruebas de recuperación secundaria y/omejorada(inyeccióndeagua)dentrodelATGnoeranconcluyentesparapoderclasificarcomore-servaslosrecursosasociadosaéstas.

2. Sepresentóunamenorrecuperaciónesperadaporpozo(productividadporpozo)enelATG.

Cabe mencionar que la CNH atribuyó dichasdiferenciasarecursoscontingentes(subcomerciales)quepodrían convertirse en reservas en función de los avances queregistraraelATG.

Con base en la atribución de la CNH para realizar estudiosdeevaluación, cuantificacióny verificacióndelas reservas de petróleo, en el resolutivo segundo de la resoluciónCNH.E.03.001/11,laComisióndeterminólosvaloresdelasreservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2011comosedetallaenlasiguientetabla:


Tabla 7. Valores de Reserva Nacional 2011Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE)

Marina NoresteMarina SuroesteNorteSurTotal

Región 1P6,283.42,076.31,435.84,000.5

13,796.0

3P12,054.3

6,383.78,770.25,724.9

32,933.1

2P9,368.03,776.33,492.25,168.8

21,805.3

Fuente: CNH.

Periodo 2011-2012Enelperiodocorrespondientedejuliode2011ajuniode2012,elgrupodetrabajoasignadoporelÓrgano

deGobiernodelaCNHtrabajóeneldictamenrelativoalaaprobacióndelosreportesdereservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2012.

Derivadodelasdiferenciasobservadaselañoanteriorenlosvaloresdereservas2Py3PdelActivoATG,laCNHllevóacabounanálisisespecíficoparasujustificación.Comoresultadodelanálisissedesprendióquelasreservas1P,2Py3PcorrespondientesalActivoATGsonelresultadodeunnuevoplandedesarrollopresentadoporPEMEX,quesecaracterizaprincipalmentepor:

1. Unamayoráreadeexplotación,alpasarde3,875km2a4,243.3km2.

2. Unarevisióndelaestimacióndelvolumenoriginaldeaceite,elcualsereducede137,289.4a81,492.5mmb.

3. Unredimensionamientodelespacioentrepozos,loquedacomoresultadounaumentoenelnúmerodepozosaperforar.

4. Unanuevafasedeproducciónsecundariamediantelainyeccióndeagua,sustentadaconunplandeimplemen-taciónyevaluacióneconómica.

5. Mejorasenlasprácticasgerencialesdelproyecto.


Con base en lo descrito en los puntos anteriores la CNH estuvo de acuerdo con los siguientes resultados:

1. Elaumentoenlaproductividadpromedioporpozo.

2. Losvaloresdelasreservas1Ppor743mmbpce,querepresentaunaumentode25.5%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.

3. Losvaloresdelasreservas2Ppor6,488.8mmbpce,cifraquerepresentaunareduccióndel29.2%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.

4. Los valores de las reservas 3P por 17,036.6

mmbpce,cifraquerepresentaunareducciónmenoral1%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.

5. Elincrementodelosfactoresderecuperación,deri-vado de las mejoras al plan de explotación y de la revisióndelvolumenoriginal.

En lo que respecta al Activo Abkatún-Pol-Chuc, dela RegiónMarina Suroeste, se observó una diferenciamayor al 10% entre las estimaciones de reservas dehidrocarburosdePEMEXydelcertificador,porloquesellevó a cabo un procedimiento de análisis adicional para supresentaciónalÓrganodeGobierno.


Finalmente,mediantelaresoluciónCNH.E.01.001/12del24defebrerode2012,laComisiónresolvióaprobarlosreportesdereservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2012presentadosporPEMEX,yotorgarelvistobuenoalosreportesfinalesdelascertificacionescorrespondienteselaboradosporlostercerosindependientes.

Enestesentido,conbaseenlaatribucióndelaComisiónpararealizarestudiosdeevaluación,cuantificaciónyverificacióndelasreservasdepetróleo,sedeterminaronlossiguientesvalores:

Tabla 8. Valores de Reserva Nacional 2012Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE)

Marina NoresteMarina SuroesteNorteSurTotal

Región 1P6,139.42,115.51,575.23,980.2

13,810.3

3P12,526.3

7,054.418,689.0

5,567.743,837.3

2P9,343.04,091.97,744.54,983.6

26,163.0

Fuente: CNH.

III. Opiniones técnicas a los permisos de exploración superficial

LosPermisosdeExploraciónSuperficial(PES)sonunaherramientaparaevaluarlasactividadesexploratoriasenáreasdondeaúnnosehaotorgadounaasignaciónpetrolera.ConformealArtículo11delReglamentodelaLeyReglamentariadelArtículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoy4,fracciónXVI,delaleydelaComisión,esteórgano desconcentrado debe dar una opinión técnica sobre las áreas con posibilidades petrolíferas de exploración superficial,suvalortécnicoyeconómico,riesgogeológicoytrabajosnecesariosparalaevaluacióndesupotencial.


Periodo 2010-2011Enelperiodocomprendidoentrejuliode2010yjunio

de2011,laCNHemitióopinionesrespectoalosPermisosdeExploraciónSuperficialrelacionadosconlosestudiossísmicosYokaButub3D,Ixic3DyTzumat3D.

El estudio sísmico Yoka-Butub 3D se realizó en lasaguas profundas del Golfo de México, en el marco del proyecto Golfo de México B, y documentó una inversión superiora500millonesdepesosaserejercidaentreelcuartotrimestrede2010yeltercertrimestrede2011.La opinión técnica de la CNH sugirió la conveniencia del usodetecnologíasubsalina.

ElestudiosísmicoIxic3D,tambiéncorrespondientealproyectoGolfodeMéxicoB,activointegralHolok-Temoa,ydocumentóuna inversión superiora415millonesdepesosaserejercidaentreelprimertrimestrede2011yelprimertrimestrede2012.Laopinióntécnicasugirióla incorporación de un análisis de riesgos en materia de seguridadindustrial.

ElestudiosísmicodeTzumat3Dseubicóenlasaguasprofundas del Golfo de México, en el marco del proyecto GolfodeMéxicoSur,ydocumentóunainversiónsuperiora1,100millonesdepesosaserejercidaentreelsegundotrimestre de 2011 y el tercer trimestre de 2012. Laopinióntécnicasugiere,aligualqueenelcasodelPESdeIxic3D,laincorporacióndeunanálisisderiesgosenmateriadeseguridadindustrial.

En los tres casos, la CNH hizo la anotación a laSENER sobre la inconveniencia de que para efectospresupuestalesPEMEXreportealaSHCPlosproyectosexploratoriosdeaguasprofundas(GolfodeMéxicoSuryGolfodeMéxicoB),comouncomponenteexploratoriodelproyectodeexplotaciónCantarell, sinqueexistanelementosgeológicosyeconómicosqueasílojustifiquen.Enlastresopinionesemitidassesugierecorregirdichaanomalía yaquedificulta el seguimientodel proyectoCantarell, al distorsionar los costos asociados a dichoproyecto.



de2012,laCNHemitióopiniónrespectoalPermisodeExploraciónSuperficialrelacionadoconelestudiosísmicoSayab3D.

El estudio sísmico Sayab 3D se ubica en las aguasprofundas del Golfo de México, documentado como parte delproyectoGolfodeMéxicoSuryconuna inversiónsuperiora1,500millonesdepesosaserejercidaentreel segundotrimestrede2012yelcuarto trimestrede2013.LaCNHobservóydestacóenlaopinióntécnicaque el estudio se encuentra fuera del proyectoGolfode México Sur, tal como fue presentado a dictamen.Adicionalmente, por su ubicación, la CNH sugirió, entre otros puntos la incorporación de un análisis de riesgos en materiadeseguridadindustrial.

Aligualquelasopinionespreviamenteemitidas,laCNHhizolaanotaciónalaSENERsobrelainconvenienciadequeparaefectospresupuestaleslaparaestatalreportealaSHCPlosproyectosexploratoriosdeaguasprofundas(GolfodeMéxicoSuryGolfodeMéxicoB), comouncomponente exploratorio del proyecto de explotación Cantarell sin que existan elementos geológicos yeconómicos que así lo justifiquen. Por lo anterior, sesugirió corregir dicha anomalía ya que dificulta elseguimiento del proyecto Cantarell, al distorsionar los costosasociadosadichoproyecto.


Laubicacióngeográficadelosestudiossísmicosdescritossepuedeobservarenlasiguientefigura.

Figura 1. Permisos de exploración superficial otorgados

Fuente: CNH.

2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos30

Informe de labores

2010 • 20112011 • 2012


Como órgano regulador, la CNH tiene la responsabilidad de establecer la normativa aplicable a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Conforme a lo dispuesto por la Ley Reglamentaria del Artículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoysuReglamento, así como en la propia ley de la Comisión, PEMEXdebecumplirconlasdisposicionesadministrativas,normas de carácter general, disposiciones técnicas y demás lineamientos que emita la Comisión en elcumplimientodesusatribuciones.

LaCNHdebesupervisar,verificar,vigilaryensucaso,certificarelcumplimientodesusdisposiciones.

A continuación se expone la normativa que la CNHhaemitidoenlosperíodosdejulio2010ajunio2011ydejulio2011ajunio2012,asícomolasaccionesdesupervisiónquealrespectosehanllevadoacabo.

I.Quema y venteo de gas

De acuerdo con la ley de la CNH, uno de su principales objetivos es procurar la disminución en la quema yel venteo de gas en los proyectos de exploración y explotacióndehidrocarburos5,yaqueesunbiendelaNaciónquedebeserconservadoyaprovechadoporsuvaloryuso.

Enelaño2008sepresentaronaltosnivelesdequemayventeodegas,alcanzando la cifrade849millonesdepiescúbicosdiarios(mmpcd),incluyendoalactivodeproducción Cantarell, por lo que una de las primerasacciones de la CNH fue aprobar y publicar en el Diario OficialdelaFederación,el4dediciembrede2009,lasDisposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos.

5 Artículo 3o., LCNH.


Dichas disposiciones dan a conocer los criterios deinterpretación y aplicación para el cálculo del límite máximonacionalenmateriadequemayventeodegasnatural;asimismo,deacuerdoconelartículo5dedicharegulación, cada activo de producción debe presentar un programayplandetrabajoanualquesedocumentaenunasuscripciónpúblicadenominada“manifiesto”,enelqueseestablecenloscompromisosyaccionesespecíficasparacumplirconlasmetasyobjetivosrequeridosporlaCNH.

Enelaño2010seiniciólasupervisióndelaregulaciónemitidaparaevitaroreducirlaquemayelventeodegas.

Asimismo, durante el transcurso de 2011, la CNHcoordinóyverificóelcumplimientodelasDisposicionesy ha mantenido el continuo seguimiento del proceso,cumplimiento y evaluación de las metas establecidas enmateriadereduccióndequemayventeodegasatravés de las siguientes acciones:

• SetrabajóenestrechacomunicaciónycolaboraciónconPEMEXatravésdereuniones,comunicados,aná-lisis de información, talleres y foros de trabajo, éstos últimos con la colaboración del Global Gas Flaring Reduction(GGFR)delBancoMundial.


• SerevisaronlascifrasoficialesmensualespublicadasenlaBasedeDatosInstitucionaldePEMEX(BDI)parapublicarunreportemensualdeseguimientoalaquemaoventeodegas.

• Sesupervisaronlosavancesalosprogramasdocumentadosenlosmanifiestos(unoporcadaactivo)atravésdelainformacióncontenidaenlosInformestrimestralesentregadosporPEMEX.

EnvirtuddedichasupervisiónfuequesedetectarondesviacionesalmanifiestodelactivoCantarellrespectodesusnivelesdequemaoventeodegas.

Alrespecto,eneltercertrimestrede2010seinicióunprocedimientoderevisiónconlafinalidaddeanalizarlascausasdedichasdesviacionesydeterminarlasmedidasnecesariasparacumplirconelobjetivoestablecidoparaelcierredelaño.

Derivadodedichoanálisis,enelprimertrimestredel2011,laCNHinicióunprocedimientoadministrativoporelincumplimientodelactivoCantarellyfijómedidasadicionalesparticularesparalograrlametadeaprovechamientoen2011y2012,tomandoencuentaelplancorrectivopropuestoporPEMEX,queincluyóactividadeseinversionesadicionales para la reducción de quema y venteo de gas, así como mecanismos específicos de supervisión yseguimientoporpartedelaComisión.

Enestamateria, laCNHha impulsado laformulacióne implementacióndeacciones tendentesadisminuir losnivelesdequemayventeodegas,asícomopropiciarelincrementoenlasinversiones,obrasyaccionesdePEMEXencaminadasasuaprovechamiento.

Alafechaesposibleobservarelimpactodelasaccionesemprendidasatravésdelareduccióndequemaoventeodegas,yaqueapesardelasituacióndelactivoCantarell,éstahadisminuidoconsiderablementede2009alafecha.

En2009,anivelnacional,sinconsiderarelactivoCantarell,seenviaron193mmpcddegasa laatmósfera;para2010laquemafuede140mmpcd,mientrasquepara2011fueron123mmpcdyelpromediodelprimercuatrimestredelañofuede95.2mmpcd.


Porsuparte,elactivoCantarellpasódeunaquemayventeodegasdelordende504mmpcden2009a52.6mmpcdendiciembrede2011,yparaelperiododeeneroaabrildeesteañoreportaunpromediode34.1mmpcd.

Figura 2. Quema y venteo de gas natural2009-2011

Fuente: CNH.

Aún existen retos en estamateria, por lo que laCNH se encuentra trabajando en la segunda etapade laregulaciónquepermitatomarenconsideraciónlaheterogeneidaddeloscamposproductoresdehidrocarburosalmomentodeestablecermetasdeaprovechamientodegasnatural.Conello,secontinúanimpulsandomedidasquepermitanllevaraPEMEXacumplirconlosestándaresinternacionalesdemayoreficienciaenelaprovechamientodegas,maximizandoconelloelvalordeloshidrocarburosdelaNación.

II.Reservas de hidrocarburos

LaCNHemitió laresoluciónCNH.07.001/10el19dejuliode2010,asícomosusmodificacionesaprobadasmediante la diversaCNH.E.05.001/10del 8 de noviembre,mismaque fue publicada en el DiarioOficial dela Federación el 14 de diciembre del mismo año y contiene los Lineamientos que Regulan el Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos

250

200

150

100

50

0

mm

pcd*

Total nacional sin CantarellDisminución real 2009-2011 = -36%193

161 154139 140 127 123

2009 2010 2011

600

500

400

300

200

0

mm

pcd*

Activo integral CantarellDisminución real 2009-2011 = -89%

504

50 5050

206

50 53100

2009 2010 2011

Límite máximo Manifiesto Real Tendencia real*millones de pies cúbicos diarios


Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.

El instrumento normativo referido tiene por objeto regularelprocedimientoanualporelquesedictaminany, en su caso, aprueban y se emite el visto bueno a los reportes de evaluación o cuantificación de reservasremitidospordichoorganismoypor loscertificadores,quesontercerosindependientescontratadosporPEMEX.

La instrumentación de los Lineamientos de reservas se detalló en el apartado primero del presente informe de labores,porloquecorrespondióalarevisiónydictamende losreporteselaboradosal1deenerode losaños2010,2011y2012.

III. Seguridad Industrial en aguas profundas

Laexplosiónocurridael20deabrilde2010enelyacimiento Macondo, operado por la empresa BritishPetroleum, dejó ver la necesidad de reforzar la regulación enmateriadeseguridadindustrialenaguasprofundas.

Debido a este suceso y al interés de PEMEX porrealizar trabajos de perforación de pozos exploratorios en aguas profundas, la CNH se avocó al establecimiento de las condiciones necesarias de seguridad industrial paradichostrabajos.

Fueasíqueel15dediciembrede2010elÓrganode Gobierno de la Comisión aprobó las Disposiciones Administrativas de Carácter General que Establecen los Procedimientos, Requerimientos Técnicos y Condiciones Necesarias en Materia de Seguridad Industrial que deberán observar Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, para Realizar las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en Aguas Profundas (Disposicionestécnicas),lascualesfueronpublicadasenelDiarioOficialde laFederaciónel11deenerodelaño2011.

Las Disposiciones técnicas tienen por objeto establecer los requerimientos de seguridad industrial que PEMEXdeberá acreditar y mantener actualizados, con el objeto


dequelaComisiónevalúeysupervisequelostrabajosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundas se realicen conforme a las mejores prácticas de la industria y protegiendo en todo momento la integridad de las personas, de las instalaciones y del medioambiente.

Asimismo, establece los elementos que requerirá laCNH en materia de seguridad industrial al dictaminar los proyectosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundas.

Loanterior,tomandoenconsideraciónquelasactividadesdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundasdenuestropaísrepresentanretosespecíficosydemayorcomplejidadalosenfrentadosalafecha,porlocualPEMEXdebedesarrollarnosólonuevastécnicas,tecnologías y metodologías para la gestión de estos proyectos, sino también la experiencia y la normativa adecuada.

De acuerdo con estas Disposiciones, PEMEX debeacreditarantelaComisiónquecuentacon:

• Capacidadtécnica,operativae infraestructurane-cesaria,ya seapropiaoadquiridamediantecon-tratos, para desarrollar proyectos de exploración y explotacióndehidrocarburosenaguasprofundas.

• Suficienciadecoberturasfinancierasosegurosparaenfrentarposiblescontingenciasyresarcircualquier

dañooperjuicioeconómicooambientalquesege-nere a causa de las obras u operaciones de la indus-triapetroleraenaguasprofundas.

• Previsionescontractualesparacontarconelapoyode prestadores de bienes o servicios relacionados conlacontencióndeposiblessiniestros.

• Planesyprocedimientosparalaatencióndecontin-gencias.

• Sistemasdeadministraciónderiesgosparalaiden-tificación,análisisymitigacióndelosriesgosdees-tasactividades.

• Normatividadinterna,estándaresymejoresprácti-cas respecto de los elementos técnicos y puntos críti-cos, así como relacionados con los análisis de riesgos ysusplanesdemitigación.

• Sistemasdeindicadoresdelcumplimientodelanor-matividadinterna.

• Previsionesorganizacionalesparalaadministraciónde la continuidad del conocimiento y desarrollo de personalcapacitado.

Porotrolado,lasDisposicionesestablecenquePEMEXdebe notificar a la Comisión sobre la perforación denuevospozosenaguasprofundasalmenosquincedíasantes del inicio de movimiento de equipos para lostrabajos de perforación, y remitir la información que


se detalla a continuación, con la finalidad de que laCNH conforme los expedientes y emita los dictámenes y opinionesquecorrespondan:

• LospermisosquelaSENERuotrasautoridadesesta-blezcan,previoaliniciodedichasobras.

• Laidentificacióndelasinstalacionesquesoportarándichostrabajos.

• Elcalendariodetrabajoyrelacióndepersonaldi-rectivo,técnicoyoperativoalcualquedaránampa-radaslasactividades.

• Los estudios de caso específicos de seguridad delproyecto.

• EldocumentoVCDquesoporta laejecuciónde lasobras.

Las Disposiciones contemplan que derivado de lainformaciónqueproporcionePEMEXencumplimientodelasmismas, laCNHemitiráopinionesespecíficasenlasquemanifiestesusconsideracionessobresielorganismodescentralizado está asumiendo riesgos superiores a su capacidad actual de operación o de respuesta a contingencias o siniestros, si cuenta con los elementos necesarios para iniciar nuevos trabajos de perforación, los elementos que deben desarrollar, así como lasrecomendacionesquedaráalaSENERparaquelastomeenconsideraciónalotorgarpermisosoasignaciones.


La regulación en materia de actividades en aguas profundas implica un trabajo de largo plazo, pues existirá una curva de aprendizaje durante los inicios en la operaciónde este tipodeproyectos. Se esperarealizaruntrabajoconjuntoconPEMEXyconelInstitutoMexicanodelPetróleo (IMP), conelfindeadicionarala normatividad existente las insuficiencias detectadas,riesgosidentificadosynuevasprácticasinternacionales.

Enloquerespectaalasupervisióndelainstrumentaciónde la regulación en seguridad industrial en aguas profundas se realizaron las siguientes acciones:

• SerevisóelEstudioGeneraldeSeguridadparalasActividades en Aguas Profundas con los avances y cumplimiento de:

- Laacreditacióndelasuficienciatécnicayoperativa,propiaoadquiridamediantecontratacióndebienesoservicios.

- Elcumplimientodelascoberturasfinancierascontin-gentesydeloselementostécnicosypuntoscríticos.

- Delosplanesyprocedimientosparalaatencióndecontingencias o siniestros para las actividades en aguasprofundas.

- Lainstrumentaciónyfuncionamientodelsistemadeadministración de riesgos para la identificación,análisis y mitigación de los riesgos de estas activida-desydeorganizacióndelanormatividadinterna.

- Laorganizaciónycertificacióndelanormatividad,estándares y procedimientos internos para la miti-gaciónde los riesgosy consecuencias inherentesaestasactividades.

- Losindicadoresdecumplimientodelanormatividadinterna.


- Elplandedesarrolloorganizacionalparalasactivi-dadesenaguasprofundas.

• Se revisó el Reporte Anual de las Actividades enAguas Profundas relacionado con los diagnósticos del cumplimiento de la normatividad por proyecto, los hallazgos detectados en las auditorías, los re-portes de la revisión y análisis de las bitácoras, las contingenciasacontecidasenelperiodoylaidentifi-cacióndelasáreasdeoportunidad.

Con base en dichadocumentación, el 11de ju-nio del 2012, elÓrgano deGobierno de la Co-misiónexpidió la resoluciónCNH.E.08.002/12porlaquelaComisiónNacionaldeHidrocarburosemi-te su evaluación del cumplimiento de la resolución CNH.12.001/10porpartedePEMEXylaopinióncorrespondientealaSecretaríadeEnergía.

A través de la mencionada resolución, la Comisión es-tablecequePEMEXentregóinformaciónparaaten-derlosrequerimientosestablecidosenlasDisposicio-nes administrativas, así como los elementos técnicos y normativos específicos en materia de seguridadindustrial en aguas profundas necesarias para reali-zardichasactividades.

Adicionalmente,laCNHidentificódiversasáreasdeoportunidad y de mejora, y emitió observaciones, conlafinalidaddequePEMEXlleveacabolasac-ciones necesarias para reforzar la seguridad de sus

sistemasydemásactividadesenaguasprofundas.Enestesentido, laCNHestimónecesarioseñalaralaSENERquepararealizartrabajosdeperforaciónsimultánea en más de dos pozos en aguas ultrapro-fundas,aúnexistenelementosespecíficosquePEMEXdebefortalecerydocumentar.

Porloanterior,serecomiendaalaSENERreservarselafacultaddeestablecerrequerimientosespecíficosen materia de seguridad industrial para el otorga-miento de permisos o autorizaciones para la perfo-ración de pozos en aguas profundas y ultraprofun-das.Esto,conbaseenlosretostécnicosespecíficosqueimpliquenlostrabajosdeperforacióndecadapozo.

De igual forma,esopiniónde laComisiónque laSENER considere las observaciones y evaluacionesque realizaráesteórganodesconcentradoenma-teria de seguridad industrial para cada uno de los pozosaserperforadosenaguasprofundas.

• Por otro lado, se revisó la información correspon-dientealosavisosdeperforacióndelospozosHux-1, Nen-1, Talipau-1, Puskon-1, Kunah-1, Caxa-1,Trión-1,Supremus-1yKunah-DL.

RespectodelospozosTrión-1ySupremus-1seemi-tieronopiniones,yseremitieronalaSENER,conlafi-nalidaddequefuerantomadasenconsideraciónalotorgarselospermisosespecíficosdesuperforación.


Próximamente se emitirá la opinión relativa al pozo Maximino-1.

Mediante la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones administrativas, la CNH busca constatar que los trabajos en aguas profundas se realicen deformaeficienteyconformealasmejoresprácticasdelaindustria,yqueseprotejanentodomomentolaseguridaddelaspersonas,instalacionesymedioambiente.

Dichasaccionesserealizarándemaneraestrechaenel corto plazo y se trabajará de manera coordinada con PEMEX y la SENER, tomando en consideración lamagnitudqueimplicanlostrabajosenaguasprofundas,la peligrosidad que representan, la experiencia deMéxicoen lamateriay la inversiónrequerida.Enestesentido, se continuará el seguimiento a la evaluación del cumplimiento de las Disposiciones, y se establecerá una agenda de trabajo con el operador para la emisión de normatividad técnica complementaria para las actividades en aguas profundas y el fortalecimiento de lasDisposicionesadministrativas.

IV. TalleresEn relación con el tema de seguridad industrial en

aguas profundas, anteriormente descrito, y mediante la resoluciónCNH.03.006/12de fecha15demarzode2012,laCNHinstaurólarealizacióndetalleresparalarevisión de la información de la perforación de nuevos pozosenaguasprofundas.

Asimismo, dicha resolución regula la emisión delas opiniones que se desprendan de dicha revisión,en términos de las Disposiciones administrativas de carácter general en materia de seguridad industrial en aguas profundas y de acuerdo con las facultades de la Comisiónparainstaurarprocedimientosadministrativos.

Con base en dicha resolución fueron analizadas yopinadas las perforaciones de los pozos Trión-1 ySupremus-1,cuyasopinionesseencuentranpublicadasenla página de internet de la Comisión como resoluciones CNH.E.07.001/12yCNH.E.07.002/12.

V. MediciónUn elemento fundamental en la regulación del sector

de exploración y producción es la correcta medición de los flujos de hidrocarburos a lo largo de toda lacadena productiva. Esto no sólo permite cuantificarcorrectamente la producción, sino también identificaráreasdeoportunidadenlaoperacióndelsector.

La reducción en la incertidumbre de la medición fiscal, así como en la de la quema y venteo de gasimplica menores pérdidas económicas, desperdicio de energíanorenovableyemisionesdecontaminantes.Elestablecimiento de sistemas de medición es un trabajo conjunto de largo plazo entre las agencias reguladoras ylascompañíasdelsector.


En el caso deMéxico, PEMEX estableció los “PlanesRectoresparalaMedicióndeHidrocarburosenPEMEXPEP” 2007-2010 y 2011-2025, donde se describíanaspectos generales sobre la situación de los sistemas de medición.

Sin embargo, considerando que la medición dehidrocarburos era un tema demayor relevancia parala Nación, mediante una reforma a la Ley Federal de Derechos,elCongresodelaUnióninstruyóaPEPcontarcon sistemas de medición de volúmenes extraídos de petróleo crudo y gas natural, instalados en cada pozo, campoypuntodetransferenciadecustodia.Loanterior,con base en los lineamientos para la medición de los citadosvolúmenesqueemitieralaComisión6.

La CNH realizó la investigación y el análisis de la situación actual del sistema de medición en nuestro país, consideró las mejores prácticas de la industria y trabajó conjuntamenteconPEMEXyconelInstitutoNacionaldeMetrología (INM). Como resultado, el 30 de junio de2011sepublicaronenelDiarioOficialdelaFederaciónlos Lineamientos técnicos de medición de hidrocarburos, que fueronaprobadosel16de juniodeeseañoporparte del Órgano de Gobierno, mediante resolución CNH.06.001/11.

Dichos Lineamientos tienenpor objeto establecer loselementos,requerimientostécnicosyoperacionalesquedebenobservarseenlaplaneación,diseño,operacióny

6 Artículo 258 Quintus, LFD


evaluacióndelossistemasdemedicióndehidrocarburos,ydesarrollarsistemastelemétricosconfiablesysegurosquegenerendatosadisposicióndelaSHCP,delaSENERydelapropiaComisión,confinesfiscales,operacionalesy referenciales7.

DeacuerdoconlosLineamientos,PEMEXestáobligadoa mantener un estricto control de la cuantificación delos hidrocarburos a través de un sistemadegestión ygerencia de la medición de los volúmenes y la calidad de los hidrocarburos que se producen, transportan,almacenanotransfierenencustodiaohastaeldespachopara su ventaaotra subsidiaria, oparaexportación.LaCNHtambiénrequierequelossistemasdemediciónseanauditadosporunterceroindependiente.

Asimismo, se regulan los procesos de revisión, evaluación y supervisión del cumplimiento de los principios y criterios generales de medición de los hidrocarburos en lasactividadesdeexploraciónyproduccióndelosmismos.

Uno de los temas más relevantes para la Comisión es la disminución de los grados de incertidumbre de la medición de hidrocarburos en los diversos puntos,tomando en cuenta que para su transferencia entresubsidiarias, y para su venta o exportación, éstos, deben serlosmásexactos.

Por ello, para dar cumplimiento al programa de revisiónydiagnósticoinicialdelasituaciónqueguardan7•Medición Fiscal: Resultado de la cuantificación de volumen y calidad, obtenido a partir de sistemas de medición, y que es aplicado de manera oficial para la comercialización de hidrocarburos y pago de las contribuciones correspondientes.•Medición Operacional: Se realiza mediante el uso de equipos de medición en campo, sin propósitos de transferencia de custodia, venta interna o externa. La medición operacional es la requerida para el buen control de los procesos, de los pozos, separación, deshidratación, desgasificación, etc., así como de los niveles de los tanques de almacenamiento.•Medición Referencial: Medición que es comparada, calculada y utilizada con datos procedentes de los sistemas de medición con menor incertidumbre, estableciendo los principios de cómo corregir los valores producidos considerando que la medición más confiable es la que se realiza en los puntos de venta por estar más estables y limpios los productos.


los sistemas de medición, y con el objeto de estructurar las metas de cumplimiento a ser establecidas en el Plan Estratégicoparaelaño2012yparaelperiodo2013-2015,PEMEXylaComisióndebencontarconunplandetrabajo, con el objeto de dar cumplimiento a los niveles máximos de incertidumbre conforme a la siguiente tabla:

Tabla 9. Niveles máximos de incertidumbre

1/ La incertidumbre de los volúmenes extraídos de aceite y gas es de referencia y será ajustada con el resultado de las auditoríasquesellevaránacaboduranteelperiodojulio-diciembre2011.

2/Losvolúmenesdeaceiteygasnocontienenagua.

Tipo de Medición Incertidumbre2012

Incertidumbre2015

Gas 2/Aceite2/

Incertidumbre2012

Incertidumbre2015

Volúmenes extraídos en pozos y primeras baterías1/

Volúmenes exportados

Transferencia de custodia activos-GTDH

(entrega-recepción)

Venta subsidiarias

±15.0%

±0.3%

±1.0%

±0.3%

±8.0%

±0.25%

±0.5%

±0.25%

±15.0%

N/A

±5%

±2.0%

±10.0%

N/A

±2.0%

±1.0%


de datos y sistemas de tecnología de la información con las que cuente ese organismo descentralizado,ademásdeexpedir los instructivosquedebeobservarpara proporcionar la información de los proyectos de exploraciónyextracción,informesydatosquelesolicite.

Conbaseendichasatribuciones,durantelosprimerosaños de funciones, la CNH ha solicitado diversainformaciónatravésderequerimientosdirectosaPEMEXemitidosenformadeoficios,conplazosespecíficosdeatención,decuyocumplimientohadependidoengranmedida la conformación de bases de datos y los estudios hastalafecharealizados.

Transcurridaesta etapadeaprendizaje, laCNH hadetectado algunas de las necesidades específicas deinformaciónquepuedesolicitardemaneraperiódicaatravésdereportes.

Por lo anterior, la CNH se ha dado a la tarea dedesarrollarinstructivosdesolicitudesdeinformaciónque,atravésdeformatosqueestablezcanconclaridadlosplazosytipodedatosrequeridos,actualicencontinuayperiódicamenteinformacióndePEMEXrelacionadaconlosrubrosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.

Enestesentido,endiciembredelaño2011,elÓrganode Gobierno emitió la resolución CNH.E.09.002/11por la que la CNH emite el instructivo que PEMEX ysus organismos subsidiarios deberán observar para

A raíz de la publicación de los Lineamientos técnicos de medicióndehidrocarburos,laCNHtrabajóconjuntamenteconPEMEXparainiciarsuinstrumentación.Afinalesdelsegundosemestrede2011yaprincipiosdelaño2012,la Comisión recibió el Diagnóstico inicial de medición y el PlanEstratégicodeMedición2012.

Dichos documentos son analizados por la ComisiónconlafinalidaddeemitiropinionesalosmismosydarseguimientoalcumplimientodePEMEXendichamateria.

La supervisión al cumplimiento de estos Lineamientos se intensificará hacia finales del año 2012, ya queconstituye un tema de la mayor importancia en materia demediciónfiscal,perotambiénparadisminuirdeformaconstante los grados de incertidumbre en los puntos de transferenciayenpozosyprimerosseparadores.

VI. Instructivos

LainformacióntécnicadehidrocarburosenrubrosdeexploraciónyexplotaciónesmateriaprimaparalaCNH.A partir de ésta, es posible realizar análisis, estudios, evaluaciones y dictámenes para cumplir con la regulación ysupervisióndelasactividadesquelecompeten.

EsporelloqueelCongresodelaUniónyelEjecutivoFederalconfirieronalaCNHlasfacultadesderequerira PEMEX toda la información técnica necesaria parael ejercicio de sus atribuciones, acceder a las bases


proporcionar la información relativa a los contratos integralesdeexploraciónyproduccióndehidrocarburosquecelebrenconpersonasfísicasomorales.Loanterior,con la finalidad de recibir la información que debeinscribirse en el Registro Petrolero en términos de lo establecidoporelartículo4,fracciónXXIdelaleydelaCNH.

Asimismo, en el mes de febrero de 2012 se emitióla resoluciónCNH.02.001/12,por laque laComisiónemiteel instructivoquePEMEXdeberáobservarparaproporcionar la información relacionada con las oportunidades exploratorias, éstas entendidas como unaacumulaciónpotencialdehidrocarburoquerequierede mayor evaluación y datos para considerarlo como prospecto.Esdecir,pararealizarelanálisisdecálculode los recursos prospectivos del país es necesario conocer el número de las oportunidades exploratorias, suporcentajedeéxitopromedioysutamaño,asícomoelconocimientogeológicoylamadurezdelosplays.

Enmarzodelpresenteaño,elÓrganodeGobiernoemitiólaresoluciónCNH.03.007/12ylaCNH.03.008/12atravésdelascualesseinstruyeaPEMEXaentregarinformación relacionada con el Artículo 10 de lasDisposiciones administrativas de carácter general en materia de seguridad industrial en aguas profundas, así comorelativaalacarteradeproyectos,respectivamente.

Enelprimer caso,dicho instructivo tiene lafinalidadde recibir información sobre los nuevos pozos a perforar enaguasprofundas,aefectodequelaComisiónestéenposibilidaddeemitirsurespectivaopinión.

En el segundo caso, la CNH requiere informaciónrelacionada con el escenario de cartera de proyectos, el cual representa el conjunto de actividades planeadas en unhorizontedetiempo,quedefineaspectostalescomoinversión, producción, metas físicas y costos, entre otros, que al ser evaluados tienen como objetivo identificary planear el desarrollo de proyectos para maximizar el valor económico de los hidrocarburos, considerandounequilibrioentreloscostos,beneficios,riesgoyvalor.Asimismo, un escenario de cartera de proyectos busca alinear cada uno de estos en lo individual y en su conjunto, con la política energética del país, así como con la estrategia de negocios y con la capacidad de recursosdeloperador.

Actualmente, la CNH trabaja en coordinación con PEMEXenlaintegracióndelos instructivosdereservasdehidrocarburos,deexplotación,dederramesyfugas,asícomodemedición.

3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos46

Informe de labores

2010 • 20112011 • 2012


I. Elementos técnicos en apoyo a la determinación de la plataforma de producción y la tasa de restitución de reservas

Las primeras dos atribuciones establecidas por el PoderLegislativoenelartículo4delaleydelaComisiónNacional de Hidrocarburos están relacionadas con aportarloselementostécnicosparaeldiseñoydefiniciónde la política de hidrocarburos del país y participarconlaSecretaríadeEnergía,enladeterminacióndelapolíticaderestitucióndereservas.

Considerandoqueen losúltimos30añosunade lasprincipalesdificultadesquehaenfrentadoelsectordeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenMéxicoeslafaltadepolíticaenlamateria,laCNHharealizadoungranesfuerzoparaidentificarlosprincipalesretosyoportunidadesdelsector.

Periodo 2010-2011Duranteelperiodocomprendidoentrejuliode2010y

juniode2011,laCNHelaboróeldocumentodenominado“Elementos Técnicos para el Diseño y Definición de laPolíticadeHidrocarburos”.Dichodocumento,entregadoa la Secretaría de Energía el 1 de marzo de 2011,plantealoselementostécnicosquesedebenconsiderarenlaelaboracióndelapolíticaenlamateria.

La principal problemática del sector de exploración y explotaciónqueseanalizaeslafaltadeplaneaciónalargoplazoqueenfrentalaindustria.

Las principales recomendaciones expuestas son:

• SibienlosproyectosdeaguasprofundasydelAc-tivo IntegraldeAceiteTerciariodelGolfo(Chicon-tepec)debenmantenersedentrodelaagendape-troleradelpaís,serequieredesarrollarprimerolas


capacidades tecnológicas, económicas y administra-tivasnecesarias.Serecomiendanoapresurarseenel desarrollo de ambos tipos de proyectos, y en el casoparticulardeChicontepecsesugierecontinuarcon los estudios del subsuelo y los laboratorios de campo antes de seguir con la estrategia actual de explotaciónmasiva.

• Concentrarlosesfuerzosdeexploraciónydesarrolloenlasaguassomerasyentierra,yaqueahíseen-cuentracasiel50%delosrecursosprospectivosdelpaís.

• Incrementarsustancialmentelaactividadexplorato-riaenelpaís.

• Debidoalaltoporcentajedecamposqueseencuen-tran en declinación o plateau, se recomienda una línea estratégica de acción para desarrollar un plan generalderecuperaciónmejoraday/osecundaria,quepermitaoptimizar la fasefinaldeproduccióndedichoscamposyasíelevarelfactorderecupe-ración.

• Establecer un plan nacional estratégico de explo-ración y producción degas no asociado, a fin defortalecerlatransiciónenergéticanacional.


de 2012, la CNH elaboró el estudio “Plataforma deProducción y Restitución de Reservas de Hidrocarburos 2012-2026”.EnélsepresentanlasestimacionesanualesdelaComisiónparaelperiodo2012-2026respectoalo siguiente:

• Produccióndereservas.

• Restitucióndereservas

• Pozosexploratoriosaperforar.

• Pozosdedesarrolloaperforarportipodehidrocar-buro.

• Equiposdeperforaciónrequeridosporregión.

• Inversionesenexploraciónrequeridas.

• Inversionesenexplotaciónrequeridas.

Dicho documento, cuyo objetivo era proveer deelementos técnicos a la Secretaría de Energía paraanalizar los escenarios de producción presentados porPEMEX, fuepresentadoa ladependenciafederalen distintas reuniones de trabajo en el marco de la elaboracióndelaEstrategiaNacionaldeEnergía(ENE).Las principales conclusiones del estudio son las siguientes:


• Elescenariodeproducciónyrestitucióndereservas,presentadodentrodelaENEcomoescenario,esfactibledesdeelpuntodevistadelpotencialderecursospetroleros.Noobstante,paraalcanzarlasmetasmenciona-das,elpaísrequiere:

- Triplicarlainversiónenexploraciónylaactividadexploratoria.Estodebeiniciaralabrevedad,yaquecadaañoderetrasoponeenriesgoelcumplimientodelasmetasestablecidas.

- Incrementarenmásdeldobleelnúmerodepozosdeexplotaciónaperforar.Elaumentomássustantivodeberáserenlasregionesmarinas.Cabemencionarqueen2011PEMEXperforóalrededorde40po-zosdeexplotaciónenlasaguassomerasdelpaís,yen2026serequeriránmásde210pozosenaguassomerasymásde100enaguasprofundas.

- Comoconsecuenciadelamayoractividaddeperforacióntambiénserequiereincrementarelnúmerodeequiposdeperforacióndisponiblesenelpaís.

- El número de campos de aceite en operación en el país también deberá crecer sustancialmente, para pasarde392camposen2011amásde800,en2026.Esprimordialqueelmayoraumentosesusciteencamposdeaguassomeras,dondeactualmentePEMEXopera43campos;en2026deberáoperar245,esdecir,6vecesmás.


II. Documentos técnicos

Un elemento de gran importancia en la planeación de la exploración y explotación de los hidrocarburosdelpaíseslafacultadquetienelaCNHparaformularpropuestas técnicas para optimizar los factores de recuperaciónenlosproyectosenlamateria.Enusodedicha atribución, la Comisión elaboró 2 documentostécnicoscomoherramientadeinvestigaciónyanálisisenel sector:

a) DT-2. La tecnología de exploración y producción en México y en el mundo

Endiciembrede2011,laCNHpublicóelDocumentoTécnico-2 (DT-2), “La Tecnología de Exploración yProducciónenMéxicoyenelMundo:SituaciónActualyRetos”, el cual presenta un diagnóstico del estado de la tecnología utilizada para las actividades de exploración yproducciónenMéxicoyenelmundo.

Mediantedichoestudiosecomprobólarelacióndirectaentre los precios y el desarrollo de nuevas tecnologías, yaqueduranteperiodosdepreciosbajos la inversiónen desarrollo de tecnologías fue menor. Además,debe destacarse el desempeño de las compañíasinternacionales, las cuales, en busca de nuevos yacimientos en zonas difíciles (aguas profundas, ultraprofundas o shalegas)invirtieronennuevastecnologíastalcomolasísmica3D.Enloanteriordebetomarseencuentaque

susmotivacioneshanestadoencaminadasalaseguridadenergética, reducción de importaciones y desaceleración enelcambioclimático.

El documento también señala que a pesar de losesfuerzosquePEMEXharealizadoenlosúltimosaños,nohapodidocerrarlabrechatecnológica,principalmentepor falta de personal capacitado, una estructura organizativaadecuadayrezagoenlamateria.

DentrodelasrecomendacionesdelDT-2seencuentranlas siguientes:

• Énfasiseneldesarrollodereservasprobadas.

• Implementacióndealgunastecnologíascríticas,comolarecuperaciónsecundariaomejorada.

• Exploración y explotación de nuevas fuentes deenergíacomoelshalegas.

• Cambiosorganizativosyaumentodepersonal ca-pacitado.

• Mayorparticipacióndeinstitucionesdeinvestigacióny educación como el Instituto Mexicano del Petróleo, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Cona-cyt), laUniversidadNacionalAutónomadeMéxico(UNAM)yelInstitutoPolitécnicoNacional(IPN).


b) DT-3. Clasificación de proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos

Conelfindejerarquizarlosproyectosdeexploracióny producción de hidrocarburos de acuerdo con surentabilidad, incertidumbre y volumetría y con ello aportarelementostécnicosparaeldiseñoydefinicióndelapolíticadehidrocarburos,laCNHrealizóelDocumentoTécnico-3 (DT-3): “Clasificación de los Proyectos deExploraciónyExplotacióndeHidrocarburos”.

Segúneldocumentodereferencia,elprimerpasoparajerarquizar losproyectosdeexploraciónyexplotaciónesconceptualizarlos,estoes,identificarcuáleslaunidadeconómica relevante, que se denominó “proyecto deinversión”o“proyecto”.

Las compañías certificadoras de reservas dehidrocarburostomancomounidadeconómicarelevanteelcampopetrolero.Conformeadichalógica,ladefinicióndeproyectoqueseempleóenelDT-3fuelasiguiente:

• Paraproyectosdeexplotación(desarrollodereser-vas),campocuyareserva2Pseasuperiora10mi-llonesdebarrilesdepetróleocrudoequivalente.

• Paraproyectosenexploración,localizaciónaproba-dacuyorecursoprospectivomedioseasuperiora10millonesdebarrilesdepetróleocrudoequivalente.


Bajo esta definición, de un total de 683 camposcon reservas de hidrocarburos y 275 localizacionesexploratorias aprobadas, se identificaron un total de383 proyectos, de los cuales 184 son proyectos deexplotacióny199proyectosdeexploración.

Debido a lo anterior, a partir de la evaluación de cada uno, en el documento se realizó la descripción estadística de los indicadores de rentabilidad, incertidumbre, materialidad (medida con reservas 2P y recursoprospectivomedio)yfondeo.

Los indicadores se calcularon con base en información proporcionadaporPEMEXyempleandometodologíasde uso general, entre las que se encuentran el valorpresente neto, el valor presente de inversiones, las razones financierasyladesviaciónestándardelaestimacióndereservasydelosrecursosprospectivos.

Enestedocumentono se incorporaronproyectosquePEMEXnohubieraevaluadoniidentificado,como:

• Proyectosde recuperación secundariay/omejora-da.

• Proyectosdeexploraciónsubsalina.

• Proyectosdegasdelutita.

Si bien estos sonproyectos fundamentalespara unacorrectaclasificacióndeltotaldeproyectosenelpaís,nosecuentaconinformaciónparaello.

Esimportantemencionarquealgunosdelosproyectosarriba mencionados podrían ser sumamente rentables y competirconlosqueactualmenteexisten.

Dentro del documento de trabajo DT-3 también seexcluyóelvalorqueagregaalosproyectoslaposibilidaddemodificarelplandeinversiónalolargodesuvida(loquecomúnmentesevalúamedianteopcionesreales).

CabemencionarqueelanálisisrealizadoenelDT-3noessuficienteparajustificarlaasignaciónderecursosfinancieros a ciertos proyectos; sin embargo, sirve deherramientadeanálisisparaestudiar si lasdecisionesde inversión tomadas encuadran en una estrategia de generacióndevaloreconómico.

Lacaracterizaciónde losproyectos identificadosconbase en sus indicadores de rentabilidad, incertidumbre, materialidad y fondeo arrojó las siguientes conclusiones:

• LosproyectosdeChicontepecpresentanbajosnive-les de rentabilidad y elevada incertidumbre respec-to al total de proyectos y no sólo en relación con los deexplotación.


• El100%delosproyectosenChicontepecseencuen-tra en el grupo de menor rentabilidad y mayor in-certidumbre.Apesardeesto,el75%deéstostie-nenrecursosasignadosen2011oen2012.

ElpresupuestoejercidoenChicontepecdurante2011ascendióa26,744millonesdepesos,querepresen-tael12%del totalde inversiónenexploraciónyproduccióndePEMEX,ysignificóel86%delpresu-puestoejercidoparaexploraciónenesemismoaño.

• Variosproyectosexploratoriossecomparanfavora-blemente en términos de rentabilidad y volumetría conrespectoaotrosdeexplotación.

El30%delosproyectosconmayorrentabilidadyvolumetría son exploratorios; sin embargo, apenas el22%delosexploratoriosseencuentrafondeado.Elpresupuestoejercidoen2011paraexploraciónfue de 31,133 millones de pesos, que representóapenasel13.5%deltotalderecursosdePEMEX.

Los proyectos exploratorios se muestran competitivos en términos de rentabilidad y volumetría, a pesar de queelVPNpodríasubestimarsuverdaderarentabi-lidad.Destacaquelaevaluaciónrealizadanocon-sidera las dependencias existentes entre objetivos exploratorios,yaqueelincorporarestainformación

aumentaría la rentabilidad de éstos al considerar laposibilidaddemodificarelplandeinversiónalolargodelavidadelproyecto(loquecomúnmentesevalúamedianteopcionesreales).Elanálisisrespecti-voserátemadeundocumentoposterior.

• Losproyectosexploratoriosenaguassomeraspre-sentan un indicador de rentabilidad significativa-mente superior a los de aguas profundas y una me-nor incertidumbre. Esto es, los proyectos en aguassomeras dominan tanto en rentabilidad como en in-certidumbrealosdeaguasprofundas.

Conformealametodologíapresentada,el75%delos proyectos exploratorios en aguas profundas pre-sentanunindicadorderentabilidadnegativo.

• Losproyectosdegasnoasociadosonatractivoseco-nómicamente; sin embargo, no pueden competir en términos de rentabilidad con los de aceite, debido a queéstospresentanunindicadorderentabilidad5vecessuperioralosdegasnoasociado.

Losproyectosdegasnoasociadoqueseubicanenlacuenca de Veracruz y Macuspana se concentran en losdecilesdemayorrentabilidad.


III. Estadísticas de eficiencia operativa

Hastahaceunosañoselaccesoalainformaciónsobreindicadoresdeoperación,financierosyestadísticosdelsector petrolero en el país era limitado; en un principio la únicafuentedeinformacióneraPEMEX,yposteriormentesecreóelSistemadeInformaciónEnergética(SIE).

Dentro de las atribuciones de la CNH está la de dar seguimiento y analizar los principales indicadores de PEMEX,asícomoestablecermecanismosdeevaluacióndelaeficienciaoperativaenlaexploraciónyexplotaciónde hidrocarburos.Conbaseenestemandato legal, ybajo la premisa de transparencia de la información, la CNH desarrolló y publicó en su página webwww.cnh.gob.mxunaseriedereportesdehidrocarburosque buscan dar seguimiento puntual a las principalesvariablesenmateriadeexploraciónyexplotación.

Periodo 2010-2011

Enelperiodocomprendidoentrejuliode2010yjuniode2011,laCNHpublicólossiguientesindicadores:

• Seguimiento del proyecto Aceite Terciario del Gol-fo (ATG). Este reporte tiene como objetivo monito-rear mensualmente la producción del proyecto según sus principales áreas y compararla con la estimada por PEMEX en su Programa Operativo TrimestralI.Unbuen indicadorde laeficienciaoperativade

un proyecto es la desviación de las estimaciones de producción respecto a la observada; entre mayor sea la diferencia entre la producción observada con laestimada,mayorserálaineficienciaoperativadelproyecto.

• Seguimiento de la Quema y Venteo de Gas. Este reporte tiene como objetivo publicar el cumplimiento delasmetasenmateriadequemayventeodegasestablecidasporPEMEX.

• Reporte del POT-I de PEMEX. Este reporte brinda la posibilidad de dar seguimiento al Programa Opera-tivoTrimestralIparaefectosdeanálisisdeeficienciaoperativaenmateriadeexplotacióndecampos.

• Indicadores de perforación. Un indicador clave en la medición de eficiencia operativa es la relaciónentreequiposdeperforaciónypozosperforados;bajoestaidea,dichoindicadorseactualizatrimes-tralmente.


de2012,laCNHpublicólossiguientesindicadores:

• Indicadores de producción de gas natural. Tienecomo objetivo reportar mensualmente la producción degasnaturaldelpaís,poractivodeproducción.


• Indicadores operativos del campo Akal del Activo de Producción Cantarell.TienecomoobjetivoconocerlaeficienciaoperativaenlaexplotacióndelcampoAkal;darseguimientomensualalaproduccióndeaceite,gasyaguaporzonadeexplotacióndelyacimiento,asícomoalapresiónyrelacióngas/aceite.Igualmenteanivelpozoseanalizaladistanciaacontactogas-aceite,contactoagua-aceiteycierreyreaperturadepozos.Adicionalmente,enotroreportesepresentalainformaciónhistóricadelosindicadoresdescritos.


Figura 3. Reporte operativo del campo Akalwww.cnh.gob.mx/indicadores

KL 78 94 86 49 40 6 -3NW 220 83 84 58 41 36 -79NE 142 92 67 47 25 25 -13SW 92 49 20 0 6 3 -1SE 105 43 11 7 7 9 -2C-43 192 N/D N/D N/D N/D 8 -13

Producción observada y pozos operando (Histórico y últimos 12 meses)

Campo AkalProm.

2000-2007 2008 2009 2010 2011 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 Prom.Aceite (mbd) 1,741 934 541 366 314 316 300 296 272 261 252 264 249 244 247 240 235 247Gas (mmpcd) 688 1,576 1,452 1,217 1,015 996 891 884 869 861 873 936 935 930 931 937 935 925Agua (mbd) 4 56 62 68 103 115 113 110 96 100 101 118 119 116 103 95 92 106Pozos Oper. (núm.) 191 171 162 152 161 184 173 162 158 165 163 161 173 166 171 176 169 168

Relación Gas/Aceite observada por bloque, promedio de los pozos (pc/bl) (Histórico y últimos 12 meses)

BloqueProm.

2000-2007 2008 2009 2010 2011 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 Prom.C-43 501 3,962 2,470 7,760 10,305 17,252 10,494 8,429 12,417 11,821 3,413 4,973 5,814 4,117 2,116 3,515 2,551 3,786KL 393 1,182 2,433 3,355 3,043 3,101 2,578 2,722 3,125 3,437 4,217 4,181 6,782 4,873 5,399 5,912 6,446 5,402NE 452 3,718 6,820 9,562 8,476 11,973 5,717 5,363 5,537 8,777 6,574 7,901 8,440 7,603 7,320 6,773 7,758 7,481NW 400 2,237 5,381 7,169 6,083 7,320 6,132 5,601 5,440 5,645 5,235 4,372 7,532 6,511 6,049 6,355 4,102 5,737SE 460 4,981 7,099 9,176 5,373 3,389 2,635 4,695 10,226 10,307 2,841 2,038 2,323 3,971 4,736 4,147 3,683 3,391SW 411 3,398 5,062 4,664 3,496 3,522 2,653 2,206 3,962 3,640 3,665 2,906 2,705 2,994 3,030 3,124 3,376 3,114

Total Akal 421 2,977 5,216 6,364 5,013 5,708 3,920 3,813 5,403 5,896 4,293 4,094 5,163 4,796 4,814 4,912 4,685 4,680

Presión por bloque /3 (kg/cm2) Variación de la presión por bloque (%) Cierre y reapertura de pozos cíclicos 2012 /4 (núm.)

Bloque Prom. 2001-2007

2008 2009 2010 2011 2012 Bloque Acum. 2001-2007

2008 2009 2010 2011 2012 Acum. 2001-2012

Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

C-43 103.3 96.6 90.3 81.2 74.3 74.0 C-43 -4.9% -3.1% -6.5% -10.1% -8.5% -0.4% -29.3% Cierres 9 17 28 19 18 24 22 137KL 85.4 61.3 53.8 46.3 46.2 46.2 KL -35.0% -8.9% -12.3% -14.0% -0.2% -0.1% -55.5% Reaperturas 2 11 27 14 19 23 13 109NE 99.4 86.8 75.8 72.6 72.1 71.8 NE -11.7% -6.2% -12.7% -4.2% -0.8% -0.4% -31.5%NW 98.4 81.6 71.6 66.0 65.2 65.1 NW -15.3% -8.1% -12.3% -7.8% -1.3% -0.2% -37.9% Terminaciones y Reparaciones Mayores de pozos 2012 /5 (núm.)SE 100.0 91.9 89.8 89.0 88.3 87.1 SE -9.8% -2.8% -2.3% -0.9% -0.7% -1.4% -16.9% Actividad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalSW 99.9 92.5 87.8 87.4 87.0 86.3 SW -9.4% -2.6% -5.1% -0.4% -0.4% -0.8% -17.6% Terminaciones 2 2 1 0 1 0 1 7

Total Akal 97.7 85.1 78.2 73.7 72.2 71.7 Total Akal -14.3% -5.1% -8.2% -5.7% -2.1% -0.6% -31.4% Rep. mayores 6 6 4 6 4 4 8 38

* Abreviaturas: CGA= Contacto Gas-Aceite, mv = metros verticales, mv/año = metros verticales por año, mbd= miles de barriles diarios, mmpcd= millones de pies cúbicos diarios, pc/bl = pies cúbicos por barril, num.= número, kg/cm 2 = kilogramo por centímetro cuadrado.

Reporte Operativo del campo Akal del Activo de Producción Cantarell /1

Julio de 2012

A-A' Norte

B-B' Sur

Espe sor

(mv) 2007 2011 2012 /2

Velocidad promedio de avance del CGA (mv/año)Blo que

Zona2008 2009 2010

C-3

17C

-33H

C-5

5HC

-108

8S

IHIL

-9S

IHIL

-7S

IHIL

-23

C-1

008

C-3

057

C-3

094H

C-2

119

C-3

068

C-3

006D

C-1

034

C-3

004

C-1

024D

C-1

026

C-1

046

C-1

024

C-3

054

C-1

012

C-1

006

C-1

028D

C-1

028

C-1

014

C-1

012D

C-3

017

C-3

034

C-3

096

SIH

IL-1

9C

-102

6DC

-104

8DC

-98D

C-1

047D

C-3

050

C-1

029

C-3

007D

C-9

7DC

-302

9DC

-93D

C-1

148

C-7

5DC

-307

7C

-308

5C

-305

6C

-99

C-1

019

C-3

089

C-3

018

C-3

047D

C-5

3DC

-100

1AC

-300

5DC

-95D

C-3

003D

C-1

023

C-3

099H

C-3

035D

C-1

027D

C-3

045D

C-3

007

C-3

084

C-3

065

C-3

020

C-3

045

C-1

067D

C-3

072

C-3

003

C-3

030

C-1

090

C-1

061D

C-3

081

C-1

021D

C-3

059H

C-1

048

C-1

063D

C-1

065D

C-3

095H

C-3

085D

C-9

1DC

-304

7C

-103

1DC

-300

2DC

-106

8DC

-304

2C

-300

1C

-303

2DC

-308

3C

-61

C-2

062

C-2

078

C-2

074

C-2

072

C-4

064

C-2

102

C-2

078D

C-4

2C

-206

1C

-209

4DC

-44

C-2

076D

C-2

078A

C-2

084

C-4

2HC

-210

4C

-207

6C

-206

0HC

-205

8C

-2H

C-2

092

C-2

091

C-2

239

C-2

222

C-8

8HC

-38

C-2

054

C-1

001

C-2

8C

-6A

C-2

29C

-448

DC

-225

7C

-247

DC

-8D

C-2

098H

C-4

71C

-4D

C-4

31C

-46

C-2

45C

-487

C-2

297

C-4

75C

-476

C-8

6DC

-285

C-5

8C

-207

C-2

6DC

-245

DC

-488

C-2

293

C-4

73C

-468

DC

-225

7DC

-46D

C-3

013

C-4

90H

C-2

295D

C-4

48C

-474

C-2

299D

C-2

8DC

-489

DC

-227

DC

-68D

C-3

012

C-4

35C

-227

9C

-210

1HC

-265

C-4

09C

-36D

C-3

083D

C-4

27C

-408

DC

-470

C-2

275A

C-2

135

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

2,900

3,100

3,300

3,500Cima del pozo Base del pozo Contacto Gas-Aceite

Producción 2000-2012Mapa de bloques del campo Akal

W EBloque KL Bloque NW Bloque NE

78 mv

220 mv 142 mv

W EBloque SW

Bloque C-43Bloque SE

192 mv105 mv92 mv

KLNW

NE

SW SE

C43

A A´

B B´

A

B

A´

B´

Bloques y ventanas de producción en Akal

Norte

Sur /1 Akal es el principal campo del Activ o de Producción Cantarell. La información tanto histórica como del mes reportado es la proporcionada por Pemex Ex ploración y Producción mediante los reportes de seguimiento mensual (actualizada al 24-08-2012). /2 Promedio 2012 de enero a julio. Pemex reporta que en marzo realizó mediciones en los niv eles de los bloques C-43, NW y SE, mismos que al compararlos con los reportados anteriormente significarían un retroceso en el av ance, de ahí las cifras presentadas./3 Se utilizaron promedios móv iles de 3 meses. El promedio 2012 se calcula de enero al mes del reporte./4 Los pozos cíclicos son aquellos que presentan una alta RGA o un alto % de agua, y por ello son cerrados para estabilizarse y posteriormente, son reabiertos. El último mes reportado en los cierres es preliminar, debido a que hasta que ocurre más de un mes sin producción éste se oficializa./5 Las terminaciones y reparaciones may ores de pozos están reportadas con base en la fecha de entrada en operación./6 La distancia que determina si un pozo está dentro o fuera del CGA es con base en su cima y al promedio aprox imado del niv el del CGA del bloque, el cual puede presentar div ersas profundidades dentro del mismo, por lo que la distancia al

2012

Distribución de pozos operando durante el mes de julio de 2012 y su distancia respecto al contacto promedio Gas-Aceite en cada bloque /6

Espesor de la ventana de aceite y velocidad de avance del CGA* por bloque

2012

Prod. aceite = 3 mbdProd. gas = 11 mmpcd


Prod. aceite = 28 mbdProd. gas = 217 mmpcdPozos operando = 23

Prod. aceite = 40 mbdProd. gas = 194 mmcdPozos operando = 32

Prod. aceite = 58 mbdProd. gas = 125 mmpcdPozos operando = 25


C-43 KL NE NW SE SW

Prof

undi

dad

(mv)

Total de pozos operando en el campo Akal en la zona de gas = 57 pozos

Total de pozos operando en el campo Akal en la zona de aceite = 112 pozos

2011

20122011

2011Histórico

1,3581,602

1,8122,0422,052

1,9451,713

1,402

934

541366 314 316 300 296 272 261 252 264 249 244 247 240 235517 580 659 744 747 708 662

885

1,5761,452

1,2171,015 996 891 884 869 861 873 936 935 930 931 937 935

0

400

800

1,200

1,600

2,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

ago-

11

sep-

11

oct-1

1

nov-

11

dic-

11

ene-

12

feb-

12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

Aceite (mbd) Gas (mmpcd) Agua (mbd)


• Indicadores operativos de los campos Ku, Maloob y Zaap del Activo Ku-Maloob-Zaap. Actualmente, el ac-tivoKu-Maloob-Zaapeselprincipalproductordeaceitedelpaís,porloquedarleseguimientoalaeficienciaoperativadesuexplotaciónesdegranimportanciaparalaCNH.Enestereportesedaseguimientoalapro-duccióndeaceite,gasyaguaporcampo,asícomoalapresiónyrelacióngas/aceite.Igualmenteanivelpozoseanalizaladistanciaacontactogas-aceite,contactoagua-aceiteycierreyreaperturadepozos.

• Indicadores de producción y distribución.Comocomplementoaloslineamientostécnicosdemedicióndehi-drocarburos,laCNHdefinióestereporteparaelseguimientoalaeficienciaoperativaenlamedicióndepro-ducciónydistribución.

Figura 4. Reporte de producción y distribución de hidrocarburoswww.cnh.gob.mx/indicadores

Producción y distribución de aceite(Miles de barriles diarios)

I II III IV Prom Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Prom

Producción 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,576 2,572 2,558 2,525 2,547 2,550 2,518 2,543 2,550 2,540 2,542 2,538 2,523 2,536

Distribución 2,986 3,106 3,163 3,358 3,363 3,320 3,234 3,058 2,754 2,594 2,549 2,547 2,534 2,458 2,522 2,515 2,451 2,469 2,490 2,459 2,472 2,442 2,410 2,456

Refinación2\ 1,367 1,349 1,447 1,509 1,489 1,487 1,445 1,356 1,347 1,362 1,191 1,163 1,189 1,171 1,166 1,172 1,218 1,256 1,187 1,227 1,272 1,258 1,231 1,235

Exportación 1,620 1,757 1,716 1,848 1,874 1,833 1,789 1,701 1,407 1,232 1,358 1,384 1,345 1,288 1,357 1,343 1,233 1,213 1,303 1,232 1,200 1,183 1,179 1,220

Diferencia total 25.6 21.4 14.0 13.3 20.2 13.5 21.8 17.9 37.4 8.0 27.1 24.4 24.1 66.6 24.3 34.9 66.5 74.3 60.0 81.0 69.9 96.3 112.5 80.0

Diferencia porcentual(producción - distribución)

0.8% 0.7% 0.4% 0.4% 0.6% 0.4% 0.7% 0.6% 1.3% 0.3% 1.1% 1.0% 0.9% 2.7% 0.9% 1.4% 2.6% 2.9% 2.4% 3.2% 2.8% 3.8% 4.5% 3.2%

Notas:1\ Promedio móvil a seis meses de las diferencias entre la producción nacional de aceite y el volumen de aceite distribuido (Exportación+Refinación).2\ Aceite entregado a "Refinación", a "Maquila", a la "Cangrejera" y a "La Venta" del Balance de distribución de crudo .3\ Diferencia entre el volumen de aceite producido y distribuido como porcentaje de la producción.Fuente: Base de Datos Institucional de PEP (BDI al 27-ago-12). Reportes consultados: Producción de crudo por proyecto y Distribución de crudo .

Página 1 de 2

Diferencia entre producción y distribución3\

Julio de 2012

2003 2004

Distribución de aceite(Miles de barriles diarios)

Reporte de producción y distribución de aceite

2005 2006 2007 20082011 2012

Concepto 2009 20102000 2001 2002

Producción menos distribución de aceite1\

(Miles de barriles diarios)

2,98

63,

106

3,16

33,

358

3,36

33,

320

3,23

43,

058

2,75

42,

594

2,54

92,

547

2,53

42,

458

2,52

22,

451

2,46

92,

490

2,45

92,

472

2,44

22,

410

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

I-201

1II-

2011

III-2

011

IV-2

011

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

2012

Refinación

Exportación 0.8%

0.7%

0.4%

0.4% 0.

6%0.

4% 0.7%

0.6%

1.3%

0.3%

1.1%

1.0%

0.9%

2.7%

0.9%

2.6% 2.

9%2.

4%3.

2%2.

8%3.

8%4.

5%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

I-201

1II-

2011

III-2

011

IV-2

011

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

2012

-20

0

20

40

60

80

100

ene-

00ju

l-00

ene-

01ju

l-01

ene-

02ju

l-02

ene-

03ju

l-03

ene-

04ju

l-04

ene-

05ju

l-05

ene-

06ju

l-06

ene-

07ju

l-07

ene-

08ju

l-08

ene-

09ju

l-09

ene-

10ju

l-10

ene-

11ju

l-11

ene-

12ju

l-12

Promedio móvilTendencia


• Indicadores de la actividad exploratoria. Al igual que enmateria de explotación de hidrocarburos,laCNHdefinió los indicadoresdeeficienciaope-rativa en lo que se refiere a la exploración; conéstos se elaboró un reporte cuyo objetivo es dar seguimiento, entre otros elementos, a los siguientes puntos: éxito exploratorio, restitución de reservas por nuevos descubrimientos y total, resultado de la perforacióndepozosexploratorios.

• Indicadores de volumen de petróleo crudo de-rramado y fugas de gas natural. En un esfuerzo conjunto con la Procuraduría Federal de Protección alAmbiente(Profepa), laCNHpublicóelreportede volumen de crudo derramado y fugas de gas natural, que tiene como objetivo dar seguimientoalaeficienciaoperativaenrelaciónconelmedioambiente.

• Indicadores financieros y precio de hidrocarbu-ros.Un indicadorclavedelaeficienciaoperativade un proyecto de exploración o explotación de hidrocarburos es la rentabilidad antes y despuésde impuestosdedichasactividades.Conesteob-jetivo laCNHpublicóeste reportefinancieroqueda seguimientoanuala los resultadosdePEMEX.Como complemento también se publica un reporte depreciosdehidrocarburosparaefectosderefe-rencia.

Finalmente, en este periodo, la CNH publicó las series históricas mensuales desde 1960 de los siguientesindicadores, a nivel campo:

• Produccióndepetróleo.

• Produccióndegasnatural.

• Pozosproductoresdepetróleo.

• Pozosproductoresdegasnatural.

IV. Registro de Información Geológica y Registro Petrolero

Registro de Información GeológicaEl Registro de Información Geológica (RIG) surgió

enelmarcodelaReformaEnergéticade2008,comorespuesta al compromiso del Gobierno Federal en la transparencia y acceso a la información. Conforme ala Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, este órgano debe recabar, analizar y mantener actualizada la información y estadística geológica y geofísica, entre otrosindicadores.

Asimismo, el Ejecutivo Federal, a través del Reglamento de la LR27 integró el RIG en el SistemaNacional deInformación de Hidrocarburos (SNIH), el cual tienecomo objeto sistematizar y mantener actualizada la


información relevante en la materia de los registros administrativosdenaturalezadeclarativa.

Conforme al Reglamento mencionado, el RIG está a cargo de la CNH y debe contener los estudios de cuencas que han sido exploradas o explotadas, asícomo los sistemas petroleros, la información geológica de pozos exploratorios y la actualización de los recursos prospectivos.

En este sentido, el RIG se constituyó como un sitio electrónico en el que la CNH integra y publica lainformacióngeológico-petroleradecaráctertécnicoqueconsideraelprocesodeexploracióndePEMEX.Dichainformación es validada y actualizada por el organismo descentralizado,porloquesuintegraciónsetraduceenunesfuerzoconjunto.

LainformaciónconlaquecuentaactualmenteelRIGes la siguiente:

• Provinciasgeológicas(48),definidasporpolígonosquerepresentanlasáreascartografiadasdelasu-perficie sólidadelplaneta, caracterizadaspor susrocas,estructurayporunasecuenciadeeventosqueintegranunahistoriaevolutivasingulardiferentealade las áreas adyacentes, las cuales están separadas porlímitesestratigráficos,tectónicosoporambos.

• Provincias petroleras (12), que reflejan las áreasdonde existen cantidades comerciales de petróleo,

delascualesseissonproductoras:Sabinas-BurroPi-cachos,Burgos,Tampico-Misantla,Veracruz,Surestey Golfo de México Profundo; seis tienen potencial petrolíferomedio-bajo:PlataformadeYucatán,Cin-turónPlegadodeChiapas,CinturónPlegadodelaSierraMadreOriental,Chihuahua,GolfodeCali-forniayVizcaíno-LaPurísima-Iray,

• Sistemas petroleros (16), donde se localizan lasáreas del país con roca generadora activa, su red natural de distribución y los descubrimientos de la ocurrenciadepetróleogenéticamenterelacionados.

• CuencasPetroleras,dondesepublicalainformacióngeológica correspondiente a los pozos explorato-rios,tipodecuencasysusrecursosprospectivos.

El RIG funciona a base de una aplicación interactiva defácilmanejoquepermitelavisualización,consultaymanejodelosdatostécnicosdisponibles.Suinformaciónse administra y consulta en capas de información organizadasy clasificadasa travésdevistasquevandesdeunabúsquedaanivelregionalhastaunaaescalalocal.Cadaunadelascapasdespliegaunafichatécnicaresumen o bien un documento en formato PDF, el cual puedefácilmenteexportarseoimprimirse.

Es importante destacar que dada la característicapública de la información, el sitio se puede nutrir de las observaciones de especialistas del sector y del público


engeneralatravésdelcontactowebmasterdelaaplicación,generandocomentarios,loscualessonconsideradosparalamejoradelsistema.

Actualmente, la CNH cuenta con un programa para la actualización y mejora de la aplicación RIG, así como de la información publicada en éste en cumplimiento al mandato legal y reglamentario y buscando publicar información útilyaccesibleparalasociedad.

Figura 5. Registro de Información Geológicawww.cnh.gob.mx/rig/

Fuente: CNH


Registro Petrolero

El Registro Petrolero es otra fuente de información de carácter público que administra la Comisión, tambiénintegrantedelSNIH,alquepuedeaccederseatravésde su página web. Conforme lo dispuesto por la leyde la Comisión, ésta da a conocer mediante el Registro Petrolero:

• Sus resolucionesyacuerdos, los cuales reflejan lasdecisiones adoptadas por el Órgano de Gobierno enelejerciciodesusatribuciones.

• Losdictámenes,disposicionesynormasqueexpida,quesondocumentosynormativaemitidaencumpli-mientoasusatribucionesdeevaluaciónyregulación.

• Losconvenios,contratosyactosjurídicosquedebanconstar en el Registro de acuerdo con la normativa queemitalapropiaComisión.

• Losdecretosdeocupaciónprovisionalydeocupa-cióndefinitiva,odeexpropiacióndeterrenosqueserequieranparalaindustriapetrolera,queobrenenelCatastroPetrolero.EnesterubrosehaceunenlacealCatastroqueesresponsabilidaddelaSENER.

• LasasignacionesdeáreasparalosefectosdelArtí-culo5delaLR27queobrenenelCatastroPetrole-ro.EnesterubrosehaceunenlacealCatastroque

esresponsabilidaddelaSENER.

• Los Decretos Presidenciales, que establecen zonasdereservaspetrolerasqueincorporanodesincorpo-ranterrenosalasmismas,queobrenenelCatastroPetrolero.EnesterubrosehaceunenlacealCatas-troqueesresponsabilidaddelaSENER.

• Los demás documentos que señalen otros ordena-mientos.

Actualmente, la CNH continúa trabajando en la mejora delprogramaquealojaelregistropetrolero,medianteeldesarrollodeunanuevaherramientaqueharámásaccesible y rastreable la información al público en general.

Noobstanteyconelfindetransparentarelquehacergubernamental y difundir su contenido, desde junio de 2010, la CNH pone a disposición del público, losacuerdos y resoluciones del Órgano de Gobierno, los dictámenes de proyectos, opiniones técnicas, normativa ydemásdocumentos técnicosen lapáginawebde laComisión.


Figura 6. Normativawww.cnh.gob.mx


Figura 7. Acuerdos y Resoluciones

4. Relaciones Interinstitucionales64

Informe de labores

2010 • 20112011 • 2012


Periodo 2010-2011

I. Foro internacional de reguladoresEl Foro Internacional de Reguladores, IRF por sus

siglaseninglés(InternationalRegulatorsForum),esunaorganización no oficial que agrupa a reguladores dehidrocarburos a nivel mundial que se especializan ypreocupan por la seguridad industrial en operaciones costa afuera. Los miembros que componen el forose caracterizan por estar interesados en compartir experiencias, visiones y comparar diferencias entre sus regulaciones.

La CNH, como regulador de reciente creación, detectó queelserpartedeesteforolebrindaríalassiguientesoportunidades:

• Conocerlasmejoresprácticasinternacionalessobreregulación en materia de seguridad industrial y pro-tecciónambiental.

• CrearvínculosentreMéxicoylareddereguladores,permitiendo el intercambio de experiencias y visio-nes.

• Tenerderechoa revisionesyasesoríasenmateriade seguridad industrial por parte de entidades re-guladorasconmayorexperiencia.

• Fortalecerlatransparenciaenlapublicacióndein-formación en seguridad industrial al llevarla a un nivelinternacional.

LaCNHsehainvolucradoendosdelosproyectosmásrecientes del Foro Internacional de Reguladores:

• CapacidaddeOperación,correspondealaaseso-ría solicitada por la CNH para determinar la capa-cidaddePEMEXparaoperarenaguasprofundasy ultra profundas. A la fecha, se han organizadoreuniones con diversos miembros del foro para iden-tificarloselementosquepuedenserutilizadosparaeldiagnóstico.


• MedicióndelDesempeño,documentalatransparen-cia en la información, uno de los principales objeti-vosdelforo,porloquecadamiembrodebeenviary publicar estadísticas relacionadas con sus activi-dades para mantener actualizada la página del IRF.LaCNHtrabajaeneldiagnósticoparadeter-minarelestadoenelqueseencuentralaseguridadindustrial en el sector petrolero en México, y para identificarlasáreasdeoportunidadymejoraenlascualesesnecesarioenfocarse.

Los próximos pasos de la CNH serán:

• Exponerlosavancesenmateriaderegulaciónbasa-daendesempeño.

• Presentarlasregulacionesenmateriadeseguridadindustrialenaguasprofundasydequemayventeodegas;asícomoloslineamientosdediseñodepro-yectos y de medición, los cuales se alinean con los objetivosdelIRF.

• Aportar,compararyrecibir investigacionesyestu-dios relacionados con la seguridad industrial costa fueraenelsectorpetrolero.

• MejorareldesempeñodelaCNHcomoreguladory colocarlo a la vanguardia internacional al tener acceso a asesorías, proyectos y mesas de trabajo queprocurenel intercambiodevisiones,experien-cias, críticas y discusiones que giren entorno a unambientedemejoraysuperación.

II. Fondo Sectorial SENER-CONACYTDesdesucreación,laCNHhaparticipadoenlaComisión

deEvaluacióndelFondoSectorialCONACYT-SENER-Hidrocarburos.EstefondoseconformadeacuerdoconelArtículo254Bisde la LeyFederaldeDerechos, elcualindicaquePEMEXdeberárealizarunpagoanualcorrespondienteal0.65porcientodelvaloranualdelpetróleocrudoygasnaturalextraídosenelañocomoderechoparalainvestigacióncientíficaytecnológicaenmateriadeenergía.Deesteporcentaje,el63porcientosedestinadirectamentealFondoSectorialCONACYT-SENER-Hidrocarburosparalainvestigación,más2porcientoadicionalparalaformaciónderecursoshumanosespecializados en la industria petrolera. Dicho fondotiene por objeto:

• La investigación científica y tecnológica aplicada,tantoalaexploración,explotaciónyrefinacióndehidrocarburos,comoalaproduccióndepetroquími-cosbásicos.

• La adopción, innovación, asimilación y desarrollotecnológico.

• La formación de recursos humanos especializadosenlaindustriapetrolera,afindecomplementarlaadopción, innovación, asimilación y desarrollo tecno-lógicoqueimpulsaráelfideicomiso.


La participación de la CNH en el fondo está fundamentada en los artículos 3° y 4° de su ley decreación,demaneraquefomentaelusodelatecnologíamás adecuada para la exploración y explotación de hidrocarburosy,asimismo, contribuyeen laevaluación,aprobación y seguimiento de los proyectos de investigaciónrelacionadosconelsector.

III. Colaboración en la alianza de México con el GGFR del World Bank

Conjuntamente con la SENER y PEMEX, desde 2010laCNHhaparticipadoendiversasactividades,forosytalleresqueformanpartedelaalianzaenlaqueMéxicoparticipa con el Banco Mundial a través del programa denominadoGlobalGasFlaringReduction(GGFR).

Dichoprogramareúnearepresentantesdelosgobiernosde los países productores de petróleo, las empresas de propiedadestatalylasprincipalescompañíaspetrolerasinternacionalesparareducirlaquemadegas,medianteel intercambio de mejores prácticas globales y la ejecucióndeprogramasespecíficosdecadapaís.

Periodo 2011-2012

IV. Instituto Mexicano del PetróleoA partir de 2010, la CNH comenzó un proceso

de fortalecimiento de sus capacidades técnicas y tecnológicas, por lo que recurrió al InstitutoMexicanodelPetróleo(IMP)enbuscadeapoyo.El15deoctubrede 2010 se formó un grupo de trabajo entre elComisionado Presidente y los cinco comisionados de la CNH y el Director General del IMP y sus cinco Directores deárea,conelfindeformalizarunConvenioGeneral


deColaboración.Derivadodelasreunionesrealizadas,el15deagostode2011sefirmóelConvenioGeneraldeColaboraciónCNH-IMP.

Dicho documento tiene por objeto definir el marcogeneral para la colaboración entre la CNH y el IMP en el desarrollodeproyectosespecíficos,seminarios,talleres,metodologías y propuestas tecnológicas en diferentes áreas de oportunidad; así como el apoyo de personal especializado para emitir recomendaciones técnicas en lasáreasdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos,principalmente.Losalcancesdelconvenioseclasificaronen tres categorías:

1. Colaboraciónparaeldesarrollodeproyectos.

2. Transferencia tecnológica, experiencias y leccionesaprendidas.

3. Intercambio de información en áreas tecnológicasdeinterés.

Paralaconsecucióndelosalcancesdefinidosparticipanprincipalmente las áreas de exploración, explotación, perforación y terminación de pozos, así como seguridad ymedioambiente.

Asimismo, con base en éste se podrán celebrar convenios específicosdecolaboraciónparatrabajarentemasdeinterés mutuo, tales como capacitación y capacidades tecnológicas.

V. Sistema de Clasificación Marco de las Naciones Unidas (UNFC-2009)

La CNH es integrante del grupo de expertos del sistema para la clasificación de reservas y recursosminerales de las Naciones Unidas y actualmente trabaja en la iniciativa para la implementación en México de la“ClasificaciónMarcodelasNacionesUnidasparalaenergíafósilylosrecursosyreservasmineralesUNFC-2009”.

Estametodologíaesunsistemaparalaclasificaciónyla presentación de información sobre la energía fósil y losrecursosyreservasmineralesquepuedeaceptarsea nivel universal y proporciona una estructura única, en la cual se pueden enmarcar los estudios internacionales sobre la energía y los minerales, analizar las políticas gubernamentales de ordenación de los recursos, planificar losprocesos industrialesyasignarel capitaldemaneraeficiente.


Como parte de este esfuerzo, los días 27 y 28 deseptiembre se llevará a cabo en México el primer taller relacionado coneste sistemade clasificaciónderecursos.Aestetallerseesperalaasistenciadeexpertosinternacionales,asícomodelasNacionesUnidas.

VI. Participación en Congresos/Foros internacionales

La CNH participa activamente en las actividades delGrupodeTrabajodeEnergía(GTE)delaAlianzaMéxico-CanadáatravésdelComitéTécnicodePetróleoy Gas (CTPG). Los miembros de esta organizaciónaprobaron proveer de un marco para facilitar el diálogo entre representantes de los sectores público y privado de ambos países, incrementar la comunicación bilateral entre los reguladores y establecer mecanismos de intercambio de información entre sus gobiernos para temasrelacionadosconlapolíticaenergética.

El7y8deabrilde2011secelebrólaReuniónPlenariade la Alianza en la Ciudad de México, durante la cual sesionóelGTE.LaDelegaciónMexicanafueintegradaporrepresentesdelaSENER,CNH,PEMEX,Conacytyelsectorprivado.Derivadodelencuentro,elGTEacordótrabajar en los siguientes objetivos y proyectos:

• Cooperaciónentecnologíaypolíticasrelacionadasconeldesarrollodecrudospesados.

• RecuperaciónMejoradadePetróleo.

• Seguridad industrial en exploración y produccióncostafueradehidrocarburos.

• Fondospara investigaciónydesarrollodetecnolo-gía.

• Shalegasygasnatural.

• Capturaysecuestrodecarbono.

• Biocombustibles.

VII. Convenio General de Colaboración con el Centro Nacional de MetrologíaEl31deenerode2012,laCNHcelebróunconvenio

de colaboración con el Centro Nacional de Metrología (CENAM) que tiene por objeto establecer las bases ymecanismos de cooperación para el desarrollo conjunto de programas, estudios y proyectos en materia de investigacióncientífica,capacitacióndelpersonal,apoyoen visitas de verificación y auditorías a sistemas demedición.

Para la Comisión resulta de la mayor importancia estableceryfortalecerlazosconinstanciasque,comoelCENAM,mejorenelcumplimientodelafinalidaddeesteórgano, tomando en cuenta su experiencia y grado de especialidadtécnica.

Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación70

Informe de labores

2010 • 20112011 • 2012


Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación

Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación72PROYECTOS DE EXPLORACION


Pilar de Akal Nte. P10 1,936Lum- Balam Media 2,599Kayab P90 3,566

sep-12 TomonBisik

Pilar de Akal Nte. 32 -90Lum- Balam 18 - 80Kayab 22 - 66Tomon 15 - 22Bisik 15 - 17

VM Esperado*VPI***

ExploraciónDesarrolloProducciónTotal

Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente

1. Proyecto Campeche Oriente (Exploración)

Localización: se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a la costa del Estado de Campeche; colinda con la isóbata de 500 m y el proyecto Progreso (norte), con la línea de costa del Estado de Campeche (sur) y con la isóbata de 500 m y los proyectos Campeche Poniente y Campeche Oriente Terciario (oeste); cubre un área de 61,246 km2

Áreas del proyecto: Pilar de Akal norte, Lum-Balam, Kayab, Tomon, Bisik.Objetivo : Incorporar reservas de aceite pesado, ligero y gas con un volumen que varía de 1,936 mmbpce en el percentil 10 a 3,566 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,599 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por facies terrígenas y lutitas del jurásico y carbonatos y dolomías del cretácico (mesozoico); en el terciario, secuencia terrígena y sedimentos siliciclásticos con arcillas, lutitas y arenas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 91 pozos exploratorios en un período de 16 años (2011-2026); adquirir 1,000 km2 de sísmica 3D; obtener 55 estudios geológicos, 1 geofísisco (sísmica 3D) y 65 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 91,292 mmp (estratégica 88,982 mmp y operacional 2,310 mmp).

Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)

Área del proyecto Volumen prospectivo

Recurso prospectivo

Oportunidades exploratorias

Categoria Recurso prospectivo

1,216 692 212,583 877 32

Volumen prospectivo

7,6342,074 728 23769 147 8

Variable Unidades Antes de impuestos

Después de impuestos

992 155 7Proyecto 7,634 2,599 91 Probalidad de Éxito

Área del proyecto

Comercial

Indicadores económicos /1

Geológico

mmpesos 233,470 13,835 Costos por barril de pce*mmpesos 88,318 88,318 (dólares por barril de pce*)

VME/VPI pesos/pesos 2.64 1.04Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 3.34 1.04

*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 11.1

/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 65.3 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen

2.25.63.3

32 - 9018 - 8022 - 6615 - 2215 - 17

050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074

Producción de aceite (mbd)

Proyecto

050

100150200250300350

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

20

40

60

80

100

120

140

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069

Producción de gas (mmpcd)

gas


P10 607Media 1,081P90 1,997

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente

Reforma Terciario 6,405 1,081 84

Proyecto 6,405 1,081 84

2. Proyecto Reforma Terciario (Exploración)

Localización: Se ubica en el sureste de México, comprende la parte norte del Estado de Chiapas, parte oriental de Tabasco y parte occidental de Campeche; colinda con la Laguna de Términos y el Golfo de México (norte), el Estado de Campeche (oriente), Guatemala (suroriente) y la porción central del Estado de Tabasco y los proyectos Simojovel, Cuenca de Macuspana y Litoral de Tabasco Terrsetre (occidente); cubre una superficie de 23,428 km2.Área del proyecto: Reforma Terciario.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 607 mmbpce en el percentil 10 a 1,997 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,081 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por dolomías y arcillas del jurásico y facies carbonatadas del cretácico (mesozoico); dolomías y lutitas arenosas, calcáreas y arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 84 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); adquirir 10,120 km de sísmica 2D y 1,050 km2 de sísmica 3D; obtener 45 estudios geológicos y 4 geofísiscos (sísmica 2D y 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 25,520 mmp (estratégica 23,309 mmp y operacional 2,211, mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial

Probalidad de Éxito

Volumen prospectivo

6,405







/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.9 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.


3.93.72.5

Geológico

11 - 30Reforma Terciario 11 - 30

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

20

40

60

80

100

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 553Media 858P90 1,334

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

Simojovel 2,915 858 78

Proyecto 2,915 858 78

3.Proyecto Reservas Simojovel (Exploración)

Localización: Se ubica en la porción norte del Estado de Chiapas y suroeste de Tabasco; limita al norte con los municipios Cunduacán, Centro y Cárdenas, al oeste con Huimanguillo, al este con Jalapa, Tacotalpa y Sabanilla y al sur con Rayón, Copainalá y Simojovel, en Chiapas; cubre una superficie de 4,802 km2.Áreas del proyecto: Simojovel.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 553 mmbpce en el percentil 10 a 1,334 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 858 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por calizas arcillosas y carbonatos entre el jurásico superior y cretácico del mesozoico; en el terciario, por terrígenas (lutitas, limos y arenas).Estrategia de Exploración: Perforar 78 pozos exploratorios en un periodo de 22 años (2011 - 2032); considera la adquisición de 3,511 km2 de sísmica 3D (4 cubos sísmicos y 48 estudios geológicos).Inversión y costos: Inversión exploratoria 22,494 mmp (estratégica 20,569 mmp y operacional 1,925 mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial


Volumen prospectivo

2,915




mmpesos 17,043 17,043 (dólares por barril de pce*)mmpesos 85,504 33,249

VME/VPI pesos/pesos 5.02 1.95Proyecto a dictamenVariable

*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.

B/C** USD/bpce 4.51 1.43

9.2



3.82.82.6

Geológico

16 - 63 16 - 61Simojovel

Costos por barril de pce*

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

05

10152025303540

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 166Media 252P90 379

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011.

Papaloapan B 2521,243 120

Proyecto 1,243 252 120

4. Proyecto Papaloapan B (Exploración)

Localización: Se ubica en el sureste de la República Mexicana, entre el frente de la Sierra Madre Oriental (Plataforma de Córdoba) y el Golfo de México; comprende la porción sur del Estado de Veracruz y el noreste de Oaxaca; cubre una superficie de 12,805 km2.Áreas del proyecto: Papaloapan B.Objetivo: Incorporar reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 166 mmbpce en el percentil 10 a 379 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 252 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por plataformas carbonatadas y secuencias calcáreas del cretácico (mesozoico); del terciario, secuencia alternante de lutitas, areniscas y conglomerados.Estrategia de Exploración: Perforar 120 pozos exploratorios en un periodo de 26 años (2011 - 2036); considera la adquisición de 4,060 km2 de sísmica 3D, 24 estudios geológicos y 5 geofísiscos (sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 10,179 mmp (estratégica 9,912 mmp y operacional 266 mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial


Volumen prospectivo

1,243




mmpesos 6,726 6,726 (dólares por mpc)mmpesos 4,394 287



B/C** USD/bpce 1.59 1.02

1.8

/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 70.1 USD/b; Precio del gas: 5.4 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.


0.30.80.7

Geológico

11 - 73 9 - 73Papaloapan B

Costos por millar de pies cúbicos

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

250

300

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Santa Ana P10 1,498Cequi Media 2,096Tucoo P90 2,879

sep-12

Santa Ana 19 - 53Cequi 19 - 40Tucoo 25 - 48

VM Esperado*VPI***



Volumen prospectivo


5.Proyecto Coatzacoalcos (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental dentro de la zona económica exclusiva del Golfo de México, frente al litoral sur del Estado de Veracruz y occidental de Tabasco, entre la línea de costa y la isóbata de 500 m; cubre una superficie de 12,996 km2.Áreas del proyecto: Santa Ana, Tucoo, Cequi y Tabscoob.Objetivo: Evaluar el contenido de hidrocarburos con un volumen que varía de 1,498 mmbpce en el percentil 10 a 2,879 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,096 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por flujos turbidíticos carbonatados del cretácico (mesozoico) y arenas del terciario.Estrategia de Exploración: Perforar 94 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2012 - 2031), incluyendo un pozo delimitador; considera la adquisición de 6,286 km2 de sísmica 3D, 69 estudios geológicos, 3 geofísiscos (sísmica 3D) y 86 geofísicos-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 63,012 mmp (estratégica 58,960 mmp y operacional 4,052 mmp).


Proyecto 6,625 2,096 94

Recurso prospectivo

3,784 1,221 451,420 402 18


Recurso prospectivo


Categoria

1,421 473 31


6,625

Indicadores económicos/1






B/C** USD/bpce 3.54 1.06

11.5Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen

2.26.62.7

Geológico

19 - 5320 - 4025 - 49


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

50

100

150

200

250

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

050

100150200250300350

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 511Media 935P90 1,783

sep-12

VM Esperado*VPI***



Cuichapa 4,120 935 87

Proyecto 4,120 935 87

6.Proyecto Cuichapa (Exploración)

Localización: Se ubica en la planicie costera del Golfo de México; cubre la parte suroriental del Estado de Veracruz y occidental de Tabasco; presenta una superficie de 8,326 km2.Área del proyecto: Cuichapa.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 511 mmbpce en el percentil 10 a 1,783 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 935 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por conglomerados, areniscas, lutitas y carbonatos del jurásico (mesozoico); en el terciario, por sedimentos siliciclásticos turbidíticos (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 87 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); adquirir 3,068 km2 de sísmica 3D; obtener 32 estudios geológicos y 3 geofísiscos (sísmica 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 28,715 mmp (estratégica 27,930 mmp y operacional 785, mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial


Volumen prospectivo

4,120







B/C** USD/bpce 4.71 1.23

9.6



3.93.52.3

Geológico

15 - 66 14 - 51Cuichapa


0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

20

40

60

80

100

120

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Lipax P10 1,161Holok Media 3,159Temoa P90 6,343

sep-12 Nox-HuxHan

Lipax 30Holok 11 - 40Temoa 12 - 19Nox-Hux 12 - 30Han 8 - 21

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en julio de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

7. Proyecto Golfo de México B (Exploración)

Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, entre las isóbatas de 500 m y 3,200 m; colinda con el paralelo 22°30' y el proyecto Golfo de México Sur (norte) y los proyectos Coatzacoalcos (sur), Campeche Poniente (sureste), Campeche Oriente (este) y Veracruz y Lankahuasa (oeste); cubre una superficie de 60,815 km2 .Áreas del proyecto: Lipax, Holok, Temoa, Nox-Hux y Han.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero en la porción sur del Golfo de México Profundo con un volumen que varía de 1,161 mmbpce en el percentil 10 a 6,343 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 3,159 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, silisiclásticos, calizas arcillosas y lutitas del jurásico superior; por carbonatos arcillosos del cretácico; y, sedimentación siliciclástica del terciario.Estrategia de Exploración: Perforar 71 pozos exploratorios en un periodo de 15 años (2012 - 2026); considera la adquisición de 15,578 km 2 de sísmica 3D, 105 estudios geológicos (88 en el periodo de análisis), 4 geofísiscos (2 de sísmica 3D y 2 electromagnéticos), 70 geofísicos de apoyo a la perforación y 15 metoceánicos.Inversión y costos: Inversión exploratoria 113,450 mmp (estratégica 110,924 mmp y operacional 2,526 mmp).



Recurso prospectivo



237 85 18,248 1,987 29

Volumen prospectivo

13,815532 92 4

2,380 551 182,418 399 19

Proyecto 13,815 3,114 71 Probalidad de ÉxitoÁrea del proyecto

Comercial







/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite pesado: 64.51 USD/b; Precio aceite superligero: 76.16 USD/b; Precio aceite ligero: 72.85 USD/b; Precio condensado: 72.4 USD/b; Precio gas húmedo: 5.51 USD/ mpc; Precio gas seco: 4.74 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.9 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2011; Año base de los indicadores: 2012.


6.56.03.2

Geológico

3613 - 4915 - 2415 - 3610 - 23

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

50

100

150

200

250

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0200400600800

1,0001,2001,4001,600

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068


gas


Jaca-Patini P10 43Oreos Media 499

P90 1,223sep-12

Jaca-Patini 16 - 17Oreos 16 - 20

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en mayo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

8. Proyecto Golfo de México Sur (Exploración)

Localización: Se ubica frente a la costa de los Estados de Tamaulipas y Veracruz; colinda al norte con la frontera marítima de EE.UU. y el proyecto Área Perdido, al occidente con la isóbata de 500 m, al sur con el proyecto Golfo de México B y al oriente con la isóbata de 500 m que demarca al Escarpe de Campeche; cubre una superficie de 49,624 km2 (área total 387,635 km2 ).Áreas del proyecto: Jaca-Patini y Oreos.Objetivo: Evaluar el potencial de aceite ligero y gas con un volumen que varía de 43 mmbpce en el percentil 10 a 1,223 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 499 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por margas y carbonatos entre el jurásico medio y cretácico temprano del mesozoico; en el terciario, por areniscas y lutitas turbidíticas.Estrategia de Exploración: Perforar 9 pozos exploratorios en un periodo de 7 años (2012 - 2018); considera la adquisición de 92,958 km2 de sísmica 3D; obtener 35 estudios geológicos, 9 geofísicos (5 de sísmica 3D y 4 electromagnéticos) y 9 geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 26,472 mmp (estratégica 25,828 mmp y operacional 644 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

2,631

Recurso prospectivo

587 102 22,044 397 7

Volumen prospectivo


Proyecto 2,631 499 9







B/C** USD/bpce 1.70 1.05

22.8



6.413.43.0

Geológico

16 - 1818 - 21


Área del proyecto Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

010203040506070

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

20

40

60

80

100

120

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


El Abra P10 67Tamabra Media 227

P90 502sep-12

El Abra 22 - 29Tamabra 28 - 29

VM Esperado*VPI***



9. Proyecto Integral Cazones (Exploración)

Localización: se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México en una franja situada frente al litoral norte del Estado de Veracruz, entre las poblaciones de Cabo Rojo y Tecolutla (entre los pararlelos 20°30' y 21°40' de latitud norte) y desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m; cubre un área de 6,521 km2 .Áreas del proyecto: El Abra (Arrecifal y Lagunar) y Tamabra.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y gas asociado con un volumen que varía de 67 mmbpce en el percentil 10 a 502 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 227 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico); carbonatos arcillosos, arcillas y arenas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un período de 17 años (2011-2027); obtener 33 estudios geológicos y 15 geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 10,102 mmp (estratégica 9,686 mmp y operacional 416 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

828

Recurso prospectivo

597 159 14231 68 3

Volumen prospectivo


Proyecto 828 227 17




mmpesos 11,904 11,904 (dólares por barril de pce*)mmpesos 26,714 185



B/C** USD/bpce 3.03 1.00

11.4



2.16.03.2

Geológico

21 - 3829 - 30


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

5

10

15

20

25

30

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

5

10

15

20

25

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Lerma P10 120Soto la Marina Media 277

P90 553sep-12

Lerma 15 - 34Soto la Marina 15 - 20

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

10. Proyecto Tampico-Misantla-Sur de Burgos (Exploración)

Localización: Se ubica en la porción sur de la Cuenca de Burgos; colinda al norte con el paralelo 24°30', al oriente con la línea de costa del Golfo de México y al occidente con la Sierra de Tamaulipas; abarca el área centro oriental del Estado de Tamaulipas y cubre una superficie de 8,226 km2 .Áreas del proyecto: Lerma y Soto la Marina.Objetivo: Evaluar un recurso prospectivo con un volumen que varía de 120 mmbpce en el percentil 10 a 553 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 277 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas, calizas oolíticas, calcarenitas y areniscas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos siliciclásticos y lutitas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 67 pozos exploratorios en un periodo de 36 años (2011 - 2046); obtener 63 estudios geológicos y ninguno geofísico (sísmica 2D y 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 4,028 mmp (estratégica 3,209 mmp y operacional 819 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

1,397

Recurso prospectivo

1,143 231 53254 46 14

Volumen prospectivo


Proyecto 1,397 277 67







B/C** USD/bpce 2.79 1.38

9.7



4.14.41.2

Geológico

15 - 3615 - 20


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

1

2

3

4

5

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 583Media 1,013P90 1,744

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente

Malpaso 5,097 1,013 86

Malpaso

Proyecto 5,097 1,013 86

11. Proyecto Malpaso (Exploración)

Localización: Se ubica en el sureste de México y cubre la porción suroriental del Estado de Veracruz, la occidental de Tabasco y la nororiental de Chiapas; limita con los proyectos Cuichapa (norte), Comalcalco (noreste), Simojovel (este), Papaloapan B (oeste) y la Sierra de Chiapas (sur); presenta una superficie de 10,460 km2.Áreas del proyecto: Malpaso.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero para incorporar reservas con un volumen que varía de 583 mmbpce en el percentil 10 a 1,744 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,013 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por areniscas, lutitas y calizas del jurásico y dolomías, lutitas arenosas y calcáreas del cretácico (mesozoico); lutitas, areniscas y arcillas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 86 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); considera la adquisición de 6,572 km2 de sísmica 3D; obtener 58 estudios geológicos y 5 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 28,948 mmp (estratégica 26,943 mmp y operacional 2,005 mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial


Volumen prospectivo

5,097







B/C** USD/bpce 4.67 1.40

8.9



3.82.72.3

Geológico

10 - 54 10 - 53


0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

01020304050607080

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

250

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Kama P10 244Pegazo Media 587

P90 1,303sep-12

Kama 12 - 23Pegazo 12 - 17

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

12. Proyecto Delta Del Bravo (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en una franja situada en la porción norte del litoral del Estado de Tamaulipas; colinda con la línea fronteriza de los EE.UU. (norte) y el paralelo 24°30' de latitud norte (sur); abarca desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m con un área aproximada de 16,055 km2 .Áreas del proyecto: Kama y Pegazo.Objetivo: Evaluar el potencial de reservas de gas y aceite con un volumen que varía de 244 mmbpce en el percentil 10 a 1,303 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 587 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por bioclastos, carbonatos y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico); rocas silisiclásticas, arcillas y arenas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 29 pozos exploratorios en un periodo de 14 años (2011 - 2028); adquirir 4,500 km2 de sísmica 3D; obtener 66 estudios geológicos, 1 geofísico (de sísmica 3D) y 29 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 19,719 mmp (estratégica 19,269 mmp y operacional 450 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

3,454

Recurso prospectivo

1,663 309 141,791 279 15

Volumen prospectivo


Proyecto 3,454 588 29







B/C** USD/bpce 1.88 1.09

12.2



1.58.32.4

Geológico

13 - 2513 - 18


Área del proyecto

Comercial

050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

1

2

3

4

5

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0100200300400500600

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Gema P10 352Lamprea Norte Media 613

P90 1,062sep-12

Gema 5 - 21Lamprea Norte 9 - 20

VM Esperado*VPI***



13. Proyecto Potencial Lamprea (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en la franja situada entre el litoral costero de la porción central del Estado de Tamaulipas y la isóbata de 500 m, frente al municipio de Soto la Marina y los pararlelos 23°00' y 24°30' de latitud norte; cubre un área de 8,813 km2.Áreas del proyecto: Gema y Lamprea Norte.Objetivo: Evaluar el potencial de reservas de gas y aceite con un volumen que varía de 352 mmbpce en el percentil 10 a 1,062 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 613 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por arcillas y calcáreas del jurásico y carbonatos y arcillas del cretácico (mesozoico); en el terciario, rocas silisiclásticas, lutitas, arcillas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 96 pozos exploratorios en un periodo de 24 años (2011 - 2037); obtener 82 estudios geológicos y 96 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 50,957 mmp (estratégica 50,437 mmp y operacional 520 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

3,302

Recurso prospectivo

2,153 405 541,149 209 42

Volumen prospectivo


Proyecto 3,302 614 96







B/C** USD/bpce 2.91 1.01

13.3



1.55.56.3

Geológico

13 - 2314 - 23


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

10

20

30

40

50

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

250

300

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Chicxulub norte P10 21Chicxulub sur Media 323

P90 975sep-12

Chicxulub norte 7 - 18Chicxulub sur 6 - 19

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

Indicadores económicos /1 Poniente de Chicxulub


7 - 17

Área del proyecto ComercialGeológico

14. Proyecto Progreso (Exploración)

Localización: Se ubica en aguas territoriales del Estado de Yucatán; limita al norte con el proyecto Golfo de México B hasta la isobata de 500 m, al oriente con la isobata de 500 m y por aguas territoriales del Estado de Quintana Roo, al occidente con el proyecto Campeche Oriente y al sur por la línea de costa del Estado de Yucatán; cubre un área de 90,704 km2.Áreas del proyecto: Chicxulub norte, Chicxulub sur, Poniente de Chicxulub y Oriente de Chicxulub.Objetivo: Evaluar reservas de aceite pesado, con un volumen que varía de 21 mmbpce en el percentil 10 a 975 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 323 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas cillo-calcáreas, carbonatos arcillosos, lutitas y arenas del jurásico y calizas, dolomías, calizas arrecifales dolomitizadas y carbonatos fracturados del cretácico (mesozoico); lutitas y calizas arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 15 pozos exploratorios en un período de 14 años (2013-2026); adquirir 800 km2 de sísmica 3D; obtener 14 estudios geológicos, 1 geofísico (sísmica 3D) y 15 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 15,054 mmp (estratégica 14,697 mmp y operacional 358, mmp).



Recurso prospectivo



1,322 175 7847 119 6

Volumen prospectivo

2,446Poniente de Chicxulub Proyecto 2,446 323 15

277 29 2

mmpesos 9,640 9,640 (dólares por barril de pce*)



mmpesos 23,780 1,059





2.24.23.8

7 - 196 - 19

7 - 17


050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

10

20

30

40

50

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

05

1015202530

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 58Media 244P90 543

sep-12

VM Esperado*VPI***



Litoral de Tabasco Terrestre

717 244 11

Proyecto 717 244 11

15. Proyecto Reservas Litoral de Tabasco Terrestre (Exploración)

Localización: Se ubica en el sureste de México, en la planicie costera del Golfo de México y cubre la porción nororiental del Estado de Tabasco y noroccidental de Campeche; colinda con el Golfo de México (norte), los municipios de Jonuta, Palizada y Centla (sur), río Grijalva (oeste) y municipio del Carmen (este); cubre un área de 2,177 km2.Áreas del proyecto: Litoral de Tabasco Terrestre.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 58 mmbpce en el percentil 10 a 543 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 244 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por facies terrígenas, limolitas y lutitas calcáreas del jurásico y rocas dolomitizadas del cretácico (mesozoico); en el terciario, rocas carbonatadas, lutitas, calcáreas y arenas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 11 pozos exploratorios en un periodo de 12 años (2011 - 2022); adquirir 140 km2 de sísmica 3D; obtener 29 estudios geológicos y 1 geofísico (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 4,529 mmp (estratégica 4,441 mmp y operacional 88 mmp).



Recurso prospectivo



Área del proyecto

Comercial


Volumen prospectivo

717









3.94.01.4

Geológico

19 - 48Litoral de Tabasco Terrestre 19 - 48

050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

5

10

15

20

25

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

020406080

100120

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Salmón P10 494Náyade Media 960

P90 1,722sep-12

Salmón 12 - 40Náyade 12 - 27

VM Esperado*VPI***



16. Proyecto Sardina (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en la franja situada frente al litoral de los Estados de Tamaulipas y Veracruz, entre los paralelos 23°15' y 21°38' de latitud norte y desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m; cubre un área de 8,338 km2.Áreas del proyecto: Salmón y Náyade.Objetivo: Incorporar nuevas reservas de aceite y gas con un volumen que varía de 494 mmbpce en el percentil 10 a 1,722 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 960 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos y arcillas del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos arcillo-arenosos, lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 81 pozos exploratorios en un periodo de 17 años (2011 - 2027); adquirir 800 km2 de sísmica 3D; obtener 50 estudios geológicos, 4 geofísicos (sísmica 3D) y 75 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 45,950 mmp (estratégica 44,695 mmp y operacional 1,256 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

4,239

Recurso prospectivo

2,860 692 441,379 268 37

Volumen prospectivo


Proyecto 4,239 960 81







B/C** USD/bpce 3.10 1.07

10.3



2.24.23.8

Geológico

12 - 4314 - 29


Área del proyecto

Comercial

050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

20

40

60

80

100

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

020406080

100120140

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 431Media 708P90 1,139

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en agosto de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente

Julivá 1,978 708 52

Proyecto 1,978 708 52

17. Proyecto Potencial Julivá (Exploración)

Localización: Se ubica en el sureste de México, en la porción central del Estado de Tabasco; limita al norte con la línea de costa del Golfo de México y con los proyectos Simojovel (sur), Macuspana (oriente) y Comalcalco (poniente); cubre una superficie de 2,526 km2 .Áreas del proyecto: Julivá.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero, súper ligero y gas asociado con un volumen que varía de 431 mmbpce en el percentil 10 a 1,139 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 708 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por dolomías, ooides y bioclastos del jurásico y arcillas y carbonatos del cretácico (mesozoico); lutitas calcáreas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 52 pozos exploratorios en un periodo de 16 años (2011 - 2026); considera la adquisición de 245 km2 de sísmica 3D; obtener 45 estudios geológicos y 2 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 17,163 mmp (estratégica 15,582 mmp y operacional 1,581 mmp).



Recurso prospectivo





Volumen prospectivo

1,978







B/C** USD/bpce 5.70 1.39

7.6



2.13.61.9

Geológico

19 - 50 18 - 50Julivá


050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

01020304050607080

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

250

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


Bolol-Chuktah P10 25Le-Acach Media 129

P90 284sep-12

Bolol-Chuktah 18 - 26Le-Acach 22

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

18. Proyecto Integral Campeche Poniente Terciario (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental de la zona económica exclusiva del Golfo de México al norte del litoral centro-oriental del Estado de Tabasco y occidental de Campeche, entre las isóbatas de 20 a 500 m; cubre una superficie de 6,712 km2.Áreas del proyecto: Bolol-Chuktah, Le-Acach y Alto de Akal.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero con un volumen que varía de 25 mmbpce en el percentil 10 a 284 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 129 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas, roca calcárea, limolita, arcillas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un periodo de 5 años (2021 - 2025); obtener 24 estudios geológicos y 17 geofísicos y geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 9,344 mmp (estratégica 9,021 mmp y operacional 323 mmp).



Recurso prospectivo



484 122 1628 7 1

Volumen prospectivo

Área del proyecto

Comercial

Proyecto 512 129 17


512




Costos por barril de pce*mmpesos 3,064 3,064 (dólares por barril de pce*)mmpesos 6,778 131

Geológico

21 - 3426


B/C** USD/bpce 3.05 1.01VME/VPI pesos/pesos 2.21 0.04

Proyecto a dictamenVariable


11.03.01.56.4

0

5

10

15

20

25

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

05

10152025303540

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 40Media 127P90 256

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011 *pce: petróleo crudo equivalente

Akalan 17127619

Akalan

Proyecto 619 127 17

19. Proyecto Campeche Oriente Terciario (Exploración)

Localización: Se ubica en aguas territoriales de la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a la costa del Estado de Campeche y representa la porción marina hacia el norte de la Cuenca de Macuspana; colinda al norte y al oriente con el proyecto Campeche Oriente, al sur con la línea de costa del Estado de Campeche y al poniente con los proyectos Campeche Poniente y Crudo Ligero Marino; cubre una superficie de 2,875 km2 .Áreas del proyecto: Akalán.Objetivo: Evaluar reservas de gas húmedo con un volumen que varía de 40 mmbpce en el percentil 10 a 256 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 127 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas y carbonatos del jurásico (mesozoico); en el terciario, por arcillas, areniscas y lutitas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un periodo de 4 años (2020 - 2023); obtener 12 estudios geológicos y 17 geofísicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos : Inversión exploratoria 8,159 mmp (estratégica 7,802 mmp y operacional 357 mmp).



Recurso prospectivo





Volumen prospectivo

619







B/C** USD/bpce 1.38 1.05

14.2

/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 6.02 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

1.57.74.9

Geológico


9 - 26


10 - 31

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

20

40

60

80

100

120

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


P10 2,202Media 4,803P90 8,995

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente

20. Proyecto Área Perdido (Exploración)


Recurso prospectivo

Volumen prospectivo

17,300Cinturón Plegado Perdido 8,861 2,732 22

Cinturón Subsalino 8,439 2,033 25


Recurso prospectivo


Categoria

Indicadores económicos /1 Cinturón Subsalino

17 – 51

13 - 43

Proyecto 17,300 4,765 47


mmpesos 177,294 177,294 (dólares por barril de pce*)



mmpesos 242,510 79,791



B/C** USD/bpce 2.12 1.21

21.9



6.313.32.3

Geológico

17 - 52

15 - 44



Cinturón Plegado Perdido

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

100

200

300

400

500

600

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

200

400

600

800

1,000

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068


gas

Localización: Se ubica frente al litoral del Estado de Tamaulipas, en la zona exclusiva económica del Golfo de México; colinda con la frontera de EE.UU. (norte), con la isóbata de 500 m (occidente) y con el proyecto Golfo de México Sur (oriente y sur); cubre un área de 26,892 km .Áreas del proyecto: Cinturón Plegado Perdido y Cinturón Subsalino.Objetivo: Evaluar recursos prospectivos de aceite ligero y gas asociado con un volumen que varía de 2,202 mmbpce en el percentil 10 a 8,995 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 4,803 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por terrígenos clásticos y carbonatos (mesozoico); y, arenas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 47 pozos exploratorios en un periodo de 15 años (2012 - 2026); adquirir 3,000 km de sísmica 3D; obtener 68 estudios geológicos, 2 geofísicos (1 de sísmica 3D y 1 electromagnético) y 44 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 127,783 mmp (estratégica 127,006 mmp y operacional 777 mmp).

2

2


P10 1,152Media 1,655

Alak P90 2,322sep-12 Bolol

Alak 32 - 51Bolol 4 - 53

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011.

21. Proyecto Campeche Poniente (Exploración)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente al litoral centro-oriental del Estado de Tabasco y occidental del de Campeche, entre las isóbatas de 20 y 500 m; el proyecto cubre una superficie de 6,712 km2 .Áreas del proyecto: Abkatún-Pol Chuc, Alak y Bolol.Objetivo: Incorporar reservas de hidrocarburos con un volumen que varía de 1,152 mmbpce en el percentil 10 a 2,322 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,655 mmbpce .Columna geológica: Se constituye por areniscas, arenas, limolitas, bentonitas, calizas y rocas carbonatadas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario lutitas con intercalaciones de arenas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 52 pozos exploratorios en un periodo de 14 años (2011 - 2024); adquirir 3,700 km2 de sísmica 3D; obtener 57 estudios geológicos, 3 geofísicos (sísmica 3D) y 53 geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 61,371 mmp (estratégica 59,381 mmp y operacional 1,990 mmp).


Proyecto 4,707 1,655 52


Recurso prospectivo


2,614 676 22

Recurso prospectivo

Abkatun Pol Chuc (APC) 1,583 755 25

4,707

Categoria Volumen prospectivo


Área del proyecto

Geológico Comercial

Abkatun Pol Chuc (APC) 24 - 90 24 - 89




VME/VPI pesos/pesos 2.69 0.19Variable

2.211.5

Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 79,195 79,195 (dólares por mpc)mmpesos 212,994 14,693



510 224 5

4 - 5332 - 51

Proyecto a dictamenB/C** USD/bpce 3.38 1.05*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2059; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.

2.86.5

050

100150200250300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

50

100

150

200

250


aceite

0

50

100

150

200

250


gas

Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación94PROYECTOS DE EXPLOTACION


sep-12 VPN Esperado* 73,125 5,647VPI*** 15,832 15,832VPN/VPI 4.60 0.40B/C** 3.60 1.07

AceiteGas

Aceite (mmb)Gas (mmmpc)

DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen

Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

1. Proyecto Poza Rica (Explotación)

Localización: Se ubica en la planicie costera del Golfo de México en la porción norte del Estado de Veracruz; colinda con el río Pánuco (norte), río Nautla (sur), afloramientos de la Sierra Madre Oriental (oeste) y línea de costa de Veracruz (este); cubre un área de 126.5 km2.Campos: Álamo San Isidro, Bugambilia, Cerro del Carbón, Cerro Viejo, Chichimantla, Hallazgo, Horcón, Jiliapa, La Laja, Moralillo, Muro, Paso de Oro, Pitahaya, Pontón, Poza Rica, Rancho Nuevo, San Andrés, Solís Tierra Amarilla, Tecolutla, Temapache, Tierra Blanca Chapopote-Núñez, Tres Hermanos, Zacamixtle, Zapotalillo (51 campos en total).Objetivo: Alcanzar una producción 166.2 mmb de aceite y 203.2 mmmpc de gas (207 mmbpce) en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos, carbonatos y arcillas del jurásico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 121 pozos; realizar 262 reparaciones mayores; continuar con la inyección de agua (17,000 bd) en el campo Poza Rica y rehabilitar el campo San Andrés.Inversión y costos: Inversión 20,652 mmp (costo de abandono 350 mmp); gasto de operación 21,404 mmp.Transporte: Optimizar y/o desincorporar instalaciones, así como construir 246 km de oleoductos y gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 3,809 mmb, gas 3,786 mmmpc y equivalente 4,537 mmbpce.

El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyectoenviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1

1P 137

Variable


(mmbpce)

P50 15,893 2P 365

Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos

Antes de impuestos

*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.

Factor de recuperación 2P

Factor ObservadoEsperado

Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010

P10 17,957 3P 505Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.

P90 15,846

29% 30% 31% Análisis de Sensibilidad28% 30% 31%

(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025

Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación

166 203 22%203 230 13%

(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)

Equivalente (mmbpce)

207 249 21%

Costos por barril de petróleo crudo equivalente

26.6 80%

Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación

7.2 1.9 -74%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010

7.5 24.8 229%14.8

0

5

10

15

20

25

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

2052

2054

Producción de aceite(mbd)

Proyecto Reservas 2010

0

5

10

15

20

25

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

2052

2054

Producción de gas(mmpcd)

Proyecto Reservas 2010-82%

-26% -72%

-6%

462%

36%

Antes deimpuestos

Después deimpuestos

Volumen Precio Inversión



AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

(mmbpce)

2. Proyecto Yaxche (Explotación)

Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México sobre la Plataforma Continental, a 13 kilómetros al norte y 50° oeste de la terminal marítima de Dos Bocas, en el municipio de Paraíso, Tabasco; cubre un área de 1,185 km2.Campos: Xanab y Yaxché.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 203 mmb de aceite y 120 mmmpc de gas (226.2 mmbpce) en el periodo 2011 - 2034.Columna geológica: Se constituye por sedimentos de carbonatos y lutitas del jurásico y carbonatos arcillosos del cretácico (mesozoico); en el terciario por sedimentos terrígenos (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar 20 pozos y terminar 21 pozos de desarrollo; realizar 159 intervenciones a pozos (3 reparaciones mayores, 105 menores y 51 estimulaciones) y 35 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 44,818 mmp (costo de abandono 1,902 mmp); gasto de operación 6,394 mmp.Transporte: Construir 3 estructuras marinas y poner en operación 4 gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 59 mmb, gas 35 mmmpc y equivalente 66 mmbpce.

El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1

P50 1,106 2P 273


P90 440 1P 97

Variable Antes de impuestos










202 227 12%118 143 21%


226 256 13%


7.6 -55%




2.0 2.8 38%16.9

0

5

10

15

20

25

30

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



0

5

10

15

20

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



-78% -24%

-75% -7%

347%

34%

Antes deimpuestos




VPN Esperado* 13,063 973VPI*** 3,814 3,814VPN/VPI 3.43 0.26B/C** 2.99 1.05

AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

3. Proyecto Carmito-Artesa (Explotación)

Localización: Se ubica en los municipios de Reforma, Juárez y Pichucalco del Estado de Chiapas y los municipios Huimanguillo y Jalapa de Tabasco; cubre un área apróximada de 5,982 km2.Campos: Agave, Artesa, Carmito, Gaucho, Giraldas e Iris.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 14 mmb de aceite y 210 mmmpc de gas (57.4 mmbpce) en el periodo 2011-2039; así como disminuir la declinación de los campos de este proyecto.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas, calizas y dolomías del cretácico (mesozoico) y lutitas, calizas y areniscas-arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 2 pozos de desarrollo, realizar 23 intervenciones a pozos (13 mayores y 10 conversiones a sistemas artificiales de producción) y el taponamiento de 62 pozos.Inversión y costos: Inversión 6,702 mmp (costo de abandono 43 mmp); gasto de operación 5,106 mmp.Transporte: Rehabilitar y mantener 6 ductos (2 oleoductos, 3 oleogasoductos y 1 gasoducto), 5 líneas de descarga, 1 sistema de deshidratación de crudo e inyección de agua en la batería Artesa, la optimización de la batería Gaucho y el mantenimiento del tanque de almacenamiento de 55,000 bpd en la batería Giraldas. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 405 mmb, gas 3,812 mmmpc y equivalente 1,175 mmbpce.

El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1

1P 44

Variable


(mmbpce)

P50 2,890 2P 72


Antes de impuestos






P90 2,739




13 14 8%195 209 7%



52 56 7%


18.8 23%



6.6 18.1 174%15.3

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033



0

5

10

15

20

25

30

35

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033



-77% -10%

-67% -5%

343%

26%

Antes deimpuestos




sep-12 VPN Esperado* 29,443 781VPI*** 3,706 3,706VPN/VPI 7.94 0.21B/C** 3.23 1.02

AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en enero de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.

4. Proyecto Cárdenas (Explotación)

Localización: Se ubica a 51 km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, a 18°03' y 17°58' latitud norte y 93°30' y 93°23' longitud oeste, en el municipio de Cárdenas; cubre una superficie de 264.9 km2.Campos: Cárdenas.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 50 mmb de aceite y 100 mmmpc de gas (70 mmbpce), en el periodo 2011 - 2021.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, limonitas y bancos eolíticos del jurásico y carbonatos, calizas y sedimentos lutíticos y bentoníticos del cretácico (mesozoico); lutitas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 4 pozos de desarrollo, 13 intervenciones (4 reparaciones mayores, 5 menores y 4 recondicionamientos), taponamiento de 2 pozos y la inyección de 10 mmpcd de gas amargo hasta el 2019 en el bloque KISW.Inversión y costos: Inversión 5,021 mmp (en abandono 3 mmp); gasto de operación 17,353 mmp.Transporte: Construir y operar 1 oleogasoducto, así como 4 líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 452 mmb, gas 899 mmmpc y equivalente 641 mmbpce.


1P 88

Variable


(mmbpce)

P50 1,812 2P 88


Antes de impuestos






P90 1,812




50 47 -6%100 127 27%



70 72 3%


7.7 -67%



18.0 6.2 -66%23.3

0

2

4

6

8

10

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034



02468

10121416

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034



-89% -13% -69%

-2%

794%

21%

Antes deimpuestos




VPN Esperado* 303,694 25,474VPI*** 55,653 55,653VPN/VPI 5.46 0.46B/C** 3.68 1.07

AceiteGas




5. Proyecto Antonio J. Bermúdez (Explotación)

Localización: Se ubica entre los meridianos 18°45' de latitud norte, -95°40' de longitud oeste, en una zona que comparten los Estados de Veracruz y Tabasco; comprende 6 municipios: Agua Dulce, Las Choapas y Nanchital en Veracruz, y La Venta, Cunduacán y el Centro en Tabasco.Campos: Arroyo Prieto, Bacal, Blasillo, Carrizo, Cerro Nanchital, Cinco Presidentes, Cunduacán, Guaricho, Íride, Lacamango, Los Soldados, Magallanes-Tucán-Majonal, Moloacán, Nelash, Ogarrio, Otates, Oxiacaque, Platanal, Rabasa, Rodador, Samaria, San Ramón y Tiumut.Objetivo: Acelerar el ritmo de extracción de hidrocarburos, mejorar el factor de recuperación de los yacimientos y continuar operando campos de aceite ligero, pesado y extra-pesado, maximizando el valor económico mediante la extracción de 669 mmb de aceite y 1,012 mmmpc de gas (871.4 mmbpce), en el periodo 2011 - 2059.Columna geológica: Se constituye por calizas y dolomías del cretácico y jurásico (mesozoico) y arenas y lutitas de ambiente turbidítico del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 341 pozos de desarrollo, 2,302 intervenciones (1,942 reparaciones mayores y 360 menores); aplicar métodos de recuperación secundaria con inyección de 190 mmpcd de nitrógeno en el área de A.J. Bermúdez y 120 mmpcd de gas en Samaria Somero; finalmente, 1,600 taponamientos de pozos.Inversión y costos: Inversión 84,653 mmp; gasto de operación 140,974 mmp.Transporte : Construir y operar 130 ductos (13 oleoductos, 7 gasoducto y 14 oleo-gasoductos, así como 25 líneas de descarga para pozos nuevos. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 4,226 mmb, gas 6,208 mmmpc y equivalente 5,530 mmbpce.


1P 1,775

Variable


(mmbpce)

P50 21,712 2P 2,204


Antes de impuestos





P10 22,520 3P 2,452Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.

P90 20,960




603 721 20%940 833 -11%



791 888 12%


13.1 -30%



11.7 11.9 1%18.8

01020304050607080

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073



0

20

40

60

80

100

120

140

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073



-22% -73%

-6%

546%

46%

Antes deimpuestos





AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

6. Proyecto Cactus-Sitio Grande (Explotación)

Localización: Se encuentra a 32 kilómetros al suroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, en los municipios de Reforma Chiapas y Centro Tabasco.Campos: Arroyo Zanapa, Cacho López, Cactus, Juspí, Níspero, Sitio Grande y Teotleco.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 74 mmb de aceite y 220 mmmpc de gas (125.9 mmbpce) en el periodo 2011-2047; así como disminuir la declinación de la producción del crudo producido por los campos de este proyecto.Columna geológica: Se constituye por carbonatos del cretácico (mesozoico), así como arenas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 12 pozos de desarrollo y realizar 46 intervenciones a pozos (34 reparaciones mayores y 12 conversiones a sistemas artificiales de producción). Adicionalmente, planear la optimización de un sistema de bombeo de gas y el taponamiento de 53 pozos. Inversión y costos: Inversión 13,134 mmp (costo de abandono 80 mmp); gasto de operación 26,976 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 15 ductos (1 oleoducto, 11 oleogasoductos y 3 gasoductos), 3 cabezales de recolección, 21 líneas de descarga, 1 sistema de deshidratación de crudo, la construcción de 1 batería de separación en el campo Juspí y 1 estación de compresión de gas.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 969 mmb, gas 1,772 mmmpc y equivalente 1,321 mmbpce.

Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1

1P 106

Variable


(mmbpce)

P50 6,588 2P 167


Antes de impuestos






P90 6,285




73 29 -60%216 229 6%



116 75 -36%


7.3 -71%



16.6 4.9 -70%24.7

0

2

4

6

8

10

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050



0

5

10

15

20

25

30

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050



-5% -67%

-1%

443%

5%

Antes deimpuestos



El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.



AceiteGas




7. Proyecto Desarrollo de campos Costero Terrestre (Explotación)

Localización: Se localiza al sureste de México, en el municipio de Centla, en Tabasco y el municipio del Carmen, en Campeche.Campos: Costero y Ribereño.Objetivo: Acelerar el ritmo de explotación de sus campos y extraer 51.2 mmb de aceite y 406.6 mmmpc de gas (132.5 mmbpce) en el periodo 2011-2031.Columna geológica: Se constituye por sedimentos carbonatados y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 5 pozos de desarrollo y realizar 2 reparaciones mayores y 18 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 8,125 mmp (costo de abandono 375 mmp); gasto de operación 11,038 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 5 líneas de descarga, 4 ductos (2 oleogasoductos y 2 oleoductos) y 2 instalaciones de producción.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 27 mmb, gas 199 mmmpc y equivalente 65 mmbpce.


1P 80

Variable


(mmbpce)

P50 320 2P 151


Antes de impuestos





P10 401 3P 199Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.

P90 148




50 50 0%400 403 1%



130 131 0%


10.3 0%



5.5 6.9 24%10.3

0

2

4

6

8

10

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030



0

10

20

30

40

50

60

70

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030



-90% -66% -82% -17%

907%

192%

Antes deimpuestos






AceiteGas




8. Proyecto Arenque (Explotación)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tamaulipas y Veracruz; localizado entre los paralelos 24°15' y 20°18' de latitud norte, al este colinda con la isóbata de 500 m y al oeste con la línea de costa; cubre una superficie de 23,600 km2 .Campos: Arenque, Atún, Bagre A, Bagre B, Carpa, Isla de Lobos, Jurel, Lobina y Marsopa.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 112 mmb de aceite y 222 mmmpc de gas (156 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, clásticos y bancos de oolitas del jurásico y carbonatos y calizas del cretácico (mesozoico); en el terciario secuencias caracterizadas por lutitas, limonitas, areniscas y calcáreas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 23 pozos de desarrollo y terminar 24, 12 reentradas; recuperar 1 pozo exploratorio, 4 cambios de intervalo, una estimulación y 30 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 18,273 mmp (por abandono 54 mmp); gasto de operación 13,670 mmp.Transporte: Adquirir 2 plataformas nuevas y construir 2 oleogasoductos; el primero de 12'' y 5.6 km (de la plataforma Arenque B a Arenque D), el segundo de 12'' y 1.7 km (de la plataforma Arenque E a Arenque B).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 299 mmb, gas 671 mmmpc y equivalente 428 mmbpce.


1P 132

Variable

/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.11 USD/b; Precio del gas: 5.54 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

(mmbpce)

P50 2,623 2P 165


Antes de impuestos






P90 2,539




112 100 -11%222 249 12%



156 150 -4%


12.2 -17%



6.3 9.2 45%14.8

0

2

4

6

8

10

12

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035



0

5

10

15

20

25

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035



-18% -71%

-4%

392%

28%

Antes deimpuestos






AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.

9. Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas - Constituciones (Explotación)

Localización: Se ubica en los Estados de Tamaulipas, Veracruz y San Luis Potosí al oeste de la ciudad de Tampico, Tamaulipas; yace en la Cuenca Tampico-Misantla, en la porción occidental de la Isla Jurásica de Tamaulipas – Constituciones y en la Planicie Costera del Golfo de México, formando parte del Archipiélago Jurásico Superior; cubre una superficie de 11,397.09 km2.Campos: Altamira, Barcodón, Cacalilao, Corcovado, Ebano Chapacao, Limón, Pánuco, Salinas Barco Caracol, Tamaulipas Constituciones, Topila.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de reservas de aceite por 103 mmb y 44 mmmpc de gas natural (112.8 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por facies carbonatadas, limolitas, arcillas y lutitas del jurásico y secuencias carbonatadas del cretácico (mesozoico); del terciario, formaciones arcillo-arenosas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 550 pozos de desarrollo; realizar 58 cambios de intervalo y 366 reparaciones menores; en un futuro se considera implementar recuperación mejorada; finalmente, adquirir 710 km 2 de sísmica 3D y 900 km de sísmica 2D.Inversión y costos: Inversión 15,354 mmp (incluye costo de abandono 99.7 mmp ); gasto de operación 7,792 mmp.Transporte: Construir 14 macroperas, 14 cabezales colectores e interconexiones, 28 oleogasoductos de campo, 1 terminal integral y 2 tanques de almacenamiento; aunado a la infraestructura existente (32 instalaciones de producción y red de ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,303 mmb, gas 2,920 mmmpc y equivalente 1,864 mmbpce.

Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1

1P 58

Variable


(mmbpce)

P50 17,757 2P 124


Antes de impuestos






P90 17,698




104 105 1%45 44 -3%



113 114 1%


28.0 88%



5.0 21.3 325%14.9

0

2

4

6

8

10

12

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



0

1

2

3

4

5

6

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



-74% -7%

-68% -2%

298%

7%

Antes deimpuestos






AceiteGas




10. Proyecto Lerma-Malta-Talismán (Explotación)

Localización: Se ubica en la porción sur de la Cuenca de Burgos dentro del área San José de las Rusias (23°50'-24°30' latitud norte y 97°55'-98°15' longitud oeste); cubre una superficie de 56 km2.Campos: Lerma y Talismán. Si bien el campo Malta forma parte del proyecto, éste no se contempla en el plan de desarrollo analizado.Objetivo: Desarrollar los campos Lerma y Talismán para la extración de 150 mmmpc de gas (30 mmbpce ) en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por calizas arcillosas y oolíticas del jurásico (mesozoico). Estrategia de Explotación: Perforar 20 pozos de desarrollo e instalar infraestructura para la recolección, compresión, estabilización y endulzamiento de gas, así como 1 planta para inyectar agua congénita producida.Inversión y costos: Inversión 3,009 mmp (incluye costo de abandono 60 mmp); gasto de operación 1,925 mmp.Transporte: 2 estaciones de recolección de gas, 2 estaciones de compresión, 1 planta de estabilización de gas, 1 planta endulzadora, 4 gasoductos (21 km) y 100 km de líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.


1P 0

Variable

/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 6.6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

(mmbpce)

P50 49 2P 31


Antes de impuestos






P90 0




0 0 0%150 156 4%


30 31 4%


0.7 -72%

(dólares/mpc)



0.9 0.4 -53%2.4

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



0

5

10

15

20

25

30

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028



-75% -49% -65% -25%

295%

112%

Antes deimpuestos






AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.

11. Proyecto Gas del Terciario (Explotación)

Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México sobre la Plataforma Continental frente a la línea de costa de los Estados de Tabasco y Campeche; cubre una superficie aproximada de 11,664 Km².Campos: Akpul y Chukúa.Objetivo: Maximizar el valor económico de sus reservas con el fin de extraer 243 mmmpc de gas (49 mmbpce) en el periodo 2011-2034.Columna geológica: Se constituye por rocas siliciclásticas del cretácico (mesozoico) y terciario (cenozoico); entre ellas, arenas, lutitas y areniscas.Estrategia de Recuperación: Perforar 6 pozos de desarrollo; realizar 36 intervenciones (20 reparaciones mayores y 16 menores) y el taponamiento de 6 pozos.Inversión y costos: Inversión 8,961 mmp (costo de abandono 374 mmp); gasto de operación 1,451 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 2 estructuras marinas y 2 gasoductos (28.2 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.


1P 15

Variable


(mmbpce)

P50 61 2P 50


Antes de impuestos






P90 19




0 0 0%243 249 2%


49 50 2%


1.8 -43%

(dólares/mpc)



0.4 0.6 31%3.1

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031



0

10

20

30

40

50

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031



-2%

-38%

-1%

70%

2%

Antes deimpuestos






AceiteGas




12. Proyecto Lakach (Explotación)

Localización: Se ubica a 131 km al noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz y 98 km al sureste de la Ciudad de Veracruz, Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de México; cubre un área de aproximadamente 100 km2 .Campos: Lakach.Objetivo: Extraer 650 mmmpc de gas natural, totalizando un volumen a venta de 625 mmmpc de gas y 8 mmb de condensado, en el periodo de 2011-2023.Columna geológica: Se constituye por areniscas líticas, lutitas y sedimentos limo-arcillosos del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Diseñar y construir la infraestructura del proyecto (1 pozo delimitador, 6 pozos de desarrollo, sistemas submarinos, ductos y centro de proceso terrestre); inició en el 2008 con la fase de visualización; en el 2014 se estima la primera producción.Inversión y costos: Inversión 20,281 mmp (incluye costo de abandono 1,041 mmp ); gasto de operación 4,034 mmp.Transporte: Construir sistemas submarinos, ductos (2 gasoductos de 18" por 60 km de longitud), umbilicales y una estación terrestre de proceso para el acondicionamiento de gas.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.


1P 62

Variable


(mmbpce)

P50 187 2P 135


Antes de impuestos






P90 86




0 0 0%625 673 8%


125 135 8%


2.5 -11%

(dólares/mpc)



0.5 0.6 26%2.8

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023



020406080

100120140160

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023



-51% -29%

-47%

-19%

103%

41%

Antes deimpuestos






AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.

(mmbpce)

13. Proyecto Ayin-Alux (Explotación)

Localización: Se ubica dentro del área denominada Pilar Tectónico Reforma-Akal en la Plataforma Continental del Golfo de México, aproximadamente a 84 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, Tabasco, entre tirantes de agua de 75 y 176 m; la superficie de la asignación es de 969.7 km 2 y el área del proyecto de 352 km2 .Campos: Ayín, Alux.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 197 mmb de aceite y 46 mmmpc de gas (equivalente a 206 mmbpce), en el periodo 2011-2033.Columna geológica: Se constituye por lutitas, limolitas, areniscas y sedimentos terrígenos del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Los campos presentan desarrollo limitado, por lo que la estrategia de explotación considera perforar 7 pozos (recuperación primaria), realizar 21 reparaciones menores, construir un tetrápodo reforzado y 1 plataforma; finalmente, instalar 1 equipo de perforación auto elevable. Inversión y costos: Inversión 17,810 mmp (incluye costo de abandono 439 mmp ); gasto de operación 5,812 mmp.Transporte: Construir 1 oleogasoducto (24.3 km), aunado a una plataforma y un oleogasoducto existentes. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 2 mmb, gas 1 mmmpc y equivalente 2 mmbpce.


P50 837 2P 181


P90 463 1P 82










180 119 -34%43 29 -32%

Equivalente (mmbpce) 188 125 -34%

Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)



2.0 2.7 34%8.3 5.6 -32%


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073



0112233445

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073



-89% -62% -86% -19%

788%

169%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

14. Proyecto Caan (Explotación)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 143 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco, y a 80 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche; el proyecto cubre un área de 481.2 Km2 .Campos: Abkatún, Caan, Kanaab, Taratunich.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 94 mmb de aceite y 239 mmmpc de gas (equivalente a 141 mmbpce), en el periodo 2011-2027.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico) y en el terciario por lutitas y terrígenas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 2 pozos, realizar 6 reparaciones mayores y 17 conversiones a Bombeo Neumático (BN).Inversión y costos: Inversión 20,963 mmp (incluye costo de abandono 4,620 mmp ); gasto de operación 7,020 mmp.Transporte: Utilizar infraestructura existente (24 plataformas, ductos, equipos de procesamiento de separación, deshidratación de aceite, tratamiento de agua y almacenamiento) y construir 2 gasoductos (26.5 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 3,391 mmb, gas 3,938 mmmpc y equivalente 4,179 mmbpce.


P50 9,614 2P 207


P90 9,602 1P 179










94 103 9%239 252 5%


142 153 8%




3.6 48.0 1234%14.3 50.6 253%


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



0

10

20

30

40

50

60

70

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025


Proyecto Reservas 2010-83% -38% -78%

-12%

480%

72%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

15. Proyecto Chuc (Explotación)

Localización: Se ubica frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 132 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas (Tabasco) y a 79 km al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche.Campos: Batab, Ché, Chuc, Chuhuk, Etkal, Homol, Kuil, Onel, Pokoch, Pol, Tumut, Uchak y Wayil.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de 404 mmb de aceite y 810 mmmpc de gas natural (561.5 mmbpce) en el periodo 2011-2046.Columna geológica: Se constituye por rocas sedimentarias arcillosas, siliciclásticas y carbonatadas del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: El plan de explotación contempla perforar 25 pozos de desarrollo, terminar 10 pozos (Bombeo Neumático), 12 reparaciones mayores, recuperar 7 pozos exploratorios, instalar 8 estructuras marinas, perforar 6 pozos inyectores e implementar un proceso de recuperación mejorada (inyección de 30 mmpcd de gas) en el bloque este del campo Chuc.Inversión y costos: Inversión 57,631 mmp (costo de abandono 6,473 mmp); gasto de operación 30,300 mmp.Transporte: Construir 62.6 km de oleogasoductos y 23.2 de gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,935 mmb, gas 2,007 mmmpc y equivalente 2,336 mmbpce.


P50 7,113 2P 567


P90 6,337 1P 327










330 347 5%735 582 -21%


477 463 -3%




4.4 4.9 13%12.7 10.6 -16%


0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040



0

20

40

60

80

100

120

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040



-12%

518%

81%

Antes de impuestos






AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex.

(mmbpce)

16. Proyecto Coatzacoalcos Marino (Explotación)

Localización: Se ubica en aguas territoriales en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a la línea limítrofe de los Estados de Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua de 15 a 28 m de profundidad; la superficie asignada es de 2,920.9 km 2 y el área del proyecto de 650.4 km2.Campos: Amoca y Tecoalli.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para extraer 46 mmb de aceite y 23 mmmpc de gas natural (equivalente a 52 mmbpce), en el periodo 2015-2050.Columna geológica: Se constituye por sedimentos terrígenos, arcillas, areniscas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 7 pozos de desarrollo, recuperar 1 pozo exploratorio, instalar estructuras marinas y ductos, así como implementar un sistema artificial de producción con bombeo neumático (BN).Inversión y costos: Inversión 9,183 mmp; gasto de operación 762 mmp.Transporte: instalar 2 estructuras marinas y construir 46.6 km de ductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.


P50 299 2P 51


P90 231 1P 34










33 36 9%17 17 -2%


36 39 8%




1.7 3.0 74%15.6 10.0 -36%


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044



0

1

1

2

2

3

3

4

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044



-70% -46%

-68% -26%

229%

86%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

17. Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba (Explotación)

Localización: Se ubica al noroeste del Estado de Tabasco en los municipios de Jalpa de Méndez, Paraíso, Comalcalco y Cárdenas; el proyecto tiene una superficie de 1,800 km2 .Campos: Ayapa, Castarrical, El Golpe, Mayacaste, Puerto Ceiba, Santuario, Tajón, Tintal, Tupilco.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos de hidrocarburos para extraer 84 mmb de aceite y 63 mmmpc de gas natural (equivalente a 97 mmbpce), en el periodo 2011-2028.Columna geológica: Se constituye por arcillas, rocas carbonatadas y dolomías del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario, lutitas calcáreas y formaciones arenosas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación onsidera perforar 24 pozos de desarrollo (pozos de alcance extendido y direccionales , desde macroperas existentes), realizar 121 intervenciones a pozos (74 reparaciones mayores, 32 menores y la implementación de 15 sistemas artificiales de producción) y 65 taponamientos; actualizar modelos estáticos y dinámicos de los campos; desarrollar y reactivar el campo Mayacaste, y, finalmente, dar mantenimiento a las instalaciones existentes.Inversión y costos: Inversión 15,338 mmp (incluye costo de abandono 101 mmp); gasto de operación 4,478 mmp.Transporte: instalación de 1 cabezal de recolección y 26 líneas de descarga, aunado a las instalaciones existentes (cabezales, baterías de separación, estaciones de compresión, ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 494 mmb, gas 401 mmmpc y equivalente 574 mmbpce.


P50 3,821 2P 215


P90 3,124 1P 135










83 141 69%62 48 -23%


96 150 57%




3.4 5.9 75%15.0 8.8 -41%


0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030



0

2

4

6

8

10

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030


Proyecto Reservas 2010 -81% -32%

-77% -10%

437%

55%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

18. Proyecto Jujo-Tecominoacán (Explotación)

Localización: Se localiza en la parte Sureste de la República Mexicana, en los municipios de Cárdenas y Huimanguillo del estado de Tabasco, entre los meridianos 93° 25’ - 93° 35 de longitud Oeste y los 17° 50’ - 17° 55’ de latitud Norte.Campos: Jacinto, Jujo - Tecominoacán, Paredón y Tepeyil.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos con el fin de extraer 391 mmb de aceite y 637 mmmpc de gas (518.4 mmbpce), en el periodo 2011-2051.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y arcillo-arenosas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por lutitas con intercalaciones de arenas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar y terminar 26 pozos y realizar 110 intervenciones (38 reparaciones mayores y 72 menores); aplicar métodos de recuperación secundaria (inyección de 90 mmpcd de nitrógeno y 35 de gas amargo hasta el 2017 para mantenimiento de la presión del campo Jujo-Tecominoacán); finalmente, el taponamiento de 5 pozos.Inversión y costos: Inversión 38,137 mmp (costo de abandono 8 mmp); gasto de operación 84,474 mmp.Transporte: Construir 2 gasoductos, 30 líneas de descarga y 2 sistemas para el tratamiento de aguas residuales.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,468 mmb, gas 2,355 mmmpc y equivalente 1,939 mmbpce.


P50 6,246 2P 852


P90 6,063 1P 818










277 371 34%429 449 5%


362 461 27%



5.3 0.9 -82%

Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010

11.8 9.3 -21%17.2 10.3 -40%


0.0

5.0

10.015.0

20.0

25.0

30.035.0

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073



05

1015202530354045

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

2052

2055

2058

2061

2064

2067

2070

2073


Proyecto Reservas 2010 -86% -6%

-71% -3%

593%

28%

Antes deimpuestos






AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

(mmbpce)

19. Proyecto Och-Uech-Kax (Explotación)

Localización: Se ubica en la porción central de la Sonda de Campeche, al occidente de la Península de Yucatán, frente a los Estados de Campeche y Tabasco, dentro de las aguas territoriales del Golfo de México; el área asignada tiene una superficie de 969.7 km 2 y el proyecto un área de estudio de 402.8 km 2.Campos: Kax, Och y Uech.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 51 mmb de aceite y 98 mmmpc de gas (equivalente a 74 mmbpce) en el periodo 2011-2027.Columna geológica: Se constituye por depósitos carbonatados, dolomías, sedimentos arcillosos y lutitas del jurásico y carbonatos arcillosos del cretácico (mesozoico); en el terciario se identifican lutitas y sedimentos terrígenos (cenozoico).Estrategia de Recuperación: El plan de explotación contempla perforar 3 pozos, terminar 2 pozos y realizar 1 reparación mayor del pozo Och-12 utilizando una plataforma autoelevable.Inversión y costos: Inversión 9,998 mmp (costo de abandono 1,167 mmp); gasto de operación 2,133 mmp.Transporte: Construir la interconexión submarina del oleogasoducto de 24” x 24 km hacia Pol-A.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 272 mmb, gas 563 mmmpc y equivalente 385 mmbpce.


P50 923 2P 89


P90 923 1P 89










52 54 6%98 87 -11%


71 72 1%




2.2 3.0 39%12.4 5.1 -59%


0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



0

5

10

15

20

25

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



-15%

553%

112%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

20. Proyecto San Manuel (Explotación)

Localización: Se ubica a 43 km al suroeste de Villahermosa, Tabasco; comprende los municipios de Juárez, Pichucalco y Ostuacán en el Estado de Chiapas; el área colinda con el cinturón plegado de la Sierra de Chiapas (sur) y las cuencas de Macuspana (este) y Comalcalco (oeste y noroeste); el proyecto cubre un área de 1,642 km2 .Campos: Catedral, Chiapas-Copanó, Chintul, Comoapa, Malva, Mundo Nuevo, Muspac, Sunuapa.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 75 mmb de aceite y 496 mmmpc de gas (equivalente a 174 mmbpce), en el periodo 2011-2041.Columna geológica: Se constituye por lutitas, areniscas arcillosas, dolomías y rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación contempla perforar y terminar 6 pozos, realizar 45 intervenciones (23 reparaciones mayores y 22 menores, las cuales incluyen conversiones a sistemas artificiales de producción), implantar procesos de recuperación mejorada en el bloque este del campo Sunuapa (inyección de 30 mmpcd de gas), construir infraestructura adicional, además de mantenimiento, adecuar las instalaciones existentes y llevar a cabo 31 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 9,258 mmp (costo de abandono 22 mmp); gasto de operación 24,043 mmp.Transporte: Construir 8 ductos, 5 líneas de descarga y otras instalaciones de producción.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 362 mmb, gas 3,981 mmmpc y equivalente 1,158 mmbpce.


P50 2,706 2P 193


P90 2,682 1P 167










65 63 -3%425 418 -2%


150 146 -2%




3.5 4.0 14%4.9 4.4 -10%


0.01.02.03.04.05.06.07.08.0

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044



0

10

20

30

40

50

60

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042

2044



-89% -60% -76% -18%

847%

204%

Antes deimpuestos






AceiteGas




(mmbpce)

21. Proyecto Desarrollo de Campos Ixtal - Manik (Explotación)

Localización: Se ubica frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 140 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco, y a 95 km de Ciudad del Carmen, Camp., entre las isobatas de 70 y 80 m. La superficie de las asignaciones es de 1,925 km2 y el área del proyecto de 15 km2 .Campos: Ixtal y Manik.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de 146 mmb de aceite y 281 mmmpc de gas natural (equivalente a 201 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y calizas dolomitizadas del jurásico (mesozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 2 pozos, 5 reparaciones mayores, instalar un separador remoto y un equipo para el aprovechamiento de gas amargo, así como dar mantenimiento a las instalaciones existentes y 17 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 16,762 mmp (costo de abandono, 754 mmp); gasto de operación 9,090 mmp.Transporte: No considera el desarrollo de infraestructura adicional a la existente (3 estructuras marinas y 5 ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 212 mmb, gas 409 mmmpc y equivalente 294 mmbpce.


P50 1,064 2P 277


P90 1,064 1P 277










146 144 -1%281 223 -21%


202 189 -7%




3.3 2.9 -12%9.3 4.6 -51%


0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



0

20

40

60

80

100

120

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



-91% -67% -87% -20%

1038%

240%

Antes deimpuestos




Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación116PROYECTOS INTEGRALES



AceiteGas




1. Proyecto Integral Cuenca de Veracruz (Explotación)

Localización: Se ubica en la margen occidental del Golfo de México, en la parte central del Estado de Veracruz; colinda con el eje Neovolcánico y la Cuenca Tampico-Misantla (norte), la Cuenca Salina del Istmo y el Complejo Volcánico de los Tuxtlas (sur), con el Frente Tectónico Sepultado (occidente) y el Golfo de México (oriente).Campos: Cuenta con 37.Objetivo: Asegurar la continuidad en la producción de gas y aceite a partir de la reclasificación e incorporación de reservas de hidrocarburos con 18.5 mmb de aceite y 1,081 mmmpc de gas (235 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por conglomerados, areniscas calcáreas y lutitas bioturbadas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 72 pozos de desarrollo (55 de gas no asociado y 17 de aceite), 26 intervenciones mayores y 120 menores y 120 taponamientos de pozos.Inversión y costos: Inversión 16,179 mmp (por abandono 151 mmp); gasto de operación 6,316 mmp.Transporte: Construir y operar 2 estaciones de recolección de aceite y/o gas, 19 gasoductos, 1 oleoducto y 95 líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 79 mmb, gas 3,183 mmmpc y equivalente 703 mmbpce.



1P 189

Variable


(mmbpce)

P50 1,848 2P 206


Antes de impuestos






P90 1,848




19 12 -37%1,081 661 -39%


235 144 -39%


0.5 -68%

(dólares/mpc)



0.5 0.5 2%1.6

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



0

50

100

150

200

250

300

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025


Proyecto Reservas 2010-83% -72% -77% -40%

489%

251%

Antes deimpuestos




Cosamaloapan P10 276Tinajas Media 426

P90 704sep-12

Cosamaloapan 10 - 61Tinajas 14 - 33

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010.

2. Proyecto Integral Cuenca de Veracruz (Exploración)

Localización: Se ubica en el margen occidental del Golfo de México; comprende la parte central del Estado de Veracruz y una porción de Oaxaca; cubre una superficie de 11,356 km2 .Áreas del proyecto: Cosamaloapan y Tinajas.Objetivo: Incorporar reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 276 mmbpce en el percentil 10 a 704 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 426 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico) y lutitas, areniscas y conglomerados del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 155 pozos exploratorios en un periodo de 25 años (2011 - 2025); considera la adquisición de 2,400 km2 de sísmica 3D; obtener 68 estudios geológicos y 3 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 13,509 mmp (estratégica 11,681 mmp y operacional 1,828 mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

1,549

Recurso prospectivo

950 268 119599 158 36

Volumen prospectivo


Proyecto 1,549 426 155




mmpesos 10,136 10,136 (dólares por mpc)mmpesos 32,259 9,097



B/C** USD/bpce 3.76 1.26

3.0



0.51.60.9

Geológico

15 - 6218 - 33


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0

5

10

15

20

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

50

100

150

200

250

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas



AceiteGas





1.1 0.9 -14%2.6


1.9 -27%

(dólares/mpc)


277 7 -97%Equivalente (mmbpce)

55 1 -97%


0 0 0%

Análisis de Sensibilidad9% 35% 33%


P90 103

0% 0% 0%





1P 16

Variable


(mmbpce)

P50 213 2P 63


Antes de impuestos


3. Proyecto Integral Lankahuasa (Explotación)

Localización: Se ubica al norte del Estado de Veracruz, entre los poblados de Tecolutla y Punta Delgada desde la línea de costa hasta la isobata de 500 metros; yace en la Plataforma Continental del Golfo de México en la porción sureste costa fuera de la Cuenca Tampico-Misantla y comprende parte del segmento terciario progradacional de la cuenca; cubre un área de 3,447 km 2.Campos: Kosni y Lankahuasa.Objetivo: Continuar con la explotación y desarrollo de los yacimientos de gas seco y extraer 277 mmmpc de gas (55 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por rocas calcáreas, areniscas y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por sedimentos siliciclásticas y areniscas (cenozoico). Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 10 pozos de desarrollo horizontales en el periodo 2011 - 2025.Inversión y costos: Inversión 5,904 mmp; gasto de operación 4,092 mmp.Transporte: Construir e instalar 2 plataformas tipo tetrápodo y 2 gasoductos (1.5 km y 14 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 117 mmmpc y equivalente 22 mmbpce.


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



05

101520253035

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025



-29% -49%

-13%

150%

40%

Antes deimpuestos





Lankahuasa P10 78Canatla Media 203

P90 394sep-12

Lankahuasa 14 - 44Canatla 14 - 15

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010.

4. Proyecto Integral Lankahuasa (Exploración)

Localización: Se ubica al norte del estado de Veracruz, entre los poblados de Tecolutla y Punta Delgada desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 metros; se encuentra en la Plataforma Continental del Golfo de México, costa afuera de la Cuenca Tampico-Misantla (porción sureste); comprende parte del segmento terciario progradacional de esta cuenca y cubre un área de 3,447 km 2.Áreas del proyecto: Lankahuasa y Canatla.Objetivo: Evaluar los recursos prospecticvos de gas no asociado y descubrir nuevos campos con un volumen que varía de 78 mmbpce en el percentil 10 a 394 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 203 mmbpce.Columna geológica: Se constiuye por rocas calcáreas, areniscas, lutitas y dolomías del jurásico y carbonatos y arcillas del cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos arcillo-arenosos, arenas, conglomerados, lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 18 pozos exploratorios en un período de 7 años (2011-2026); obtener 18 estudios geológicos y 18 estudios geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 8,916 mmp (estratégica 8,328 mmp y operacional 588, mmp).



Recurso prospectivo


Categoria

776

Recurso prospectivo

620 178 15156 25 3

Volumen prospectivo


Proyecto 776 203 18




mmpesos 4,829 4,829 (dólares por mpc)mmpesos 3,499 125



B/C** USD/bpce 1.66 1.01

2.5



0.31.40.7

Geológico

15 - 5215 - 17


Área del proyecto

Comercial

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

01122334

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

050

100150200250300350400

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas



AceiteGas

Antes deimpuestos




5. Proyecto Integral Burgos (Explotación)

Localización: Se ubica en el noreste de México, al norte del Estado de Tamaulipas y forma parte de algunos municipios de Nuevo León y Coahuila; colinda con los EE.UU. (norte) y con la margen occidental del Golfo de México (este); cubre una superficie de 120,000 km2.Campos: Cuenta con 142.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 4,253 mmmpc de gas (851 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por sedimentos terrígenos siliciclásticos (alternancias de areniscas y lutitas) del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 1,598 pozos de desarrollo (terminación tubingless), 2,082 intervenciones mayores y 1,078 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 136,034 mmp (por abandono 1,486 mmp); gasto de operación 30,861 mmp.Transporte: Construir y operar 50 estaciones de recolección de gas y 49 gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 20 mmb, gas 10,933 mmmpc y equivalente 2,167 mmbpce.


1P 383

Variable

/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 5.72 USD/mpc; Precio del condensado: 74.22 USD/bpce; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

(mmbpce)

P50 3,965 2P 583


impuestos

Antes de impuestos






P90 3,478



Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación Después de

0 0 0%4,253 2,217 -48%


851 443 -48%


2.0 -31%

(dólares/mpc)



0.5 1.3 152%2.8

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029



0

100

200

300

400

500

600

700

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029



-79% -18%

-71% -4%

392%

28%




Reynosa P10 1,602Camargo Media 1,778Herreras P90 2,138

sep-12 Presa FalcónMúzquiz

Reynosa 13 - 43Camargo 14 - 42Herreras 18 - 52Presa Falcón 13 - 36Múzquiz 6 - 44

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010.

6. Proyecto Integral Burgos (Exploración)

Localización: Se ubica en el noreste de México, al norte del Estado de Tamaulipas y forma parte de algunos municipios de Nuevo León y Coahuila; colinda con los EE.UU. (norte) y con la margen occidental del Golfo de México (este); cubre una superficie de 109,605 km2 .Áreas del proyecto: Reynosa, Camargo, Herreras, Presa Falcón y Múzquiz.Objetivo: Incorporar nuevas reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 1,602 mmbpce en el percentil 10 a 2,138 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,778 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y silisiclásticas del cretácico (mesozoico); en el terciario, por rocas siliciclásticas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 879 pozos exploratorios en un periodo de 18 años (2011 - 2028); considera la adquisición de 9,200 km de sísmica 2D y 20,800 km2 de sísmica 3D; obtener 160 estudios geológicos y 20 geofísicos (de sísmica 2D y 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 71,604 mmp (estratégica 66,580 mmp y operacional 5,024 mmp).



Recurso prospectivo



2,088 502 2341,308 342 175

Volumen prospectivo

7,1051,153 299 1531,025 285 2041531 350 113

Proyecto 7,105 1,778 879 Probalidad de ÉxitoÁrea del proyecto

Comercial




mmpesos 61,943 5,890 Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 74,842 74,842 (dólares por mpc)



/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.12 USD/b; Precio del gas: 5.72 USD/mpc; Precio del condensado: 74.21 USD/bpce; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.


0.81.20.7

Geológico

14 - 4415 - 4318 - 5317 - 3813 - 61

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0200400600800

1,0001,2001,4001,600

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068


gas



AceiteGas



Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septeimbre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.

7. Proyecto Integral Cuenca de Macuspana (Explotación)

Localización: Se ubica entre los Estados de Tabasco, Campeche y Chiapas; comprende los municipios de Centla, Centro, Jalapa, Jonuta y Macuspana en el Estado de Tabasco, parte de los municipios del Carmen y Palizada en Campeche y Catazaj, Palenque, Salto del Agua, Tila, Sabanilla, Tumbala, Huitiupan, Chilón, Yajalón y La Libertad en Chiapas; cubre una extensión de 18,061 km 2.Campos: Acachu, Almendro, Bitzal, Cafeto, Cantemoc, Cobo, Fortuna Nacional, Güiro, Hormiguero , Jimbal, José Colomo, Laguna Alegre, Mangar, Nuevos Lirios, Ojillal, Rasha, Shishito, Tepetitán, Usumacinta, Vernet, Viche y Xicalango.Objetivo: Acelerar el ritmo de explotación de sus campos y extraer 13.9 mmb de aceite y 429 mmmpc de gas (99.7 mmbpce) en el periodo 2011-2042.Columna geológica: Se constituye por sedimentos silisiclásticos, areniscas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Terminar 37 pozos de desarrollo, realizar 134 intervenciones a pozos (62 reparaciones mayores y 72 menores) y el taponamiento de 146 pozos.Inversión y costos: Inversión 12,534 mmp (costo de abandono 522 mmp); gasto de operación 15,542 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 42 líneas de descarga, 7 ductos (5 gasoductos, 1 oleoducto y 1 oleogasoducto) y 11 instalaciones (9 cabezales, 1 batería de separación y 1 estación de compresión). Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 35 mmb, gas 5,782 mmmpc y equivalente 1,165 mmbpce.


1P 78

Variable


(mmbpce)

P50 1,820 2P 117


Antes de impuestos






P90 1,692




14 14 1%418 427 2%


98 99 2%


1.2 -74%

(dólares/mpc)



2.6 0.7 -73%4.8

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029



0

10

20

30

40

50

60

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029



-29% -60%

-13%

238%

53%

Antes deimpuestos





P10 317Media 569P90 1,012

sep-12

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septeimbre de 2010.


8. Proyecto Integral Cuenca de Macuspana (Exploración)

Localización: se ubica al oriente de Villahermosa, Tabasco; colinda con los proyectos Litoral de Tabasco Terrestre (norte), Reforma Terciario (sur y este) y Julivá (oeste); cubre un área total de 5,670 km2 .Áreas del proyecto: Cuenca de Macuspana.Objetivo: Incorporar reservas de aceite súper ligero, ligero, gas húmedo y seco con un volumen que varía de 317 mmbpce en el percentil 10 a 1,012 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 569 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas, areniscas y limolitas del jurásico y dolomías del cretácico (mesozoico); lutitas y rocas arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 58 pozos exploratorios en un período de 24 años (2011-2034); adquirir 2,092 km2 de sísmica 3D; obtener 39 estudios geológicos y 5 geofísiscos (sísmica 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 18,477 mmp (estratégica 17,798 mmp y operacional 679 mmp).


Recurso prospectivo

Cuenca de Macuspana


Recurso prospectivo


Categoria Volumen prospectivo

2,983569 582,983

Proyecto 2,983 569 58




mmpesos 58,715 19,302 Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 12,798 12,798 (dólares por mpc)




2.11.81.5

Geológico


12 - 57

Área del proyecto

Comercial

Cuenca de Macuspana 12 - 62

0

50

100

150

200

250

300

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074


Proyecto

05

10152025303540

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

020406080

100120140160

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas



AceiteGas




9. Proyecto Integral Crudo Ligero Marino (Explotación)

Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 75 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas (Tabasco) entre las isobatas de 20 y 100 m. El proyecto integral cubre un área de 7,545 km2 y la componente de explotación de 6,451 km 2.Campos: Bolontikú, Ichalkil, Kab, Kix, May, Misón, Nak, Sinán, Tsimín, Xux y Yum.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 792 mmb de aceite y 3,717 mmmpc de gas (equivalente a 1,535 mmbpce), en el periodo 2011-2045.Columna geológica: Se constituye por depósitos de carbonatos fracturados del cretácico y arenas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 69 pozos de desarrollo, 4 pozos inyectores y 16 reparaciones mayores; aplicar métodos de recuperación secundaria con inyección de gas al campo May e inyección de agua al campo Bolontikú; finalmente, iniciar el desarrollo de las reservas recien incorporadas de los campos Tsimin y Xux.Inversión y costos: Inversión 239,687 mmp (costo de abandono 10,060 mmp); gasto de operación 59,483 mmp.Transporte: Construir 16 estructuras marinas y 23 ductos (297 kilómetros).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 373 mmb, gas 1,021 mmmpc y equivalente 570 mmbpce.


1P 698

Variable


(mmbpce)

P50 4,249 2P 1,332


Antes de impuestos





P10 7,672 3P 2,690Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.

P90 2,777




694 589 -15%3,221 2,870 -11%



1,338 1,163 -13%


8.0 -44%



2.8 4.2 49%14.1

010

20

30

40

5060

70

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042



0

50

100

150

200

250

300

350

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042



-78% -28%

-74% -8%

354%

40%

Antes deimpuestos





Yaxche-Xanab P10 1,831Pilar de Akal Media 2,330Teekit P90 2,926

sep-12 Xulum

Yaxche-Xanab 23 - 56Pilar de Akal 23 - 76Teekit 26 - 32Xulum 46

VM Esperado*VPI***


Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.

10. Proyecto Integral Crudo Ligero Marino (Exploración)

Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México frente a la costa de los Estados de Tabasco y Campeche; colinda con los proyectos Campeche Poniente (norte), Campeche Oriente (oriente), Coatzacoalcos (occidente) y con la línea de costa (sur). El proyecto integral cubre un área total de 7,545 km2 y la componente de exploración de 6,618 km2.Áreas del proyecto: Yaxche-Xanab, Pilar de Akal, Xulum y Teekit.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y gas no asociado, con un volumen que varía de 1,831 mmbpce en el percentil 10 a 2,926 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,330 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por depósitos de rocas arcillo-calcáreas del jurásico superior kimmeridgiano, carbonatos fracturados del cretácico y arenas del mioceno.Estrategia de Exploración: Perforar 63 pozos exploratorios en un período de 15 años (2011-2025), incluyendo 7 pozos delimitadores; adquirir 2,318 km2 de sísmica 3D; obtener 55 estudios geológicos, 3 geofísiscos (sísmica 3D) y 38 geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 62,178 mmp (estratégica 57,835 mmp y operacional 4,343, mmp).



Recurso prospectivo



1,956 831 292,359 1,362 28

Volumen prospectivo

291 111 555 26 1

4,661

Proyecto 4,661 2,330 63Probalidad de Éxito

Área del proyecto

Comercial






VME/VPI pesos/pesos 2.75 0.25B/C** USD/bpce 3.42 1.07 Proyecto a dictamenVariable

Geológico

23 - 5624 - 8427 - 33

47


11.67.32.22.1

050

100150200250300

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


aceite

0

100

200

300

400

500

600

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2051

2053

2055

2057

2059

2061

2063

2065

2067

2069


gas


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