Perspectivas de la exploración y producción de hidrocarburos en

México

Ing. Carlos A. Morales Gil Abril 17, 2008

1

2

Contenido

• Antecedentes

• Metas estratégicas

• Avances

• Perspectivas y retos

• Comentarios finales

3

Las cuencas petroleras de México

• Pemex, por 70 años ha dedicado su actividad de exploración y producción en las cuencas de la porción terrestre y de la plataforma continental del Golfo de México

• Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste

• Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas, destacando por su volumetría la de Burgos

• Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México Profundo

VeracruzVeracruz

Tampico -Misantla

Burgos Burgos

Sabinas

Golfo de Golfo de MMééxico xico

Profundo Profundo

Cuencas del Cuencas del Sureste Sureste

4

El incremento de la inversión ha permitido mantener estable la producción

21 1513

14

48 56 5769 86 97

115 1276 5 10

17

140127

112107

54 61 6686

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Inversión*mmmpesos 2007

Producción

Gas naturalmpcd

1,774 1,997 2,168 2,425 2,458 2,387 2,244 2,045

1,238 1,130 1,010 946 925 946 1,012 1,036

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

3,012 3,127 3,178 3,371 3,383 3,333 3,256

Aceite pesado Aceite ligero

3,082

3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,445

1,299 1,272 1,305 1,379 1,563 1,864 2,2662,613

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356

Gas asociado Gas no asociado

6,058

Totalmbpced

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

+ 9%4,3924,434 4,395 4,413 4,348 4,130 4,092 4,024

Aceitembd

Explotación Exploración

* Incluye COPF

5

Producción acumulada

mmbpce

Cuencas del Sureste

Burgos-Sabinas

Veracruz TotalTampicoMisantla

38,319

6,2451,986 417

82%

4%1%

13%

46,890

• La mayor producción de hidrocarburos se ha obtenido a partir de las Cuencas del Sureste

• La producción acumulada es similar a la reserva remanente total

• Las Cuencas productoras de gas no asociado Burgos y Veracruz hanaportado el 5 por ciento de la producción acumulada

6

Producción histórica de aceite

0

1,000

2,000

3,000

4,000

1968 1974 1980 1986 1992 1998 2004

0500

1,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000

1968 1974 1980 1986 1992 1998 2004

Cuencas del Sureste

mbpced

Cuenca Tampico-Misantla

• Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las denominadas Cuencas del Sureste y de Tampico-Misantla

• El incremento en la producción en las Cuencas del Sureste obedece principalmente a los megadescubrimientos en la sonda de Campeche y en el área Chiapas Tabasco

• La Cuenca de Tampico-Misantla es la más antigua en producción en México. Actualmente, se encuentra en etapa de reactivación con la puesta en marcha del proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)

7

Producción histórica de gas

mmpcd

• Las principales cuencas productoras de gas no asociado corresponden a Burgos y Veracruz, destacando por su volumetría la de Burgos

• La producción de gas de ambas cuencas alcanza un volumen de más de 2,300 miles de millones de pies cúbicos de gas equivalentes a 38% de la producción nacional

• La reactivación de ambas cuencas se basa en la aplicación de nuevas tecnologías así como a nuevos esquemas de trabajo

0

500

1,000

1,500

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

Cuenca de Burgos

0

500

1,000

1,500

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

Cuenca de Veracruz

8

Reservas y recursos prospectivos

18.9

23.8

0.31.0 0.5

Burgos Veracruz P. Yucatán TampicoMisantla

Cuencas delSureste

Golfo deMexico

Profundo

Reserva 3P descubiertas a(mmmbpce)

29.5

3.40.8 0.3

18.1

1.7

Burgos Veracruz P. Yucatán TampicoMisantla

Cuencas delSureste

Golfo deMexico

Profundo

Total : 53.8

Recursos prospectivos (mmmbpce)

Total : 44.5

a. Al 1° de enero de 2008

• Las reservas se encuentran concentradas en las Cuencas del Sureste y Tampico-Misantla

• Más del 50% de los recursos prospectivos del país se encuentran en aguas profundas

• Por ello, la estrategia exploratoria ubica como área prioritaria aguas profundas

PorcentajeCuenca

1Plataforma Yucatán1Veracruz6Burgos y Sabinas3Tampico- Misantla

34Cuencas del Sureste

55Golfo de México Profundo

Recursos prospectivos

9

Metas estratégicas

10

Metas estratégicas

• Mantener la producción en niveles de 3.1 mmbd de aceite y más de 6.0 mmmpcd de gas, con un crecimiento en el gas superior al de la demanda

• Mejorar los resultados exploratorios para alcanzar una relación reserva probada / producción de cuando menos 10 años

• Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción

• Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental

• Mejorar la relación con las comunidades en las que PEMEX opera

11

• Administrar la declinación de Cantarell• Mantener niveles de producción de aceite y disminuir las

importaciones de gas• Ejecutar eficientemente proyectos como Aceite Terciario del Golfo• Generalizar la aplicación de procesos de recuperación secundaria y

mejorada• Ampliar la capacidad de ejecución

• Fortalecer las capacidades y habilidades de nuestros recursos humanos en disciplinas críticas para la exploración y desarrollo

Recursos humanos

Exploración

Explotación

• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes

• Mejoramiento en la resolución de imagen subsalina • Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias y mejorar el

éxito exploratorio

Tecnologías

• Orientada a la solución de problemas identificados en las diferentes cuencas y campos del país

• Rápida implantación de tecnología críticas para mejorar costos de producción, y descubrimiento y desarrollo

La exploración y explotación de estas cuencas requiere estrategias

12

Estrategias e iniciativas en recursos humanos• La estrategia de administración de recursos humanos se ha diseñado de acuerdo a las

problemáticas particulares de los proyectos, incluyendo consideraciones respecto a un relevo generacional dinámico, un plan de carrera y el cierre oportuno de brechas en competencias críticas, específicamente para los próximos 5 años

• Desarrollo de especialidades a través de estancias en el extranjero, maestrías y mentorías

Relevo generacional

Plan de carrera

Competencias

• Reemplazo planificado

• Diferimiento selectivo del retiro

• Gestionar contratación de plazas temporales

• Acelerar transferencia del conocimiento

Desarrollo de:

• Ejecutivos

• Especialistas

• Operativos

Disciplinas• Interpretación geológica-

geofísica• Caracterización de yacimientos• Tecnologías de explotación en

aguas profundas• Diseño de pozos no

convencionales • Procesos de recuperación

secundaria• Procesos de recuperación

mejorada• Administración de

megaproyectos• Aguas profundas

Capacitación(aprender- haciendo)• Diplomados• Cursos modulares

(especialidades)• Maestrías• Estancias en

compañías operadoras• Estancias en

compañías de servicios

13

Características de la estrategia en exploración

• La estrategia exploratoria descansa en dos pilares: la diversificación de inversiones y recursos humanos en áreas prioritarias

• Focalización de las inversiones en áreas prioritarias, acotando el tiempo, la actividad física de los proyectos exploratorios y mejorar la rentabilidad de los mismos

• A fin de mitigar el riesgo, la actividad exploratoria se realizarátanto en las áreas tradicionalmente productoras como en los sectores prioritarios de evaluación del potencial donde se esperan las mayores acumulaciones de hidrocarburos

37 sectores

2008 - 2012

300

Kilómetros0 100 200

1

2

3 54

6

7

EP IR

Proyectos

14 sectores prioritarios

14

Características de la estrategia en explotación

• Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas

• Elaborar nuevos esquemas de ejecución para desarrollar campos maduros y marginales de forma rentable

• Fortalecer el diseño y la ejecución de los proyectos de exploración y desarrollo

• Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

Cuencas

Golfo de México Profundo

Sureste

Burgos

Tampico-Misantla

Veracruz

Sabinas

Plataforma de Yucatán

15

Rumbo tecnológico

Adquisición de información

• Sísmica 3D• Cable vertical 3D• Sísmica 4D• Sísmica de pozo

• Sistemas de perforación de doble gradiente• Perforación horizontal• Tubería de revestimiento expandible• Pozos esbeltos• Perforación direccional• Fluidos de perforación sintéticos• Líneas de descarga de poliéster• Risers aislados• Perforación bajo balance con tubería flexible• Perforación multilateral

• Predicción de presión en tiempo real• Herramientas para planeación integral de pozos

• Plataforma de patas tensadas• Plataforma tipo Spar• Unidad Flotante de producción• Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento

y Descarga

• Recuperación térmica• Inyección de gas• Inyección de químicos• Recuperación microbiana

Análisis

Geología y Geofísica

Sistemas de desarrollo

Perforación de pozos

Tecnologías Perforación Adquisición de información

Análisis

Sistemas fijos

Sistemas flotantes

Sistemas submarinos

Sistemas de recuperación mejorada

• Modelado de yacimiento• Visualización/realidad virtual• Procesado sísmico especial

• Plataformas fijas• Plataformas sumergibles

• Sistemas submarinos

• Herramientas de medición de fondo• Entrega de información

Adquisición de información

• Sísmica 3D• Cable vertical 3D• Sísmica 4D• Sísmica de pozo

• Sistemas de perforación de doble gradiente• Perforación horizontal• Tubería de revestimiento expandible• Pozos esbeltos• Perforación direccional• Fluidos de perforación sintéticos• Líneas de descarga de poliéster• Risers aislados• Perforación bajo balance con tubería flexible• Perforación multilateral

• Predicción de presión en tiempo real• Herramientas para planeación integral de pozos

• Plataforma de patas tensadas• Plataforma tipo Spar• Unidad Flotante de producción• Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento

y Descarga

• Recuperación térmica• Inyección de gas• Inyección de químicos• Recuperación microbiana

AnálisisAnálisis

Geología y GeofísicaGeología y Geofísica

Sistemas de desarrolloSistemas de desarrollo

Perforación de pozosPerforación de pozos

Tecnologías PerforaciónPerforación Adquisición de informaciónAdquisición de información

AnálisisAnálisis

Sistemas fijosSistemas fijos

Sistemas flotantesSistemas flotantes

Sistemas submarinosSistemas submarinos

Sistemas de recuperación mejorada

• Modelado de yacimiento• Visualización/realidad virtual• Procesado sísmico especial

• Plataformas fijas• Plataformas sumergibles

• Sistemas submarinos

• Herramientas de medición de fondo• Entrega de información

• La estrategia considera la identificación y rápida implantación de tecnologías críticas para mejorar los costos de producción, descubrimiento y desarrollo

No exhaustiva

• Su implantación supone el fortalecimiento del aparato de investigación y desarrollo mexicano

16

Avances

17

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Evolución de las inversiones en Aguas Profundas

Inversiones(MMpesos)

Total: 6,713

Estudios

• A partir de 2004 se incrementa la inversión en aguas profundas

• En esta cuenca, 39% de las inversiones se han destinado a la adquisición de información sísmica, lo que ha permitido la identificación de más de 200 oportunidades exploratorias

• Asimismo, 34% de las inversiones se ha destinado a la perforación y terminación de pozos

• Y se han descubierto más de 500 MMBPCE en reserva 3P

467769

1,240 1,106 1,039

2,092

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Reservas 3P(MMBpce)

Total: 521

33

349

139

Adquisición y procesado sísmico Pozos

18

• De los cinco pozos perforados hasta 2007, cuatro resultaron productores: Noxal-1 , Lakach-1 y Lalail-1 de gas no asociado, mientras que Nab-1 resultóproductor de aceite extrapesado

• Por la magnitud de las reservas descubiertas en Lakach, su desarrollo se presenta como una opción inmediata para contribuir a incrementar la oferta de gas natural

Pozos perforados

0.71 MMMMPC1.3 MMMMPC0.42 MMMMPC32.6 MMBPCE

18 MMPCD25-30 MMPCD9.5 MMPCD1,178 BPDImproductivo

3,8153,8133,6404,0504,901

806988936679513

Lalail-1Lakach-1Noxal-1Nab-1Chuktah-201

20072007200620042004Año

Profundidad

Reservas

Prueba de producción

(metros)

Tirante (metros)

Pozos

19

Un ejemplo: Campo Lakach

Lakach-1

Noxal-1

Tabscoob-101

• Localizado a 131 km. al noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz con un tirante de agua de 988 metros

• El campo Lakach es el cuarto campo más importante en términos de reservas totales de gas no asociado en México

• La profundidad del yacimiento es de 3,000 a 3,200 metros

• Sus gastos iniciales en pruebas de producción son de 25 a 30 millones de pies cúbicos por día en un pozo convencional

• Reservas en miles de millones de pies cúbicos

• 1P: 308

• 2P. 673

• 3P: 1,302L- 4389 (PreSTMcfcg)

3000

4000

PP-IV (2585-2600 m)Próximo a probar

P.T. = 3813 m

9 5/8 “

7 5/8 “

Mioceno Inferior

Mioceno Medio

500 m

PP-II (3173-3193 m)Productor de gas

PP-III (3047-3068 / 3080-3095 m) Productor de gas

PP-I (3295-3325m) (Resultado: Sin Manifestar)

m0

Lakach-1

Cima de Mioceno medio: 2540mbmrCima de Mioceno inferior: 2645mbmrProfundidad total: 3813m

L- 4389 (PreSTMcfcg)

3000

4000

PP-IV (2585-2600 m)Próximo a probar

P.T. = 3813 m

9 5/8 “

7 5/8 “

Mioceno Inferior

Mioceno Medio

500 m

PP-II (3173-3193 m)Productor de gas

PP-III (3047-3068 / 3080-3095 m) Productor de gas

PP-I (3295-3325m) (Resultado: Sin Manifestar)

m0

Lakach-1

Cima de Mioceno medio: 2540mbmrCima de Mioceno inferior: 2645mbmrProfundidad total: 3813m

20

Mantenimiento de presión: Un proceso para mejorar el factor de recuperación

Planta de nitrógeno

Cabezal deinyecciónCompresor Cabezal de

producción

Estación derecolección

y separación

Pozo inyector Pozo productor

Zona de gas

Zona de aceite

Yacimiento Akal

• Para el mantenimiento de presión se ha utilizado principalmente la inyección de nitrógeno, proceso que ha sido implantado o será implantado en los siguiente proyectos:

• Cantarell inicio en el año 2000, con un promedio en los últimos años de 1,200 millones de pies cúbicos diarios

• Ku-Maloob-Zaap comenzóen 2007 con un volumen de 120 millones de pies cúbicos por día

• Jujo-Tecominoacán inicióen 2007 la inyección de 90 millones de pies cúbicos por día

• Complejo Antonio J. Bermúdez implantará la inyección en el segundo semestre de 2008 con un volumen de 190 millones de pies cúbicos diarios

21

2004 2006 2008 2010 2012 2014

• Se descubrió en 1926

• Desarrollo del campos Miquetla, Soledad Norte Aragón, Coyotes, Horcones, Japeto

• Desarrollo e incorporación del campo Tajín

• Descubrimiento y desarrollo del campo Agua Fría

• Incorporación campo Escobal

• Fracturamientos masivos

1970- 2007: “Explotación

inicial”

2008 - 2015: “Desarrollo intensivo del proyecto

• Perforación intensiva• Construcción de infraestructura para el manejo de

producción• Utilización de sistemas artificiales • Implantación de procesos de recuperación secundaria

y mejorada

Desarrollo del proyecto Aceite Terciario del Golfo

22

• Implantación de una organización para definir actividades que generen valor al proyecto

• Adquisición de sísmica 2D y 3D para caracterizar y delimitar las áreas con mayor potencial

• Perforación y reparación de pozos estratégicos para evaluar el potencial, reclasificar reservas e identificar nuevas áreas de desarrollo

• Construcción de macroperas de hasta 19 pozos para minimizar el impacto ambiental

• Perforación y terminación pozos de desarrollo no convencionales

• Instrumentación del desarrollo sustentable

• Pruebas tecnológicas para incrementar el factor de recuperación

Aceite Terciario del Golfo

PALEOCANALCHICONTEPEC

CUENCA DECHICONTEPEC

FAJA DE OROMARINA

FAJA DE OROTERRESTRE

VERACRUZ

HIDALGO

PUEBLA

TUXPAN

POZA RICA

GOLFO DEMEXICO

23

Perspectivas y retos

24

El portafolio de proyectos responde a las estrategias

Total77

6

26

21

24

Integrales de explotación y exploración a

Explotación a

Exploración a

Infraestructura/ Soporte

Portafolio 2008

a. Incluyen inversiones de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

5

1 Ligero 1 Pesado

4Gas

22 Ligero 1 Pesado

3Gas

Explotación Exploración

Soporte administrativo19

1 EP

13 EP 8 IR

5 IR

EP = Evaluación del Potencial IR = Incorporación de Reservas

• Las inversiones se están orientando a mantener estable la producción de crudo, aumentar la producción de gas y continuar incrementando la tasa de reposición de reservas probadas y 3P

25

La sustentabilidad de la producción descansa en el enfoque exploratorio y en el aumento del factor de recuperación

1,049 1,0951,236 1,313

1,610

2008 2009 2010 2011 2012

Burgos, 469 Tampico

Misantla, 61

Cuencas del Sureste,

3,190

Golfo de Mexico

Profundo, 2,251

Veracruz, 297

Reservas a descubrir

Total: 6,303 mmbpce• Las metas de incorporación de

reservas obedecen a mantener un sano equilibrio entre reservas descubiertas y la producción

• Donde para diversificar el riesgo, las inversiones se enfocan a las Cuencas del Sureste, Burgos y Veracruz

• Y donde también la exploración de aguas profundas contribuye a estas metas

• En tanto, la producción en el corto plazo será obtenida de las Cuencas del Sureste, de campos localizados en la plataforma continental y en tierra, y para el mediano y largo plazos de campos localizados en aguas profundas

26

Distribución del tamaño de campos de aceite

42

16

10 11

1822

30 29

24

35

2

17

47

36

24

2 1

<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 128-256

256-512

512-1024

>1024

Cuencas de Sureste

mmbpce

Número

50

127 8

15 15

8 9

2

37

5 37

11 116

<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 128-256

256-512

512-1024

>1024

Cuenca de Tampico MisantlaNúmero

mmbpce

• Dada la etapa de madurez y el conocimiento que se tiene en las cuencas del Sureste y Tampico-Misantla, se ha podido establecer que los campos de mayor tamaño fueron descubiertos en las primeras etapas de actividad exploratoria

• Asimismo, se estima que el potencial remanente en estas cuencas estáconcentrado en campos por descubrir de menor tamaño

Descubiertos Por descubrir

27

Distribución del tamaño de campos de gas

19

3 24 3 4 5

28

20

96

1 1

<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 >128

113

3123 21 15 11 7

32 3442

151 1

<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 >128

Cuencas de Burgos

mmbpce

Número

Cuenca de Veracruz

mmbpce

Número

• De la misma manera , en las cuencas gasíferas de Burgos y Veracruz, los estudios realizados por PEMEX muestran que los campos más grandes han sido ya descubiertos en estas cuencas

• Por el tamaño de los campos por descubrir, la Cuenca de Burgos es la de mayor potencial de gas no asociado del país

Descubiertos Por descubrir

28

Distribución del tamaño de campos en Aguas Profundas

• Las mayores perspectivas de descubrir volúmenes de hidrocarburos de mayor tamaño se encuentran en aguas profundas del Golfo de México, dado que ahí se concentran la mayor cantidad de recursos prospectivos además de ser una cuenca subexplorada

Aguas Profundas

1 12

0

2

5

10

5

1

64-128 128-256 256-512 512-1024 >1024

mmbpce

Número

Descubiertos Por descubrir

29

Implicaciones sobre el tamaño de los campos por descubrir

• La producciones crecientes de aceite hasta el año 2004 fueron dominadas por las contribuciones de campos gigantes como Jujo-Tecominoacán, Complejo Antonio J. Bermúdez, Complejo Abkatún-Pol-Chuc, y otros, asícomo por nuestro campo supergigante que es Cantarell

• En todos estos campos, su vida está siendo extendida a través de programas de mantenimiento de presión que están incrementando su factor de recuperación

• Sin embargo, el inventario futuro de producción de hidrocarburos estámigrando de estos campos a otros cuyos tamaños son menores

• Esto se fundamenta en el análisis de las cuencas tradicionalmente exploradas y de las subexploradas donde no se contempla el descubrimiento de campos gigantes y supergigantes

• Por consiguiente, la magnitud del esfuerzo para mantener nuestros niveles actuales de producción en una sana armonía con el nivel de reservas, implica una multiplicación de la actividad y una diversidad de objetivos para minimizar el riesgo

30

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

• El escenario de producción para mantener estable la producción de crudo, solamente puede ser alcanzada a través de la puesta en producción de nuevos descubrimientos

• En el caso del crudo , de la producción total en 2015, 20% deberá provenir de descubrimientos exploratorios realizados en aguas someras y en tierra

• En 2015 la producción de gas contendrá 40 % de descubrimientos realizados en Burgos y Veracruz principalmente

miles de barriles diarios

millones de pies cúbicos diarios

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Cuencas del Sureste

ExploraciónTampico Misantla

Cuencas del Sureste

Exploración

Aguas Profundas

Tampico Misantla

BurgosVeracruz

Aguas Profundas

Contribución de las reservas existentes y de exploración a las metas de producción

Fuente: Reportes anuales de PEP; Portafolio de inversiones, escenario V7.5S

31

Pozos a perforar

13,12710212,346 679

Terrestres AguasSomeras

AguasProfundas

Total

2008 2009 2010 2011 2014

109 110

45

8

74 82 111 145 156 192 163 164

30

6

83

23

5

57

21

4

2012 2013 2015

Terrestres 60 114 136 106

Aguas Someras

13 35 47 46

Aguas Profundas

2 7 9 12

Exploración

Desarrollo2008 2009 2010 2011 2014

1,827 1,257

44

12

1,149 1,704 1,795 1,874 1,599 1,335 1,313 1,270

47

0

1,753

42

0

1,653

51

0

2012 2013 2015

Terrestres 1,091 1,538 1,263 1,215

Aguas Someras

58 55 55 41

Aguas Profundas

0 6 17 14

32

El reto exploratorio

• Incorporar reservas por más de 6,000 MMBPCE en el periodo 2008-2012. Por ello, la actividad exploratoria se está dirigiendo hacia áreas específicas

• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en las cuencas restantes

• Tecnologías para mejoramiento de imágenes sísmicas en áreas de geología compleja y plays subsalinos

• Actividades principales el periodo 2008-2012:

• Adquisición de casi 65,000 km2

de sísmica 3D• Perforación de más de 550

pozos exploratorios

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El reto de producción

100 km

FAJA DE ORO

Tampico

PALEOCANALPoza Rica

CHICONTEPEC

100 km

FAJA DE ORO

Tampico

PALEOCANALPoza Rica

CHICONTEPEC

• El desarrollo de las reservas probables de Aceite Terciario del Golfo, en yacimientos de mayor complejidad, requiere incrementar las actividades de perforación y construcción de infraestructura

• Diseñar e implantar nuevos procesos de recuperación secundaria y mejorada para incrementar el factor de recuperación

• Formar administradores de megaproyectos, así como especialistas en caracterización y producción en tecnologías de aguas profundas

• Las actividades para el periodo 2008-2012 son:

• Perforación y terminación de 8,689 pozos de desarrollo

• Reparación de 4,847 pozos

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• Incorporación de mas de 4,050 MMBPCE de reservas entre 2008-2012

• Primera producción de gas no asociado en aguas profundas en 2012-2013

• Producir 2,131 MMPCD para 2015, de los cuales más de 400 MMPCD provendrán de aguas profundas

• La producción de aceite proviene principalmente de las Cuencas del Sureste

Reservas y producción en aguas someras y profundas

Producción de aceitembd

Producción de gas no asociadommpcd

391641

341 278529

104

112461 589

614

2008 2009 2010 2011 2012

1,143

867802753

495

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20150

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Incorporación de Reservasmmbpce

Aguas someras Aguas profundas

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Comentarios finales

• El futuro de la exploración y producción de hidrocarburos en México enfrenta una diversidad de retos de recursos humanos, de tecnología, de ejecución, de recursos financieros, de gobernabilidad, y de madurez de nuestras cuencas, entre otros

• Estos retos tienen que ser abordados, y acciones e iniciativas deben ser ejecutadas para asegurarle a los mexicanos un suministro de energía suficiente, confiable y competitivo

• Al mismo tiempo, siendo los hidrocarburos propiedad de la Nación, el aprovechamiento de la renta petrolera no está a discusión: debe ser óptimo y su generación de acuerdo a las necesidades del país

• En este contexto, aumentar la capacidad de ejecución y permitir nuevos modelos de contratación, con incentivos, responde a una práctica que aumentará la renta petrolera y generará valor adicional al país

• Similarmente, el marco normativo tiene que promover tanto la eficiencia de Pemex como la necesidad de modernizar el régimen fiscal actual, por ejemplo

• Asimismo, la suficiencia de recursos derivada de esta adecuación del régimen fiscal debe descansar en una sana autonomía presupuestal

• En conclusión, nuestra industria y su marco normativo deben evolucionar bajo una sola premisa: asegurar a la Nación la óptima captura de la renta petrolera

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