Visión estratégica de la Perforación en México

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Ing. Ricardo Palomo Martínez

Octubre 2005

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Contenido

Introducción ..... . ............. . ............................................................. . ..................................... . ........ ...6

Breve historia de la perforación en México ............................................................................ ...8

Panorama actual de la perforación en México ............ . ......................................... . ... . ............. 18

Alineación de la unidad perforadora a la visión de negocios de PEP ......... . .................. . ........ 28

Entorno mundial de la perforación .................. .. ........... . .............................................. . ..... . ..... 38

Visión estratégica de la unidad perforadora .... ... ... . ... . ...... ... . ........... . ....................................... 46

Conclusiones ..... ... . ........ ... . ....................... . ....... . ............................. ... ... ... . ............................... 64

Referencias............ ... . ........... . ......................................... . ......... ... .... ................... . .......... . ......... ...66

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Introducción

Petróleos Mexicanos, como empresa petrolera integrada, tiene cuatro organismos subsidiarios; uno de ellos es Pemex Exploración y Producción, que cuenta con una unidad perforadora que, a lo largo de su historia, ha pasado por diversos cambios en su estructura organizacional, con el fin de desarrollar las habilidades requeridas para afrontar los retos de la exploración y explotación de hidrocarburos en México.

El presente trabajo tiene como objetivo, analizar las variables que llevaron a la unidad perforadora de PEP a su situación actual e identificar las tendencias de la industria petrolera, para diseñar la visión estratégica que permita mantener su nivel competitivo. Para esto, es necesario hacer un breve recorrido por su origen, describir su situación actual y anticipar las tendencias que, a mediano y largo plazo, pueden darse con las políticas actuales en la administración de estos servicios al campo petrolero.

En el primer capítulo se comentan los principales hitos en la historia de la industria petrolera, antes y después de su expropiación, se identifican las principales cuencas productoras de hidrocarburos y las actividades de perforación que se han realizado en el Mesozoico Chiapas-Tabasco, la Sonda de Campeche y la cuenca de Burgos.

El segundo capítulo describe la organización y la infraestructura de la unidad perforadora, las áreas geográficas donde opera y su participación en el mercado nacional.

La unidad perforadora, en el tercer capítulo, identifica su participación en las carteras de proyectos y revisa la demanda de equipos de perforación para cumplir los compromisos de incorporación de reservas y explotación de los hidrocarburos. De esta manera, almea sus estrategias a la visión empresarial de PEP.

En el cuarto capítulo se analiza el contexto mundial de la industria de la exploración y producción de hidrocarburos y las tendencias de las principales variables, como las reservas y el volumen de producción de los hidrocarburos, que impactan a las actividades de perforación y mantenimiento de pozos.

En el capítulo cinco, se plantean estrategias para enfrentar con éxito los requerimientos del mercado de petróleo y gas, teniendo como visión mejorar los procesos sustantivos de la unidad perforadora, que le permitan alcanzar los objetivos planteados en la cartera de proyectos de PEP. Para ello, se realizó un análisis de las mejores prácticas de compañías petroleras internacionales, dando como resultado el planteamiento de seis estrategias fundamentales para convertir a la unidad perforadora en una empresa competitiva de clase mundial.

El reto es grande y los esfuerzos también serán de gran magnitud, por lo que la unidad perforadora de PEP deberá fortalecerse mediante la capacitación de su personal, asimilación de nuevas tecnologías, la modernización de sus equipos y aprender a negociar en mejores términos los contratos de servicio.

La excelencia operativa para alcanzar niveles de clase mundial en materia de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, será el factor fundamental para lograr el futuro que la industria petrolera nacional requiere.

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1. Breve historia de la perforación en México Nadie sabe cuándo inició la interacción entre el hombre y los hidrocarburos; pero una cosa es cierta, desde el primer encuentro quedó sellada la dependencia del hombre hacia este producto natural. Las evidencias más antiguas son las construcciones en el valle del Indo, en la ciudad de Mohenjo Daro, que datan del año 3800 a.C., los relatos fabulosos de la construcción de la torre de Babel y la impermeabilización del arca de Noé. En México, hay estudios arqueológicos que muestran la evidencia mesoamericana más antigua del uso de hidrocarburos en las figuras de arcilla de la costa del Golfo de México. Todas ellas confirman el aprovechamiento de los hidrocarburos desde el inicio de las civilizaciones (Figura 1.1).

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Figura 1.1 El petróleo en las civilizaciones antiguas

Hitos de la perforación en México

Desde el final del siglo XIX, todo el siglo XX, y seguramente durante el siglo XXI, los hidrocarburos han sido y serán un recurso esencial para las industrias, los transportes y la producción de electricidad, entre otros sectores económicos. Su importancia se resume en que de ellos se obtienen combustibles, plásticos y un sinnúmero de productos derivados.

Antes del siglo XX en México, la explotación petrolera estuvo ligada estrechamente al marco legal de la minería. El año 1901 es relevante porque el gobierno federal promulgó la primera Ley del Petróleo, que permitía otorgar concesiones a particulares y a compañías, y motivaba la exploración en busca de hidrocarburos en el territorio nacional. Esta Ley promovió e incentivó la inversión de capital extranjero.

Primer pozo perforado en México y el más productivo

En 1900, el norteamericano Edward Doheny compró 450 mil hectáreas, a razón de un dólar cada una, que incluían la hacienda del Tulillo, donde estaba el cerro de La Pez, cerca de Ebano, San Luís Potosí. Ese mismo año fundó la Mexican Petroleum Company (Figura 1.2). Tres años después, descubrió el primer yacimiento al perforar el pozo La Pez 1, a 502 metros de profundidad, que aportó una producción de 1500 barriles por día. Este descubrimiento fue posible gracias al gran geólogo mexicano, Ezequiel Ordóñez (Figura 1.3), a quien se atribuyen los estudios necesarios para el éxito del primer pozo con producción comercial en México, así como el descubrimiento del pozo más productivo, el Cerro Azul 4 localizado en la llamada Faja de Oro.

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Este pozo se perforó en 1916, en la zona de chapopoteras, al norte de Potrero del Llano. La producción medida en sus primeros días fue de 260 mil barriles diarios 2 . En 1990, después de 74 años de vida productiva, se le realizó la última intervención y su producción diaria se incrementó de 34 a 100 barriles por día. Por sus registros de producción inicial y su larga vida, este pozo se considera el más productivo en la historia de la industria petrolera nacional.

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Figura 1.2 Cuadrilla de perforación de pozos de Edgard Figura 1.3 Ingeniero Ezequiel Ordóñez, ejemplo de Doheny,enEbano,S.L.P 1 . tenacidad y conocimiento, para impulsar el descubri-

miento de hidrocarburos en la zona conocida posteriormente como Faja de Oro 2 .

Figura 1.4 Producción de hidrocarburos en los inicios del siglo )(X .

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La perforación en México después de la expropiación petrolera

El general Lázaro Cárdenas del Río presidió el gobierno de México desde 1934 hasta 1940. Desde el inicio de su administración, mostró una política a favor de la nacionalización de los recursos del subsuelo. Afines de 1936, emitió una ley que facultaba al Ejecutivo a expropiar parcial o totalmente estos recursos, por razones de utilidad pública.

La noche del 18 de marzo de 1938, vía radiofónica, el presidente Cárdenas anunció la expropiación de la industria petrolera (Figura 1.5), terminando así las casi cuatro décadas de explotación petrolera por compañías extranjeras. Posterior-mente, el 7 de junio de 1938, designó a Petróleos Mexicanos la res-ponsabilidad de la producción y las labores de comercialización a la Distribuidora de Petróleos Mexica-nos.

Después de muchas negociaciones y sacrificios, pero con un espíritu nacionalista, el 12 de noviembre de 1938, en el Distrito El Plan, Veracruz, se perforó el primer pozo con capital nacional y técnicos mexicanos. El nombre del pozo es El Plan 55 (Figura 1.6), alcanzó una profundidad de 811 metros y produjo 3,575 barriles por día.

Figura 1.5 Lázaro Cárdenas del Río anunciando la expropiación petrolera.

En Honor o Trabajaderes Petroleros Mealcanos

El Plin 55 PrImer pozo productor perforado y terminado por mexicanos después de la ExpropiacIón Petrolera

y k,,o del po fi de de 1318 Fr., del oo 12 dr novi de 1931 1

Número de pozos

perforados

1,800 1,768

1,600

1,400

1,200

1,038 1,000

Año

800

600

400

200

o 1938.1947 1948.1952 1953•1957

Figura 1.6 Número de pozos perforados de 1938 a 1957 en México 3 .

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Principales cuencas petroleras

En México se han identificado doce cuencas petroleras4 de las cuales seis son productoras, dos de las seis restantes se califican con potencial medio y alto, y las últimas cuatro con potencial bajo. Las cuencas productoras son: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz y Sureste; las cuencas no productoras pero con potencial medio y alto son: Sierra Madre Oriental y Golfo de México Profundo y finalmente las cuencas no productoras con potencial de producción bajo son: Sierra de Chiapas, California, Golfo de California y Chihuahua (Figura 1.7).

1.- Sabinas 2.- Burgos 3.- Tampico 4.- Misantla 5.- Veracruz 6.- Sureste

Salina del Istmo Reforma - Comalcalco Macuspana Litoral de Tabasco Sonda de Campeche

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MM= Con Potencial Medio Alto:

7.- Sierra Madre Oriental 8.. Golfo de Méxiço Profundo

Con Potencial Bajo:

Sierra de Chiapas California Golfo de California Chihuahua

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• Frente deformado

!: Cuenca con gas no asociado

Cuenca con aceite

Figura 1.7 Cuencas petroleras de México 4 .

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Sabinas Gas seco 37,000

Burgos Gas seco 70,000

Tampico Aceite pesado (tierra) 5,200

Misantia Aceite pesado (mar) 5,200

Veracruz Aceite pesado e Intermedio, 24,000 Gas seco y húmedo

Sureste: Salina del Istmo Aceite ligero y gas 15,300 Reforma- Comalcalco Aceite ligero 13,100 Macuspana Gas 13,800 Litoral de Tabasco Aceite ligero 7,400 Sonda de Campeche Aceite pesado y gas 15,500

Tabla 1.1. Cuencas productoras de México

Y las cuencas no productoras4 con alto potencial de producción son:

uí' Sierra madre oriental Aceite ligero y gas

Golfo de México profundo Aceite y gas

Alto / Alto 1 En estudio

Alto / dependiente 520,000 de la tecnología

Tabla 1.2. Cuencas no productoras de México

La perforación en el Mesozoico Chiapas-Tabasco

Esta región se localiza en el sur y sureste de México. La exploración en busca de hidrocarburos se inició a mediados del siglo XIX. En 1863, Manuel Gil y Sáenz descubrió la que llamó mina de petróleo San Fernando, misma que posteriormente fue registrada a nombre de Simón Sarlat y otro socio, y luego fue vendida a la compañía inglesa Pearson and Sons.

Durante el auge de las compañías extranjeras, esta zona fue desarrollada con la perforación de pozos en los campos Capoacán, Concepción yTonalá-El Burro. Una vez nacionalizada la industria petrolera, se descubrieron los campos Fortuna Nacional y Sarlat, los cuales fueron productores en rocas del Terciario, en trampas de tipo estructural 5 .

En mayo de 1972 se conoció públicamente el descubrimiento de una nueva provincia petrolera entre los estados de Tabasco y Chiapas 6 (Figura 1.8). La perforación de los pozos Cactus 1 y Sitio Grande 1 hicieron el descubrimiento petrolero más importante de la época, ya que el área prospectada abarcaba 300 kilómetros cuadrados. Estos pozos produjeron 3,500 barriles por día, cada uno.

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La alta productividad de los pozos de esta zona del sureste, conocida como Mesozoico Chiapas-Tabasco, permitió la expansión de la industria petrolera nacional, que tuvo como atractivo en el mercado internacional de esa época el alto precio del petróleo. Estos hechos incentivaron la perforación de pozos a más de 3,500 metros de profundidad.

En 1980, en el Distrito Comalcalco se tenían en operación 134 equipos, lo que representó que en ese año se utilizaran en Tabasco y Chiapas casi la totalidad de los equipos de perforación disponibles en el país. Toda esta actividad permitió continuar con los descubrimientos de campos como Jujo, Tecominoacán, Cárdenas, Mora, Bellota, y los que conforman el complejo Miguel Angel Zenteno Basurto (Luna, Sen, Pijije, entre otros).

Figura 1.8 Ubicación geográfica del área chiapas-Tabasco

El impacto de la producción de los campos del Mesozoico Chiapas-Tabasco fue muy importante, porque antes de su descubrimiento y desarrollo, la producción de crudo de la región era de 104 mbpd y596 mmpcd de gas, la cual se incrementó en 1979 a 1163,000 bpd, y en 1981 la producción de gas natural llegó a los 2,600 millones de pies cúbicos por día.

La perforación en la Sonda de Campeche

La presencia de hidrocarburos en el Golfo de México, a unos setenta kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche, se venía reportando desde 1971. Con base en estos datos y la información geológica y geofísica obtenida durante la perforación de pozos en la península de Yucatán, norte de Campeche y Chiapas- / Tabasco, se iniciaron estudios que GolfodeMóxico

pronosticaron similitudes en las condiciones Plataforma

estructurales y sedimentologicas entre el Sonda deYucatan

Mesozoico Chiapas-Tabasco y lo que hoy se Campeche

conoce como Sonda de Campeche (Figura -. Litorade

1.9). Esto reactivó los trabajos exploratorios Tabuco

de gabinete y de campo, que dieron como resultado la recomendación de perforar el pozo Chac 1, con el que se descubrió una de las estructuras del complejo Cantarell.

La perforación de este pozo se inició el 1 de junio de 1974, logrando investigar sedimentos de la formación Jurásico Superior Oxfordiano a la profundidad de 4,934 metros. En julio de 1976 se efectuaron las pruebas de

Figura 1.9 Ubicación geográfica de la Sonda de Campeche.

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producción. Este pozo confirmó la acumulación de hidrocarburos en dolomías clásticas, brechas del Paleoceno Inferior y Cretácico Superior, entre los 3,345 y los 3,567 metros 5 de profundidad.

Para el final de 1977, la perforación en la Sonda de Campeche se realizaba con siete equipos móviles: tres barcazas, tres plataformas autoelevables y una plataforma semisumergible. Esta actividad dio como resultado el descubrimiento de los camposAkal y Bacab. De esta manera, año tras año, la perforación de pozos fue confirmando la existencia de nuevas estructuras productoras.

El campo Abkatun se descubrió en 1979 con la perforación del pozo Abkatun lAy a él le siguieron en 1980 el campo Pol y en 1982 el campo Chuc, siendo éstos productores de aceite ligero y gas.

En este mismo año se perforaron y resultaron productores de hidrocarburos los pozos Maloob 1 y Ha-lA en las brechas de Paleoceno y Cretácico Superior. Estos éxitos y otros más recientes han confirmado la existencia de un complejo geológico denominado Ku-Maloob-Zaap, catalogado como el tercero más importante por sus reservas de hidrocarburos 5 .

En 1984 se concluyó la perforación de los pozos exploratorios Caan y Batab. Este último campo fue el primero en aportar aceite ligero en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.

En 1986 se alcanzó la cifra de un millón de metros perforados en la Sonda de Campeche. En el periodo 1990-1993 se superaron muchas marcas de perforación marina. Se perforaron más pozos de los programados y cuarenta y tres mil metros más en promedio de los proyectados. Se alcanzó un ritmo de penetración de 81 metros por día, gracias al uso de barrenas de diamante policristalino compacto.

En 1991, a 53 años de la nacionalización de la industria petrolera, se firmó el primer contrato bajo la modalidad de servicios integrales o "llave en mano" para la perforación del pozo Takin 1. Este evento representó un hito en la historia de la perforación nacional, ya que permitió identificar la necesidad de reducirlos tiempos de perforación a estándares internacionales.

Otro año de eventos relevantes fue 1993, cuando se descubrieron siete campos productores con la perforación de los pozos Ixtal 1, Kax 1, Kuzam 1, Toloc 1, Yaxche 1, Sinan 101Ay Mison lA. IZe+rsc' rnei 1 I+nrlric. rnnfirmnrrsn nl nnfnnnicsl rin L... O LLIO 1 1 LCI LI 'JO L,'.J liii III cal LI U 1 Lii 1J'.J LLi 1 1 '..,I CII Li Li

los campos marinos para producir aceite ligero, de 30 a 41 1 grados API, en las rocas carbonatadas del Terciario, Cretácico y Jurásico Superior.

Otro grupo de campos marinos descubiertos a partir de la perforación del pozo Yum 213, productor de aceite de 410 API en la formación Cretácico Superior, son Sinan, Bolontiku, May, Kab y Citam, en conjunto, conforman el Proyecto Integral Crudo Ligero Marino.

La perforación en la cuenca de Burgos

Área

Coahuila

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Nuevo León

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La cuenca de Burgos empezó a explorarse en los años veinte 5 (Figura 1.10), desde entonces ha tenido diversos periodos de exploración y Figura 1.10 Ubicación geográfica de la cuenca de Burgos

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Área Piedras

Coahwla Negros

Cuenco Burgos. Rio Braoo

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e Cuenca de Nuevo León

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desarrollo. La perforación ha permitido encontrar yacimientos de gas seco y húmedo. La cuenca se caracteriza por la existencia de franjas productoras, alineadas de noroeste a suroeste, relacionadas a una tectónica distensiva. Las facies son de deltas y barras fluviales. Durante los años cuarenta, con la adquisición de información sísmica bidimensional, se confirmó la existencia de estructuras similares a las localizadas en la porción surdel estado de Texas.

La exploración por Petróleos Mexicanos inició un año después de la expropiación petrolera, sin embargo, hasta 1945 se perforó el primer pozo en la cuenca de Burgos, el Misión 1, que resultó productor de aceite.

Figura 1.10 Ubicación geográfica de la cuenca de Burgos En 1970 se obtuvo el máximo volumen deproducción de 620 mmpcd. Sin embargo,

debido al redireccionamiento de los recursos financieros de PEMEX a otras áreas más atractivas, como el Mesozoico Chiapas-Tabasco, y el desarrollo de la Sonda de Campeche, la perforación en esta cuenca disminuyó y con ello su productividad, descendiendo a una producción mínima de 200 mmpcd de gas natural en 1993.

Ante la creciente demanda de gas natural en la zona norte del país, en 1994 se inició el estudio de factibilidad del proyecto integral cuenca de Burgos, para definir si era posible reactivar su producción. El estudio tuvo los siguientes objetivos:

• Mejorar el conocimiento de las condiciones que gobiernan el comportamiento productivo de los campos.

• Evaluar el potencial remanente. • Jerarquizar los campos en explotación que presentan las mejores oportunidades. • Generar opciones de inversión rentables.

El estudio identificó las siguientes áreas de oportunidad:

• Posibilidades de incrementar el ritmo de extracción en los mejores campos de la cuenca. • Mejorar las prácticas operativas, especialmente las de perforación y terminación de pozos. • Posibilidad de incorporar nuevas reservas.

Apoyados en los primeros resultados del estudio, se implantó un proyecto con el fin de incrementar la producción a 500 mmpcd para junio de 1997, dando como resultado el aumento de la producción de 250 a 420 mmpcd entre enero de 1995 y finales de 1996.

Los principales campos de la cuenca de Burgos son:

Arcabuz-Culebra, descubierto en agosto de 1955, productor en las formaciones Wilcox, Recklaw y Queen City, pertenecientes al Eoceno Inferior y Eoceno Medio.

Arcos, descubierto en agosto de 1961 cuya producción de hidrocarburos se definió mediante registros geofísicos.

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Cuitláhuac, descubierto en 1972 como productor comercial de gas.

Otros campos importantes de esta cuenca son: Cañón, Lomitas, Polvareda, Torrecillas, Monterrey y Reynosa.

Actualmente, la cuenca de Burgos es el área productora de gas natural más importante del país. Al cierre del 2004 la producción fue de 1,095 7 mmpcd la cual representa el 24 por ciento de la producción nacional.

La perforación en la cuenca de Veracruz

Esta cuenca se descubrió en 1953 con el campo Angostura. Se ubica en la región central del estado de Veracruz abarcando la porción norte de la provincia geológica denominada cuenca terciaria de Veracruz y una parte de las estribaciones de la Sierra Madre Oriental. La cuenca de Veracruz abarca una extensión de 38,000 km 2 . Esta dividida en una cuenca terciaria de lutitas y arenas de edades Mioceno y Plioceno que producen gas seco dulce y un área mesozoica de rocas carbonatadas de edad cretácica productoras de aceite y gas amargo.

En los últimos tres años se ha incrementado considerablemente la perforación exploratoria, a partir de la cual se han realizado diez nuevos descubrimientos. El índice de éxito en esta cuenca es de 67%, lo cual es significativamente alto para una área en exploración.

El incremento considerable de perforación de desarrollo, respaldado por estudios de yacimiento con sísmica 3D y registros eléctricos de última generación, así como la reciente incorporación de tecnologías de vanguardia durante los procesos de perforación (perforación horizontal y cedazos expansibles), han permitido incrementar la producción de gas de 200 a 525 mmpcd en tan solo dos años. Además se logró perforar el pozo Arquimia 41 con mayor producción de gas en México (87 mmpcd), lo que ha detonado la implementación de las tecnologías mencionadas en otros campos.

La unidad perforadora de Petróleos Mexicanos en la actualidad

La unidad perforadora de PEMEX nació con la nacionalización de la industria petrolera. A lo largo de su historia, ha desarrollado en su personal las habilidades necesarias para enfrentar los retos que suponen las innovaciones tecnológicas, para aplicarlas en beneficio de la empresa.

En 1938 inició la perforación de una docena de pozos. Para 1958 ya había perforado cerca de un millar, y a fines del siglo XX los pozos perforados eran más de 17000; todos ellos, logrados por una organización dinámica y con un factor humano 8 comprometido.

La unidad perforadora de PEMEX ha estado en constante evolución, respondiendo a necesidades de orden económico y tecnológico, buscando siempre ser la mejor opción de México en la perforación de pozos petroleros. Actualmente, PEP perfora la totalidad de pozos a través de su unidad perforadora, la cual ejecuta los trabajos que su capacidad le permite. El excedente lo realiza a través de empresas privadas que le apoyan a cumplir los programas anuales y lograr de esta manera alcanzar las metas de producción de PEP.

Hoy, el principal reto de esta unidad perforadora es mantenerse a la vanguardia y mantener su competitividad y rentabilidad. Los esfuerzos deben estar enfocados a lograr niveles operativos y de rentabilidad comparables con los mejores a nivel internacional.

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2. Panorama actual de la perforación en México

En este capítulo se analiza el estado actual de las actividades de perforación de pozos, con el objetivo de mostrar un panorama general que servirá de base para identificar y definir las estrategias que le permitan afrontar el futuro, en la primera sección se describe cómo está organizada la unidad perforadora de PEMEX Exploración y Producción. Posteriormente, se describe la infraestructura con la que cuenta, tanto propia como contratada a compañías especializadas. La tercera sección describe las principales áreas geográficas en las que se está perforando, las tendencias de esta actividad y la participación que tienen las compañías perforadoras en el mercado nacional, contratadas bajo diferentes esquemas.

Organización

En México, PEP es el organismo subsidiario de Petróleos Mexicanos encargado de extraer de manera racional los hidrocarburos contenidos en el subsuelo y restituirlos mediante la incorporación de nuevas reservas. Inmersas en este proceso, se encuentran las actividades de perforación, terminación y reparación de pozos, las cuales juegan un papel medular en la cadena de valor de la organización.

La Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) es la entidad de PEP responsable de llevar a cabo estas actividades, para lo cual cuenta con una estructura organizacional constituida por una sede y tres divisiones: Norte, Sur y Marina, que a su vez están integradas por nueve unidades operativas (Figura 2.1a y 2.1 b).

DIRECCIÓN GENERÁrOEI EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

-fr

GERENCIA DE CONTROL DE GERENCIA DE ESTRATEGIAS1 GERENCIA DE GERENCIA DE SEGURIDAD INDUSTR

L9ERACIÓNYEVALUACIÓN DEINGENIERIAYDISEÑOJ ADMINISTRACIÓNYFINANZAS PROTECCIÓNAMBENTALYCALIDAD

GERENCIA GERENCI ' 1 GERENCIA DIVISIÓN MARINA DIVISIÓN SUR )

DIVISIÓN NORTE

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UNIDADES OPERATiVAS: UNIDADES OPERATFVAS:

UNIDADES OPERATiVAS:

1 • NORESTE • COMALCALCO Rl A

• SUROESTE :

TONALÁ : VERACRUZ

Figura 2.1a Organigrama de la unidad perforadora de PEP.

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La Sede tiene como función principal implementar estrategias de mediano y largo plazo, que permitan reducir brechas y colocar a la organización en un nivel de mayor competitividad. Por su parte, las divisiones tienen la función de planear, coordinar, administrar y diseñar las intervenciones de pozos, así como asegurar el suministro de materiales y servicios a las unidades operativas, que tienen la responsabilidad de ejecutar en forma y tiempo las actividades de perforación, terminación y mantenimiento de pozos.

Sin lugar a dudas, uno de los principales facto- Figura 2.1b Ubicación geográfica

res clave de éxito en cualquier organización es su capital humano. Para llevar a cabo sus actividades, la unidad perforadora de PEP cuenta con una plantilla de 13,185 trabajadores especializados en las diferentes disciplinas, que con su labor diaria contribuyen al logro de los objetivos y metas trazadas. De ellos, 2,094 son profesionistas de diferentesdisciplinas (Figura2.2).

Es justo reconocer que este capital humano ha jugado un papel trascendental en el descubrimiento y desarrollo de las principales cuencas petroleras de México.

Infraestructura y capacidad de ejecución

Al inicio de la industria petrolera nacional, se generó la necesidad de desarrollar una infraestructura que permitiera llevar a cabo las actividades de perforación y reparación de pozos. Esta fue creciendo conforme se descubrían y explotaban las principales cuencas petroleras del país. En consecuencia,

Figura 2.2 Personal que integra la unidad perforadora de PEP hoy en día PEP cuenta con una capacidadinstalada propia que proporciona los servicios

necesarios para atender un importante segmento del mercado nacional de estas actividades. La demanda que no puede ser satisfecha con estos recursos es atendida mediante tres esquemas de contratación:

• Renta de equipos de perforación (REMI, REMIX). • Contratación de servicios integrales de perforación (SIP) • Alianzas PEMEX-compañías

Con el fin de hacer un análisis más detallado, esta infraestructura se a dividido en tres grandes rubros: equipos de perforación, servicio a pozos, talleres y laboratorios.

Total=13,185

612 Ingenieros Petroleros 155 Ingenieros Eléctricos

262 Ingenieros Mecánicos 140 ingenieros Químicos

925 Otros

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Equipos de perforación y reparación de pozos

PEP cuenta con una flota de 126 equipos de perforación y reparación de pozos, cuyas capacidades van de 250 hasta 3000 HP. Estos equipos se encuentran distribuidos en el territorio nacional, como se muestra en la Figura 2.3.

En las actividades de perforación y terminación de pozos se emplean 64 equipos, 60 atienden las reparaciones y dos están destinados a los centros de capacitación y desarrollo técnico, mejor conocidos como pozos escuela. Cabe mencionar que estos equipos se compraron en diferentes épocas (Figura 2.4). Hay 75 equipos diesel mecánicos y 51 diesel eléctricos.

Como parte de las estrategias implementadas para satisfacer la creciente demanda de intervenciones, la unidad perforadora renta equipos bajo las siguientes modalidades:

Renta con mantenimiento integrado (REMI). Consiste en la renta de equipos para rerforación y reraración de oozos, con el

Figura 2.3 Equipos propiedad de PEP

Núm.,od,,quiI Porcentaje de equipos por rango do antigüedad

140 h k% 18% :24% 1%

120 Fi 100

80 FI 80

40

20 1

mantenimiento a cargo de la compañía Figura 2.4 Antigüedad de los equipos propiedad de PEP arrendadora. Bajo esta modalidad se tienen

contratados 35 equipos: 30 marinos y 5 terrestres. Respecto a la actividad que desempeñan, 27 equipos están en perforación y 8 en reparación de pozos.

Renta con mantenimiento integrado mixto (REMI mixto). Este esquema es similar al anterior, pero incluye la contratación de personal operativo (perforador, cabo, chango, ayudantes de piso y auxiliares de trabajos petroleros). Los equipos contratados en esta modalidad son 24: 15 marinos y 9 terrestres. En perforación, hay 23 equipos y 1 en reparación de pozos.

Además de los 126 equipos propiedad de PEP y los 59 rentados con las modalidades señaladas, se encuentran operando 20 equipos de compañías contratadas para realizar servicios integrales y 6 equipos bajo el esquema alianza, los cuales se verán en la siguiente sección. El total de equipos trabajando en territorio nacional es de 211 (126 propios y 85 de compañías) como se muestra en la Figura 2.5.

Figura 2.5 Equipos con que opera la unidad perforadora

20

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Servicio a pozos

Los trabajos de perforación y reparación de pozos requieren una serie de servicios especializados, como: cementación de tuberías, fracturamientos, registros geofísicos, estimulaciones, inducciones, tomas de información, entre otros. Para hacerfrente a la demanda de estos servicios, la unidad perforadora de PEP cuenta con 9 bases operativas, localizadas geográficamente como se muestra en la Figura 2.6.

Reynosa Poza Rica

3. Veracruz

Delta del Tonalá Comalcalco

3 Reforma 4 Cd. Pemex

Uhl

1.- Cd. del Carmen O 2.. Dos Bocas

co

Figura 2.6 Bases operativas de servicios a pozos

Con esta capacidad instalada se realizan en promedio 40,200 operaciones anuales (Tabla 2.1).

Estas bases operativas están organizadas en cuatro líneas de negocios: registros geofísicas, cementaciones, línea de acero e interven-ciones sin equipo.

La infraestructura instalada en estas bases consta de laboratorios de cemento y eléctricos, plantas de cemento y ácido, fosas de material radiactivo, polvorines y 203 unidades de servicios a pozos distribuidas como se muestra en la Figura 2.7.

1-igura ¿.í unidaaes de servicio a pozos propiedad de PEP

Registros Geofísicos, Operaciones Especiales y Disparos

Operaciones Mecánicas, Tomas de Información y Muestreo PVT con Línea de Acero

Cementaciones, Estimulaciones y Bombeos

Limpieza, Inducciones Operaciones con Tubería Flexible

5343 1 2,572 1 1,090 1 9,005

11,091 1 6,321 1 1,352 1 18,764

3,380 1 2,987 1 5,754 1 12,121

177 1

133 0 310

Tabla 2.1 Operaciones realizadas en 2004 con la infraestructura de PEP

21

Page 24: Visión estratégica de la Perforación en México

Para atender los diferentes servicios a pozos, se utiliza la capacidad propia de la unidad perforadora y la demanda excedente se cubre con apoyo de las compañías de servicios especializados, tanto nacionales como extranjeras.

De acuerdo con el número de operaciones realizadas en 2004 (54,775), el 27 por ciento de ellas (14,575)fueron efectuadas porcompañías particulares (Figura 2.8).

Operaciones mecánicas, tornas de información y muestreos PVT _ -- - Cementaciones, estimulaciones y bombeos

Registros geofisicos, operaciones especiales y disparos

Limpieza, inducciones y operaciones con tubería flexible

Fracturamientos

80 60 40 20 20 40 60 80 100

Contrato 4 Administración

Figura 2.8 Participación en el mercado nacional de servicios a pozos 2004

Talleres y laboratorios

Otra parte importante de la infraestructura con la que cuenta la unidad perforadora son los talleres que se han construido en los diferentes centros de trabajo. Actualmente están operando 69 talleres:

• 34 en la Región Norte. • 29 en la Región Sur. • 6 en las Regiones Marinas.

Estos talleres suministran el mantenimiento a componentes de los equipos de perforación y rehabilitan conexiones superficiales, herramientas especiales, árboles de válvulas y herramientas tubulares.

Además de la infraestructura descrita en esta sección, la unidad perforadora cuenta con tres centros de capacitación y adiestramiento donde se imparten cursos especializados de perforación. Dispone también de siete plantas de lodos y barita y una bodega de material químico en Dos Bocas, Tabasco.

22

Page 25: Visión estratégica de la Perforación en México

La infraestructura propia y contratada con la que cuenta la unidad perforadora de PEP se resume en la Figura 2.9.

PEP 1 Compañias

Personal 13,185

Equipos de Perforación y Terminación 126 85

Unidades de Servicio a Pozos 203 110

Centros de Capacitación y 3 0 Desarrollo Técnico

Talleres 69

Plantas de Lodo y Baflta 7

C4,947

4jí21

80

37

Pemonal

Equipos

Unidades 3,611 (' 65 59 30 de Servicios

Talleres y Plantas

1"

Figura 2.9 Ubicación geográfica y resumen de la infraestructura de la unidad perforadora

Pozos intervenidos y estructura del mercado nacional de perforación de pozos

El desarrollo de importantes proyectos, como Cantarell, Burgos, Chicontepec y Crudo Ligero Marino entre otros, han incrementado las actividades de perforación y mantenimiento de pozos. En el periodo 1995-2004 se registró un incremento del 356 por ciento en esta actividad (Figura 2.10).

800 :

700 Desarrollo

600 Exploratorios

500

400

300

200

100

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Figura 2.10 Pozos terminados 7

en o N o

CL

23

Page 26: Visión estratégica de la Perforación en México

Este incremento en la perforación de pozos obedece a una mayor actividad de exploración, desarrollo y mantenimiento de pozos en el territorio nacional, acorde a los planes de expansión de PEP, lo que generó una mayor demanda de equipos de perforación, como se observa en la Figura 2.11.

/ 1,000 150

800 -- Equipos Promedio

fl Pozos Terminados loo er te 600 e, o '4 o 0. 400 2

50 e E

200 2 o.

o O O) O)

- ci c', a) O) O) Ln

Cn a a <14

=

Año

Figura 2.11 Pozos terminados y equipos promedio operando

De los 713 pozos terminados en el año de 2004, el 80 por ciento corresponden a la Región Norte, el 10 por ciento a la Región Sur y el restante 10 por ciento a las Regiones Marinas.

Es importante destacar, que es en los campos someros de la cuenca de Burgos donde se ha registrado el mayor incremento de terminación de pozos. En 2004, el 55 por ciento de los pozos terminados se localizaron en esta área. Estos pozos en su mayoría son someros, razón por la cual la profundidad promedio disminuyó considerablemente a partir de la reactivación de esta cuenca en 1997, (Figura 2.12).

1,000

ii!IilB 1 Año

Figura 2.12 Pozos terminados y profundidad promedio'

24

Page 27: Visión estratégica de la Perforación en México

Como se mencionó previamente, parte de las intervenciones han sido realizadas por compañías contratadas mediante los siguientes esquemas:

Servicios integrales de perforación (SIP). El objetivo de estos contratos es encargar al contratista la ejecución de diversas obras y servicios para la explotación de hidrocarburos. Estos incluyen: la perforación y terminación de pozos, la construcción de caminos y localizaciones, así como la construcción de la infraestructura necesaria para el manejo de su producción.

La unidad perforadora de PEP define los diseños básicos de los pozos y supervisa los trabajos que se realizan con esta modalidad, ya que la ingeniería de detalle y la ejecución de los pozos están a cargo de las compañías contratadas.

El contrato Burgos Central 1, firmado en 1997, fue el primero de su tipo y consistió en la perforación y terminación de 31 pozos, 6 estudios de yacimientos, 1,684 km 2 de sísmica 3D, 4 estaciones de compresión y una estación de recolección. A éste le siguieron los contratos Central II, III, y Oriental 1; todos ellos se firmaron en 1998 para perforar un total de 86 pozos.

Es importante mencionar que en el año 2001, se firmó el contrato bajo este esquema con una compañía canadiense que a la fecha a perforado 664 pozos en la cuenca de Burgos.

Los proyectos en los que actualmente se opera con este esquema de contratación son:

Región Norte: Burgos, Chicontepec y Veracruz.

Región Sur: Antonio J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán.

Con este esquema se encuentran operando en territorio nacional un total de 20 equipos: 17 terrestres y 3 marinos. La actividad está enfocada principalmente a la perforación de pozos, 18 de estos equipos están en perforación y 2 en reparación de pozos marinos de la Región Norte.

Alianzas PEP-compañías. Estos contratos se implementaron a partir de 1999 en la cuenca de Burgos. Tienen como característica la conformación de un equipo de trabajo donde la unidad perforadora proporciona los equipos de perforación tripulados y algunos materiales estratégicos para la construcción del pozo (tuberías de revestimiento, cabezales y árboles de válvulas). Por su parte, la compañía contratista también proporciona equipos de perforación tripulados para formar una flotilla mixta de equipos en un mismo proyecto. En este esquema de contratación se encarga a la compañía el suministro de materiales y servicios periféricos para la perforación y terminación de pozos.

La ingeniería básica de los pozos y la supervisión los proporciona la unidad perforadora de PEP, y la compañía contratada elabora la ingeniería de detalle y ejecuta los programas.

Actualmente se encuentran trabajando 6 equipos con este esquema de contratación, todos ellos en perforación de pozos de desarrollo en la Región Norte.

La perforación de pozos mediante estos dos esquemas de contratación (SIP y alianza) se ha incrementado desde su implementación. En el periodo 1997-2004 se terminaron un total de 1,261 pozos (839 con SIP y 422 por alianza) y su participación en el mercado nacional registra una tendencia creciente (Figura 2.13).

25

Page 28: Visión estratégica de la Perforación en México

nA 70 1 20

200 - • Parhcipación en & merado

U Po2osTemlnado

0 oHu1 O 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Figura 2.13 Participación en el mercado nacional de perforación de los contratos de servicios integrados y alianza

Contratos de Servicios Múltiples (CSM). Los CSM son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios y sin importar el nivel de producción, el contratista simplemente recibe un pago en efectivo por la ejecución de las obras, su duración es a largo plazo, de 10 a 20 años, lo que permite a PEMEX complementar esfuerzos para desarrollar proyectos en áreas con potencial, que han sido pospuestos por falta de recursos financieros.

Actualmente se han adjudicado siete bloques a diferentes empresas, a la fecha se han perforado y terminado 33 pozos. Este esquema es una buena opción de PEP para incrementar su producción.

La infraestructura con la que cuenta la unidad perforadora de PEP le ha permitido mantener sus niveles de actividad. Sin embargo, el incremento constante en la demanda de intervenciones sobrepasa cada día más la capacidad de ejecución de ésta, generando una mayor participación de las compañías contratadas con enfoques de trabajos integrales.

26

Page 29: Visión estratégica de la Perforación en México

I

al

Page 30: Visión estratégica de la Perforación en México

3. Alineación de la unidad perforadora a la visión de negocios de PEP

Con la misión de maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente, PEP tiene la visión de convertirse en una empresa líder de exploración y producción en el ámbito internacional y mantenerse como la mejor inversión de los mexicanos. En este sentido, PEP desarrolla un portafolio de proyectos con el propósito de establecer objetivos, metas y acciones que le permitan responder adecuadamente a los retos y oportunidades de la exploración y producción de hidrocarburos del país.

Alineándose a esta visión empresarial, la unidad perforadora de PEP tiene el compromiso de proporcionar los servicios de perforación, terminación y mantenimiento de pozos con altos índices de desempeño y las mejores prácticas internacionales, para coadyuvar a incrementar la rentabilidad de los proyectos de PEP.

Para esto, es indispensable identificar con claridad el grado de participación de la unidad perforadora y las responsabilidades correspondientes para contribuir cabalmente al cumplimiento del plan de negocios de PEP.

En este capítulo, se analizan diversos escenarios para las actividades de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, así como la demanda de equipos de perforación en función de los pronósticos de exploración y producción de aceite y gas del Plan de Negocios 2002-2010 y la cartera de proyectos del 200510

Panorama de la perforación exploratoria en función del potencial petrolero de México

PEP tiene cuatro ventajas competitivas para convertirse en una empresa petrolera de clase mundial: su base de reservas, su inventario de oportunidades exploratorias, sus procesos y sistemas, y el compromiso de su personal 9 . Como se muestra en la Figura 3.1, PEP cuenta con

una base de reservas probadas de 17,650 / miles de millones de barriles de petróleo

( MMBPCE crudo equivalente.

PEP cuenta actualmente con un inventario de aproximadamente 2,000 oportunidades exploratorias. Este inventario asegura la viabilidad de la empresa en el corto y mediano plazo, en la medida en que realice las inversiones necesarias para traducirlo en reservas probadas que puedan ser desarrolladas. Por lo tanto, para que PEP cumpla con la misión de maximizar el valor económico de largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, es indispensable que cuente con una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad y se garantice el éxito de la perforación de pozos exploratorios

Figura 3.1 Reservas de hidrocarburos de PEP7

28

Page 31: Visión estratégica de la Perforación en México
Page 32: Visión estratégica de la Perforación en México

2002 2003 2015

y de desarrollo que asegure la incorporación de reservas y la producción. A la fecha, el éxito de la perforación de pozos exploratorios es de 41 por ciento y el correspondiente a pozos de desarrollo es de 94 por ciento 12 .

En este sentido PEP tiene contemplado incrementar la perforación exploratoria para fortalecer el inventario de reservas y revertir la tendencia de la tasa de reposición de las mismas, así como documentar proyectos de explotación para toda la base de reservas probadas.

Como se ilustra en la Figura 3.2, debido a que existen áreas con un enorme potencial que aún no se han caracterizado, PEP se ha planteado la meta de caracterizar la totalidad del potencial petrolero del país para el año 2006.

Gas No Asociado

i 5 ,'rF;, Madre C)PittÍ;u

Sar' .. V,t! le R .... .1" .

y

— -

Aceite Ligero / Gas Asociado

- . 1 Aceite Intermedio / Pesado

Provincia Madura PEG Exploración de Frontera

Figura 3.2 Principales cuencas y prioridades para su estudio 9

El conocimiento integral de las características geológicas de sus cuencas y yacimientos es importante, no sólo para entender el potencial petrolero del país y garantizar la integración de una cartera que maximice el valor económico de sus reservas, sino también para determinar los tipos de equipos, tecnologías e ingenierías de perforación que se requerirán para extraerlas a bajo costo.

29

Page 33: Visión estratégica de la Perforación en México

A partir del 2002, las inversiones en exploración han permitido un incremento continuo de la tasa de reposición de reservas hasta alcanzar un valor de 57 por ciento al cierre de 2004, y se estima que a finales del 2010 sea dell 00 por ciento (Figura 3.3). Esto es similar a la práctica internacional de los líderes del mercado petrolero, que alcanzan estos niveles de reposición, para garantizar su competitividad y viabilidad en el largo plazo.

Incorporación de reservas por descubrimientos

rMMBPCE Restitución en 2004: 916

2,500 - Restitución

Año 1990 1995 2000 2005 2010

Fig. 3.3 Incorporación de reservas por descubrimiento 7

Por estas razones, PEP se propuso como meta restituir en reservas, el 65 por ciento de la producción en el 2006, y alcanzar casi el 100 por ciento a partir del año 2010. En este sentido, la cartera de inversión 2006-2020 considera importantes proyectos exploratorios tanto en aguas profundas como someras, (Figura 3.4).

Inversiones por tipo de geografías

Producción por tipo de geografía (millones de pesos)

(MBPCD)

120.000

100,000

80,000

60,000

40,000

20,000

O

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

o

Figura 3.4 Inversiones y producción por tipo de geografía 1°

30

Page 34: Visión estratégica de la Perforación en México

Asimismo, como se muestra en la Figura 3.5, para mantener un nivel de incorporación de reservas similar al de las grandes empresas petroleras (entre el 95 y 100 por ciento de la producción), PEP en su cartera de proyectos 2005, consideró la necesidad de contar con inversiones adicionales a las documentadas en el Plan de Negocios 2002-2010 en proyectos de exploración y desarrollo, con niveles de inversión cercanos a los 100 mil millones de pesos totales por año en la siguiente década.

Figura 3.5 Inversiones reales y planeadas de PEP 91°

Pronósticos de producción de aceite y gas en función de la oferta y la demanda

Actualmente, PEP enfrenta diferentes retos derivados de las condiciones existentes en el mercado internacional y doméstico de hidrocarburos. En el mercado doméstico se ha mantenido como el principal proveedor de energía que México requiere para su desarrollo. En el caso del aceite, como resultado de las inversiones en exploración, desarrollo y explotación, en el Plan de negocios 2002-2010, PEP pronosticó alcanzar una producción promedio de 3,875 mbd en el 2006 y una producción promedio máxima de 4,260 mbd en el 2008. Esto, con el propósito de cubrir la demanda nacional e incrementar los volúmenes disponibles para exportación y maquila (Figura 3.6).

Demanda nacional de crudo SNR (MBD)

1,308 1,440 1,487 1,737 1,738

tu ! F! Oferte de crudo (MBD)

3081 3333 3,564 3.875 3,929

Crudo disponible para exportación y maquile (MBO)

1,773 1.893 2,077 2,139 2191

2001 2002 2003 2006 2010

L!do II Ugaro

Figura 3.6 Balance nacional de crudo 9

31

Page 35: Visión estratégica de la Perforación en México

En cuanto a la producción de gas natural se pronostica una creciente demanda de este energético, principalmente en el sector eléctrico 9 (Figura 3.7).

Figura 3.7 Demanda de gas natural 913

Como se muestra en la Figura 3.8, de acuerdo con estadística de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), se espera un crecimiento de 150 por ciento en la demanda de gas natural en los próximos ocho años. Esta demanda de gas natural, representa un reto para PEP de acuerdo a los volúmenes de producción actuales, razón por la cual la cartera de proyectos 2005 contempla un incremento de actividad de perforación en yacimientos de gas natural del país; esto permitirá mantener los niveles de importación constantes.

MMPCD 4,283

Figura 3.8 Pronóstico de la demanda de gas natural de la CFE 3

32

Page 36: Visión estratégica de la Perforación en México

Por otro lado, los pronósticos más recientes, basados en la cartera de proyectos 2005 (Figura 3.9), muestran que la producción de crudo y gas de los activos de Cantarell y Burgos declinará fuertemente, y que las inversiones se concentrarán en los activos Ku-Maloob-Zaap, Litoral de Tabasco, Samaria-Luna, Poza Rica-Altamira y Veracruz. Por lo tanto, el éxito de las inversiones de perforación, terminación y mantenimiento de pozos en estos activos, será esencial para compensar la declinación de los campos maduros y mantener el nivel de producción actual, lo cual representa un reto para la unidad perforadora de PEP.

Inversiones por activo Producción de PEP (mil millones de pesos) (MBPCED)

120,000 8,000

100,000 5,000 _

80,000 '— 4,000 ,

60,000 - 3,000

40,000 2000 1 20000

1 1 000 1 Cantarefl

O 40 r- dO Ob O t Pb W ID £. 40 Dl 0

o 40 P.. 40 0% 0 Pb • Mb ID £. 0 01 0

Figura 3.9 Inversiones y producción por activo 10

Adicionalmente, de acuerdo con el nivel de inversión considerado en la cartera de proyectos 2005 (Figura 3.9), para lograr las metas de producción establecidas en el Plan de negocios 2002-2010, es necesario establecer nuevas estrategias a fin de solventar las áreas de oportunidad que han surgido durante su implementación. La Figura 3.10 muestra los pronósticos de producción de la cartera de proyectos 2005, así como las tendencias reales de producción de aceite y gas. Estas cifras representan un gran desafío para los activos de PEP y exige un fuerte compromiso por parte de la unidad perforadora.

Producción de crudo Producción de gas MBD MMPCD

4,500 8,000

4,000 7,000

3,800 6,000 -. -1

3,000 Rl 5,000

2,500

2,000 Plafleidos ,, 4,000 Plen.adoe en

"

la cartera de Rial 3,000 la cartela de

1,500 proyectos

1,0

" proyectos Incretnint& de PEP

2000 lncr.menWl de PEP

1,000 Producción d.campoe , deCimpoi

500 un lnverIón 1,000 Producción

nr, lweruló estratégIca 1 __________________________

Figura 3.10 Pronóstico de producción de crudo y gas 7 ' 91°

33

Page 37: Visión estratégica de la Perforación en México

Escenario de actividades de perforación en México

Para alcanzar los objetivos de PEP, la unidad perforadora definirá estrategias y tomará acciones para cumplir con los programas de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, los cuales consideran perforar y terminar 15,812 pozos (3,730 exploratorios y 12,082 de desarrollo) en el periodo 2006-2020, a un ritmo promedio de 1,054 pozos por año (Figura 3.11).

En el caso del programa de perforación marina, resalta la necesidad inmediata de incursionar en aguas profundas y, de acuerdo con los pronósticos de exploración, hasta en aguas ultra profundas a partir del 2008 (Tabla 3.1).

1,000

400 En tierra 400 Desarrollo

200 200

o o

Año Año

Figura 3.11 Programa de perforación y terminación 2006-2020 por tipo de geografía 1°

_____

ji

1

Caxui-1 Aceite Ligero 4,100

•---.--

Norte

-

.r .•

G de M Sur

• .u'wr

445

lláájt

2005

2 Noxal-1 Aceite Superligero 3,300 Marina SO G de M B 950 2005

3 Lakach-1 Aceite Ligero 5,400 Marina SO G de M B 860 2006

4 Leek-1 Aceite Ligero 5,000 Marina SO G de M B 900 2006

5 Eslipua-1 Aceite Ligero 6,100 Norte G de M Sur 580 2006

6 Talipau-1 Gas Seco 4,900 Norte G de M Sur 975 2007

7 Kalapu-1 Aceite Ligero 5,000 Norte G de M Sur 1,380 2007

8 Patini-1 i Aceite Ligero 5,900 Norte G de M Sur 1,390 2007

10 eaPerddo!J

Tabla 3.1. Programa de aguas profundas y ultraprofundas (Maximino 1 y PEP 1)14

34

Page 38: Visión estratégica de la Perforación en México

Es importante hacer notar que aproximadamente el 60 por ciento de la producción de hidrocarburos en el periodo 2006-2020, provendrá de los programas de perforación en aguas someras y profundas (Figura 3.12).

La Figura 3.13 pronostica la mayor actividad de perforación en los activos Ku-Maloob-Zaap, Litoral de Tabasco, Samaria-Luna y Veracruz, y se incrementa sustancialmente en Poza Rica-Altamira.

6,000

5,000

4,000

3,000 Aguas someras

2,000

1,000 En tierra

O «O «O e N

Año

Figura 3.12 Producción de hidrocarburos por tipo de geografía 1°

Pozos perforados por activos (número de pozos perforados)

Año

Figura 3.13 Programa de perforación 2006-2020 por activo 0 .

1,600

1,400

1,200

1,000

600

600

400

200

o

Por otro lado, el programa de mantenimiento de pozos (Figura 3.14) representa de igual manera un reto para la unidad perforadora de PEP. Este programa contempla realizar 19,266 reparaciones menores (1,282 por año) y 7,999 reparaciones mayores (553 por año), 2,780 taponamientos (185 por año) y 377 conversiones a sistemas artificiales de producción (25 por año).

3,000 Conversión -

2,500

e 2,000

1,500 Rei

1,000

e, ' 500

Reparación menor

z

o O

cm N C'4 r'. N N N N N <M cm N r1 N

Año J

Figura 3.14 Programa de intervenciones de mantenimiento 20062020b0

35

Page 39: Visión estratégica de la Perforación en México

Debido al incremento de las actividades de perforación y mantenimiento de pozos, tanto en tierra como costa afuera se espera una mayor demanda de equipos (Figura 3.15).

Necesidad de equipos de perforación Necesidad de equipos para reparaciones (Número de equipos por año) (Número de equipos por año)

250 90

80

E 40

30

50 En Tierra 20 En Tierra

10

Figura 3.15 Necesidad de equipos por tipo de geografía 5

Dado que las intervenciones de perforación, terminación y en mucho mayor proporción, las de mantenimiento de pozos, utilizan recurrentemente los trabajos de servicios a pozos de PEP, esta línea de negocios representa un factor clave de éxito para el cumplimiento de los programas y por ende, las metas de producción de PEP.

En el 2004, la unidad perforadora de PEP realizó 713 intervenciones de perforación con sus respectivas terminaciones y 1,549 intervenciones de mantenimiento a pozos. Para ello, contó con 211 equipos (153 de perforación y 58 de reparación). Por lo tanto, considerando el escenario de intervenciones de perforación, terminación y mantenimiento de pozos previsto para el período 2006-2020, resulta evidente que hay que redoblar esfuerzos para hacer de ella un área de servicio de alta competitividad y confiable, que contribuya a los objetivos de PEP.

91.1

Page 40: Visión estratégica de la Perforación en México

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-I 7 y

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Page 41: Visión estratégica de la Perforación en México

4. Entorno mundial de la perforación

En este capítulo se analiza el estado actual del entorno mundial de la industria de exploración y producción de petróleo, en función del comportamiento de la oferta y la demanda de los hidrocarburos en el mundo y sus tendencias. Asímismo, se señalan las principales variables que impactan a las actividades de perforación y mantenimiento de pozos, así como sus implicaciones para el cumplimiento de las metas y objetivos de PEP.

Oferta y demanda de aceite en el mundo

Investigaciones realizadas por la agencia de Estudios Geológicos de los Estados Unidos (USGS) 16 , indican que hay suficientes reservas probadas de aceite para satisfacer su creciente demanda por lo menos hasta el 2020. Por otro lado, de acuerdo con la tendencia actual de la oferta y la demanda de aceite en el mundo (Figura 4.1), la Agencia Internacional de Energía (AlE) 17 pronostica que ésta demanda se incrementará 38 por ciento en el periodo 2005 -2020, a un ritmo promedio anual de 2.5 por ciento. Asimismo, prevé dicha agencia que el aceite y sus derivados se mantendrán como la fuente principal de energía.

Figura 4.1 Tendencia actual de la oferta y la demanda de aceite en el mundo7

Tomando en cuenta el incremento robusto del consumo de energía, influenciado principal-mente por las economías desarrolladas (Estados Unidos, Japón y Europa) y por el emergente país súper consumidor de energía (China), así como parlas economías en rápido desarrollo de países como Brasil y México, se estima que la producción de aceite mundial se incrementará de 85 millones por día que se producen actualmente 11 , a 121 millones de barriles por día para el año 202513 (Figura 4.2).

La mayor parte del incremento en el uso del petróleo en las economías industrializadas ocurrirá en el sector transporte, donde actual-mente son pocas las alternativas energéticas económicamente competitivas 1719

Figura 4.2 Pronóstico de producción mundial de aceite 13

38

Page 42: Visión estratégica de la Perforación en México

Oferta y demanda de gas natural en el mundo

Investigaciones de la agencia USGS 18 revelan que las reservas de gas natural del mundo son gigantescas. De acuerdo con Cedigaz 2° en las últimas dos décadas éstas se duplicaron. Por otro lado, Britsh Petroleum 18 determinó en ene-ro de 2005 que las reservas mundiales de gas son de 179 trillones de metros cúbicos (6,337 trillones de pies cúbicos). Este incremento de reservas probadas de gas no se debe únicamente a la exploración exitosa y al incremento de actividades en todas las áreas del mundo, sino también a la evolución y desarrollo de tecnologías que han permitido revalorar las reservas.

La Figura 4.3 Relación reservas probadas contra producción de gas mundial8

En la Figura 4.3, se muestra la relación global de reservas probadas contra producción de gas, esta gráfica muestra que las reservas mundiales de gas contemplan una producción de 66 años a partir del 200418.

Por otro lado, dado que durante la última década el gas natural pasó de ser un combustible marginal a un insumo esencial de la economía moderna (Figura 4.4), principalmente por la combustión limpia y eficiencia energética, la AlE estima que la demanda de gas natural se incrementará a un ritmo de 2.6 por ciento anual en el periodo 2005-2020 y su participación como fuente de energía primaria alcanzará el 26 por ciento para el 2020.

6,000

:: Petróleo

Carbón

I,OOO nUcI ear T 0 1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Año

Figura 4.4 Consumo mundial de energía por tipo de combustible 16

39

Page 43: Visión estratégica de la Perforación en México

Aunque la alta volatilidad de los precios de los hidrocarburos hace imposible predecir con precisión el comportamiento de las regiones productoras de gas, la AlE estima que la producción de gas en el periodo 2000-2020 por regiones se comportará como se muestra en la Figura 4.5. En ella se observa que la producción más importante estará en manos de las economías en desarrollo, países de la Organización de Países para el Desarrollo Económico (OECD) de Europa y Norte América.

Norteamérica Europa Africa y

Latinoamérica Asia Medio Este

28% 12% 6% 9% 14% V21% Y7% Á8% .Á14%

Figura 4.5 Producción de gas por regiones 17

Influencia de México en el mercado mundial de la industria petrolera

De acuerdo con la estadística del centro de investigación de la Oil & Gas Journal 1 , a julio de 2005, después de Estados Unidos, México es el país con más producción de aceite en el continente americano (Figura 4.6).

E LIIII UJ 1 1 •I 1 fi o

> 4 2

Figura 4.6 Países productores de aceite en el continente americano 11

40

Page 44: Visión estratégica de la Perforación en México

Su producción únicamente es superada porArabia Saudita, Rusia, Estados Unidos, Irán y China. Es decir, como se muestra en la Figura 4.7, México ocupa el sexto lugar entre los principales países productores de aceite en el mundo. Además, es el mayor productor en Latinoamérica 11

/717.0

15

-

w 4

,EJI,fl,fllllljIInoonfluo o (5 (5 c ts o v .

«n (5 . 0 :8 (5 (5 C Z

Figura 4.7 Principales países productores de aceite 11

Al primero de enero del 2005, México ocupa el décimo cuarto lugar mundial en reservas probadas (Figura 4.8) 7

. Además, de acuerdo con estudios realizados por Wood Mackenzie 21 , México ocupa el cuarto lugar en reservas probadas y probables entre las mejores compañías petroleras internacionales. El enorme potencial de la industria petrolera mexicana en cuanto a reservas probadas y probables de aceite, se debe en gran medida a la incorporación de la sísmica 3D y tecnologías modernas, que han coadyuvado a mejorar el porcentaje de éxito en la perforación exploratoria que actualmente es del 41 por ciento.

/ 300 263

w 250

(5

° o 200

150 1333 115

E 99 98 100

72

50 40 39 35 29 17

El 17 17 15

o

ea u

C a 2 . • .

CO . .5 O . '

.! . . . . .2 w 2 x ' a

CO ie

(fl (5 Z OC 15

le

-y,

Figura 4.8 Reservas probadas de hidrocarburos 718

41

Page 45: Visión estratégica de la Perforación en México

También es importante subrayar que México ocupa el cuarto lugar entre los países que exportan aceite al mercado de Estados Unidos, lo cual representa aproximadamente el 7 por ciento de la demanda de este país, que es conocido como nuestro primer socio comercial.

Entorno mundial de la perforación

De acuerdo con las enormes reservas / probadas de aceite y gas en el mundo, se

estima que el consumo de estos energéticos u[2OOL

continuará con un incremento sostenido Total 642 648 642

durante las siguientes dos o tres décadas. Dado

Contratados 535 539 572 que la actividad de perforación es directamente

Sin Contrato 107 109 70 proporcional a la demanda de estos

Porcentaje de Ocupación 83 83 89 energeticos, es sencillo predecir que esta actividad continuará de igual manera

aumentando. Como se puede observar en la Totade Porcentajentratados Tabla 4.1, hasta el mes de julio de 2005, de

acuerdo con la base de datos de ODS- Total 293 228 78

22 gran mayoría de los equipos de

permanente desde hace ya algunos años,

notándose un incremento del porcentaje de 935 800 86

utilización en el año 2005, lo cual concuerda con el considerable incremento en la oferta y la

Tabla 4.1 Existencia y utilizacion de equipos de perfora- demanda de hidrocarburos registrada desde el ción marinos en el mundo 21 2004.

La Figura 4.9, muestra que la tendencia de la utilización de equipos de perforación marinos desde el 2002 y hasta el 2004, fue prácticamente constante. A partir de entonces, se incrementó conforme aumentaba la demanda de gas y aceite en el mismo periodo. Como se puede observar en esta figura, el porcentaje de utilización en el 2005 ha sido el más alto de los últimos seis años y el tiempo en espera ha sido el mínimo.

100% 1 I'/ 12% Reparaciones

90%

80%

70% ¡

60%

- - Actividades relacionadas 50% 2/ /i;-i. 77/'. -i:..•'/. V.., conlapertoración

- incluyendo movilización 40%

30% _

20%

-,. pera

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Figura 4.9 Porcentaje de utilización de equipos marinos en el mundo 22

42

Page 46: Visión estratégica de la Perforación en México

12 14 16 18 20

Con base en los pronósticos de la demanda de aceite y gas en los próximos años, el consorcio MERCER 15 , determinó que la proyección de oferta y demanda de equipos marinos en el mundo se comportará como se muestra en la Figura 4.10.

Autoelevables Semisumergibles

Histórico de disponibilidad - - - - - Proyección de disponibilidad

Figura 4.10 Oferta y demanda de equipos marinos en el mundo 22

En este estudio se considera que el área clave de crecimiento es en aguas profundas y ultra-profundas.

Como consecuencia del alto índice de ocupación de equipos marinos en el mundo, aunado a las especulaciones estadísticas que pronostican un continuo incremento de demanda de hidrocarburos en los próximos años, se anticipa un incremento considerable en las tarifas diarias para renta de equipos marinos (Tabla 4.2)23.

250' 40,000 - 70,000 $50000 - 99,000 Autoelevable

300' 50,000 - 15,000 $65.000- 120,000 Autoelevable

Semisumer9ible 60.000 - 110.000 6SF Arctic IV 1500' (GlobalSantaFe) 30 generación Dic 05-Jun 06: $185.000 (Mar del Norte)

Jun 06-Oct 06: $201.000 (Mar del Norte)

SemlsumeribIe 75,000 -140,000 Ocean Valiant (Diamondøifahore) 40 generación Jun 05-Mar 06: -$130's a -150's (US GOM)

Mar 06-Mar 07: $304000 (US GOM)

Semisumerible 140,000- 170,000 Deepwater Horizon Semi (Transocean) 50 generación Sep 04-Sep 05: $165.000 (US GOM)

Jul 06-Jul 07: $275.000 (US GOM)

Barco perforador 160.000- 240,000 CR Luigs (6SF) Drili Nov 05-Nov 06: $225.000 (Nigeria) Dic 06-Dic 08: $398.000 (Nigeria)

Tabla 4.2 Tarifas actuales y proyectadas de equipos marinos

43

Page 47: Visión estratégica de la Perforación en México

En el caso de los equipos terrestres, también se ha observado una tendencia de incremento de utilización (Figura 4.11). Sin embargo, a diferencia del notorio incremento del uso de equipos marinos registrado hasta el 2005, el incremento del uso de los equipos terrestres se disparó a finales del año 2002.

Comparando el comportamiento del uso de

Equipos terrestres operando en el mundo

2,500

1:: ---

0 1,000 o z

500

o 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Año

eqUIPOS etietie lrlyUld 'L 1 1), UUII el de Id

oferta y demanda de aceite mostrada en la Figura Figura 4.11 Variación del uso de equipos de perforación

4.1, se observa un aumento considerable en la terrestresenelmundo 11

transición del 2002 al 2003. Se puede concluir que la variación en la utilización de equipos terrestres es más sensible a un cambio en la oferta y la demanda de hidrocarburos, tomando en cuenta que la perforación terrestre es mucho más barata que la marina. Es decir, las compañías petroleras usan como primer recurso para contribuir a balancear la oferta con la demanda, la perforación terrestre, y como segunda alternativa la perforación marina.

Otra proyección estadística realizada por WoodMackensy (Figura 4.12), pronostica un continuo incremento de la utilización de equipos terrestres en el mundo hasta el 2011. A partir de este año, aunque el ritmo de incremento disminuye considerablemente, éste continúa hasta el 2018, donde se estabiliza.

Número de equipos

3,500

3,000

1,500

1000 14 16 18 20

- Historia de disponibilidad - Proyección de necesidad de equipos

Figura 4.12 Prorn5stico de utilización de equipos terrestres 22

Se puede concluir que la actividad de perforación se incrementa proporcionalmente con la demanda de hidrocarburos. Por lo tanto, con el creciente consumo de hidrocarburos en México y el mundo, se espera que tanto la actividad de perforación como la utilización de equipos, continúen manteniendo la misma tendencia. Con esta base, la unidad perforadora de PEP está proponiendo nuevas estrategias para cumplir sus compromisos de perforación, terminación y mantenimiento de pozos proyectados en el Plan de Negocios, afrontando el problema de la poca disponibilidad de equipos en el mundo, y sus altos costos.

44

Page 48: Visión estratégica de la Perforación en México

CAR

Al

Page 49: Visión estratégica de la Perforación en México

5. Visión estratégica de la unidad perforadora

En este capítulo se definen las estrategias que permitirán convertir a la unidad perforadora en un área de servicios especializados. Estas estrategias, están fundamentadas en los estudios del entorno actual de la perforación en México, la visión de negocios de PEP y los escenarios del mercado mundial de perforación descritos en los capítulos previos.

Inicialmente, un análisis de las proyecciones de la constitución de reservas y producción de PEP de 2005 a 2020, permitió establecer el pronóstico de actividad de perforación y mantenimiento de pozos para este periodo. Posteriormente, se estudiaron los escenarios actuales y futuros del mercado internacional de perforación, para identificar las mejores prácticas internacionales y los retos que impone el mercado externo en los planes de PEP, tanto en materia de equipos de perforación como de contratistas. Finalmente, con el total conocimiento de las fortalezas y áreas de oportunidad actuales de la unidad perforadora, se definieron las estrategias relacionadas con los procesos de planeación y diseño, organización y personal, tecnología, equipos, cadena de suministro y administración del conocimiento, considerados como los elementos clave de la función desempeñada por la unidad perforadora (Figura 5.1)..

tón del c0 /70 d C pr = 4

Figura 5.1 Elementos clave de la función de la unidad perforadora

Procesos de planeación y diseño

A partir del análisis realizado durante el desarrollo de este trabajo, se concluyó que la planeación y el diseño de pozos es un insumo clave para crear el portafolio de proyectos y la aprobación del presupuestol anual, donde las unidades de negocio y los responsables de perforación participan activamente.

Al comparar la cadena de valor de la función de la unidad perforadora contra las mejores prácticas

46

Page 50: Visión estratégica de la Perforación en México

internacionales, muestran una evidente área de oportunidad que requiere la participación conjunta del Activo y la unidad perforadora para maximizar la creación de valor de PEP, vía el proceso de perforación, terminación y mantenimiento de pozos.

Cadena de valor de la función de la unidad perforadora de PEP

Nivel de Involucramiento

de los principales actores

Aprobaclon p esupuestal

Cadena de valor de la función de la unidad perforadora en Practicas Internacionales

Nivel de Involucramiento

de los principales actores

Aprobación Presupuestal

Figura 5.2 Cadena de valor de la función de la UP vs mejores prácticas internacionales 15

Figura 5.3 Planeación y diseño de pozos de la UP de PEP vs. mejores practicas internacionales

Como puede observarse en las Figuras 5.2 y 5.3, mientras que en PEP el diseño del pozo es responsabilidad de la unidad perforadora, en las prácticas internacionales, éste es realizado por equipos multidisciplinarios. Además, se valida la factibilidad técnica y financiera del proyecto pozo conforme incrementa el nivel de detalle del diseño del mismo.

47

Page 51: Visión estratégica de la Perforación en México

Dada la necesidad fundamental de capitalizar las oportunidades de incremento de eficiencia operativa y productividad, bajo un esquema de reducción de costos, la unidad perforadora plantea la estrategia de implantar la metodología de "Planeación y diseño integral de pozos con grupos multidisciplinarios" (PDIPGM), como una propuesta de valor de clase mundial para los procesos de planeación, ingeniería de perforación, terminación y mantenimiento de pozos. Cada una de las 10 etapas que la componen (Figura 5.4), requieren ser cumplidas estrictamente y de manera sistémica y secuencial, para garantizar el éxito mecánico y de producción de los pozos.

-

Planeación y dIseño lnte9rald . . ecucIó :VaJIcin

con grupos multidisciplina e p lis

__.--.. .

Figura 5.4 Fases de un proyecto en la planeación integral de pozos 15

Como se muestra en la Figura 5.5, la metodología propuesta permite capitalizar las oportunidades de eficiencia y productividad durante la etapa de creación mental, mediante la realización efectiva de la planeación y diseño del pozo, que consolida la etapa de definición y desarrollo. En esta etapa la inversión de capital oscila entre 2 y 10 por ciento del costo del pozo, dependiendo de la complejidad del mismo; sin embargo, propicia incrementar la captura de valor en más de un 75 por ciento.

48

Page 52: Visión estratégica de la Perforación en México

Figura 5.5 Ciclo de vida del proyecto 15

Con el objetivo de implantar la metodología PDIPGM, para alcanzar los resultados más convenientes y de mayor generación de valor para PEP y con base en el análisis de las mejores prácticas internacionales 15 , se definió el Qué (descripción de la metodología), Quién (cómo se conforman los equipos multidisciplinarios), Dónde (residencia de la metodología) y Cómo (con base en las guías generales de perforación y mantenimiento de pozos).

Descripción de la metodología. La metodología de "Planeación y Diseño Integral de Pozos con Grupos Multidisciplinarios" asegura el cumplimiento de todas las fases de ingeniería (Figura 5.4), realizándose detalladamente la visualización, conceptualización y definición del proyecto pozo (Figura 5.3). Cabe destacar que como parte de los requerimientos funcionales se analizan, entre otros, las métricas de yacimiento, para garantizar el éxito de producción. Asímismo, como parte de la ingeniería básica, se implanta el límite técnico que procura retar los diseños y la operación contra estándares de clase mundial, por medio de los análisis de operación, mantenimiento y perforación. De igual forma, se cubre la estimación de costos usando criterios por actividad (costeo basado en actividad) en lugar de costeo por rubros y servicios.

49

Page 53: Visión estratégica de la Perforación en México

La metodología, obliga a que durante la etapa de planeación y diseño del pozo, participen de manera concurrente el Activo, como dueño del capital, la unidad perforadora como prestador de servicio y garante de la aplicación de los procesos, las mejores prácticas, las tecnologías y las competencias técnicas/operacionales, las empresas contratistas como proveedores de bienes, servicios, nuevas prácticas y tecnologías; así como las otras organizaciones habilitadoras del proceso. Es importante resaltar que en la ingeniería básica se realiza un análisis de los niveles de complejidad y niveles de definición de pozos, usando para ello las métricas que comprenden los índices de complejidad y calidad de definición del pozo. Esto permite que la toma de decisiones se base en una estimación de costos con certidumbre cercana al 90 por ciento, ya que incorpora la ingeniería básica y de detalle versus certidumbre en orden del 40 por ciento, que son las provistas por los diseños conceptuales. El proceso de visualización, ingeniería conceptual, básica y de detalle, incluyendo la estimación de costos y análisis de rentabilidad, concluyen con la generación del programa de perforación del pozo.

Conformación de los equipos multidisciplinarios y residencia de la metodología. La implantación de la metodología PDIPGM requerirá de la conformación de los equipos de alto desempeño en los Activos, con responsabilidad por resultados y delegación para la toma de decisiones en los procesos de planeación, ingeniería de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, desde su inclusión en la cartera de inversiones (ciclo de planeación) hasta la evaluación de resultados.

La unidad perforadora ejerce, entre otros, el rol de centro de excelencia de PEP, teniendo la responsabilidad por la procura e implantación de las mejores prácticas, los nuevos procesos y las nuevas tecnologías. Por otra parte, es responsable por la capitalización de los estándares internacionales en materia de estrategias de contratación y negocios. De igual manera, coordina los análisis comparativos (benchmarking) con las empresas líderes en la actividad a nivel mundial.

La implantación de la metodología PDIPGM requiere la constitución de equipos multidisciplinarios, integrados por especialistas provenientes de varias dependencias, pero principalmente de la unidad perforadora y de losActivos. Estos especialistas requieren sumar un conjunto de competencias clave que se complementan entre si y se agrupan en 34 áreas de conocimiento; de las cuales, 18 corresponden a geociencias/yacimiento, 12 a perforación y4 a las funciones habilitadoras requeridas para diseñarel pozo, cuya participación dependerá de la etapa del proceso. Los equipos multidisciplinarios requeridos para llevar a cabo la planeación integral de perforación, estarán constituidos entre 7 y 8 personas efectivas, las cuales cubrirán 34 áreas de conocimientos.

Dada la importancia que los pozos tienen como capital dentro de PEP, su diseño y perforación deben ser consideradas como un proyecto, por lo que se hace necesario crear la figura del "líder de proyecto de perforación", quien tendrá la responsabilidad y autoridad para coordinar la realización de la visualización, ingeniería conceptual, básica y de detalle, plan de ejecución y evaluación, en el Activo, apoyándose en su equipo multidisciplinario de alto desempeño, con recursos suministrados por la unidad perforadora y el Activo. Es decir, los profesionistas que actualmente desarrollan esta actividad en la unidad perforadora, serían asignados temporalmente, para realizarla como parte del equipo multidisciplinario en el Activo. El líder tendrá líneas de reportes simultáneas con elActivo y la unidad perforadora.

Para asegurar la correcta implantación de la metodología PDIPGM en PEP, de acuerdo a las mejores prácticas internacionales (Figura 5.6), es imprescindible que el Activo participe durante toda la fase de explotación del yacimiento, que incluye la planeación y diseño de los pozos, planeación del portafolio de proyectos y los programas operativos anuales, ejecución de las intervenciones y su evaluación.

50

Page 54: Visión estratégica de la Perforación en México

Para quien trabaja

A quien pertenece el activo intelectual

Personal Requerido

3.0 Personal de perforación 3.4 Personal del activo 1.6 Personal de otras disciplinas

Figura 5.6 Estructura posible de un equipo multidisciplinario en PEP 15

Durante el proceso de planeación integral de pozos, un aspecto fundamental es el concepto de nivel de autorización. El comité técnico-administrativo de autorización es el garante del cumplimiento del proyecto pozo, el cual está constituido por los representantes de: las gerencias de Ingeniería y Perforación Divisional, la Coordinación de Explotación y Exploración del Activo, Planeación y Finanzas de la Región, los líderes de las redes de expertos y personal con el más alto nivel de competencias en el área en cuestión.

Previo al sometimiento de aprobación, ante el comité técnico-administrativo de autorización, el líder del proyecto debe realizar un análisis comparativo con otros proyectos/empresas similares que le permitan identificar cuales son las brechas de su proyecto, saber donde se han aplicado mejores prácticas y conocer las tecnologías que le permitirán reducir los riesgos asociados al proyecto y aumentar el nivel de certidumbre de éxito del mismo. Una vez realizado este análisis comparativo, el líder somete a consideración del comité técnico-administrativo de autorización la solicitud para proceder con la siguiente fase del proyecto.

Tecnología

Una comparación de las fechas de introducción de tecnologías en el mercado de la industria petrolera mundial, contra las fechas de implementación de éstas en la industria petrolera mexicana (Figura 57), evidencia un rezago tecnológico importante en México. Además, la utilización actual de tecnologías de arquitectura de pozos (perforación horizontal y multilateral) en PEP es aún limitada.

51

Page 55: Visión estratégica de la Perforación en México

Aguas someras Aguas profundas Alta presión Largo alcance y multilateral

y plataformas y árboles mojados alta temperatura

Empresas operadoras Centro de visuahzación ''-_---- internacionales en tiempo real

Simulación tecnológica / Curva de

avanzada

Datos sísmicos / complejidad continuos

, (5 1 Perforamos Terminaciones ínteliglrtes O

horizontal Perforación multilaterales 1 MWD Cedazos perforados Pertoracii con TR

ión cn tubería Tuberia flexible convencional Perforacfleajle

Disparos con pistola TCP TØminaciones de alta o '•'0.

Barrenas Perforación de largo alcance ,'),resión y temperatura O TR expansible , (+1700)

Automatizaó4e (5 Geonavegacióy' HPHT PLT E TopDríve

LWD

0 Lodos a base Jetting ~,,;'Wí gan&mlrcagp, temperatura (5

de diesel de conducción ót ------ Curvado

- costos

rg Uso frecuente en PEP U Uso incipiente en PEP • No se ha implantado en PEP

1980'5 1990s 2000's

Figura 5.7 Fecha aproximada en que se empezó a utilizar la tecnología 21

El ejemplo de mejores prácticas en tecnología de productividad y arquitectura de pozos de una compañía paraestatal latinoamericana, ilustrado en la Figura 5.8, muestra como la implementación de las tecnologías de perforación horizontal y multilateral, combinada con la tecnología de productividad de pozos permitió un incremento de hasta 1500 por ciento de la producción por pozo en los últimos 20 años.

3,000 Pozos multitaterales,

BECyBM /

1500-3000 / /

2,000 Engravamiento / atodala /

le formación y optimización del Pozos horizontales 4000-5000',

Pozos verticales bombeo mecánIco 1200-1500 BEC, BM de alta capacidad con engravamiento y bombas multifásicas

en arenas

/ 600-1200 1,000 /

1 Pozos horizontales 1500'. 400-600 BEC, Inyección de diluyente

100-120

0

1980 1985 1990 1995 2000

Figura 5.8 Evolución de las técnicas de perforación' 5

52

Page 56: Visión estratégica de la Perforación en México

LWI

Ii

.-i

En los escenarios de actividad de la perforación y mantenimiento de pozos en México, estimados para el periodo 2006-2020, se observa un incremento importante de actividad en las áreas Poza Rica-Altamira y Burgos, entre otros. Este incremento de actividad detonó la ya imperante necesidad de contratar equipos adicionales para dar cumplimiento a la cartera de proyectos. Sin embargo, como se describió en el capitulo 4, la fuerte demanda global por energéticos ha afectado el mercado de equipos, el cual se prevé que permanezca restringido en el futuro.

En materia de aguas profundas, tomando en cuenta la visión de negocios de PEP para incursionar en la producción de hidrocarburos en este escenario, y de acuerdo con la cadena de actividades y tiempos estimados que se requieren para explotar pozos en aguas profundas (Figura 59)15 salta a la vista que PEP tiene ya una importante presión temporal; si se quiere cumplir la meta de producción en 2009, como se planeó en la cartera de proyectos.

- Si- en oreas de - Dibujar plan - Contratar equipo - Dibujar plan - Construcción de - incorporar pozos ya atores, detallado del para perforar pozos alternativo de Opciones equipo de perforados.

programa de delimitadores. de desarrollo producción. Análisis geológIco y perforación - Iniciar producción.

geofisico - Planeaclón de pozos - Ingeniería conceptual - Ductos ala costa o - Contratación de delóntadores. y opciones en costos; construcción de

- Definir objetiven de seroiclos a pozos selección de opción de sistemas flotantes de perforación, para programa de - Contratación de desarrollo, almacenamiento.

exploración. servicios a pozos. • Contratación de - 5/CO e Ingeniería de - Contrato de equipo equipo de - Perforar pozos - Perfora, pozos disedio, de perforación. perforación. exploratorios, delinritadores y hacer

pruebas. • Logistica antIcipada - Programa detallado - Atsdllsls de de pozos de resultados. • Análisis de pruebas, . Costeo final y desa,rollo.

aprobación - Perforar y suspender pozos.

- Comisionar equipos de producción.

Figura 5.9 Cadena de actividades y tiempos estimados para el desarrollo de proyectos de AP 2 '

El tiempo transcurrido a partir del año de descubrimiento hasta el inicio de la explotación de yacimientos en aguas profundas se estima en 7 años, como se puede observar en la Figura 5.10.

Año 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98

Campo Albacora

Mrtmbd

Maetlm

Albacora Laste

Martmbá Lte

MailIm Le.te

Merltm Sut

Voardor

RJS-4O9

Batracuda

Car.ttngs

RJS-424

Espadarte

RJ5-50g

RJS-5O4

RJS-501A

Roncador

Fecha de descubrimIento 1= lnlco de producción

5.10 Tiempo transcurrido del descubrimiento a la explotación 21

53

Page 57: Visión estratégica de la Perforación en México

Dado el hecho de que PEP no tiene la infraestructura ni el capital humano especializado en aguas profundas, la unidad perforadora esta tomando acciones para aprender valiosas lecciones de compañías líderes, a través de convenios formulados para la transferencia de conocimientos y experiencias en aguas profundas.

Estos hechos contundentes: rezago en la incorporación de tecnologías, evidencias de mejores prácticas en tecnología de productividad y arquitectura de pozos aunado al incremento de actividad de perforación y mantenimiento de pozos y a la necesidad de contratar equipos adicionales, exigen a PEP tomar acciones inmediatas para acelerar el desarrollo de su plan de tecnología, a fin de ampliar sus márgenes de ganancia, cumplir sus programas de producción e incorporación de reservas y al mismo tiempo mejorar su estructura de costos.

Por lo anterior, la unidad perforadora propone como estrategia de redefinir el modelo de relaciones entre ésta y los Activos, de acuerdo con el proceso de planeación y diseño de pozos enmarcado por la metodología PDIPGM, para optimizar la incorporación de tecnologías en PEP.

Con esta estrategia, cada unidad de negocios contará con su propio plan tecnológico, para lo cual los equipos multidisciplinarios utilizados, son un "proveedor" crítico de las futuras tecnologías a demandar ya que son los encargados de aplicar el límite técnico y forman parte de las revisiones con expertos que evalúan la factibilidad técnica y financiera de los proyectos. Además, estos equipos trabajan concurrentemente con las redes de expertos centrales para la identificación de la tecnología requerida, lo cual genera complementariedad de capacidades. Por otro lado, esta estrategia permitirá utilizar favorablemente el hecho de que la fuente natural para la incorporación de tecnología de vanguardia, deben ser las empresas de servicios, ya que éstas consolidan conocimientos de su operación en diferentes operadores internacionales.

De esta manera podrán implementarse estudios como el que realizó PEMEX con una empresa especializada 24 para el proyecto Chicontepec en el año 2002 (Tabla 5.1). Ese estudio muestra que la implementación de arquitecturas de drene de pozos horizontales y multilaterales en dicho proyecto, representa una alternativa tecnológica par reducir considerablemente los costos de desarrollo y la necesidad de contratar equipos adicionales para el mismo.

Técnicas convencionales

de pozos 110 11 16,000 $7.6 740,000 $0.70 $10,270 verticales

Técnicas Convencionales

de pozos 110 11 4,000 $7.2 740,000 $0.65 $9,730 horizontales

Técnicas de pozos

mlltilaterales, 110 11 1,500 $4.2 740,000 $0.38 $5,676 multi apilados

y Tabla 5.1 Estudio realizado para el proyecto Chicoritepec 24

54

Page 58: Visión estratégica de la Perforación en México

Asimismo, para implementar en forma satisfactoria las tecnologías en México, se identificarán en forma recurrente mejores prácticas y lecciones aprendidas con tecnologías utilizadas por compañías internacionales. Tal es el caso de la tecnología de perforación con tubería de revestimiento (casing drilling), convencional o en condiciones de bajo balance, utilizada por una compañía operadora en el sur de Texas 15 . Usando esta tecnología, la compañía ha logrado incrementar su desempeño en estos campos (Figura 5.11).

No obstante, durante la implementación de esta tecnología en México en pozos de aceite, no se lograron los resultados esperados, esta técnica representa una alternativa para reducir los costos de desarrollo y reducirla necesidad de contratar equipos adicionales en el área de Burgos.

/ 88.3

82.9 / 80 /78.2 •10,800

CL

.2 60 a

10,600 E

E o o CL 40 10,400

0.

O

O c o

20 10,200 CL

o 10,000 u u Añol Año2 Año3

Figura 5.11 Beneficios de la perforación con tubería de revestimiento 15

Similarmente, apegándose al proceso de planeación y diseño de pozos con la metodología PDIPGM, podrá definirse si las tecnologías de perforación horizontales o multilateral y perforación con tubería de revestimiento, así como otras tecnologías (automatización de equipos, masificar la perforación bajo balance para incrementar el índice de productividad y minimizar el daño a la formación, tubería expansible, etc.) pueden emplearse para reducir la dependencia de contratar equipos adicionales y por supuesto los costos de desarrollo, en campos de importancia tales como: Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Samaria-Luna y Litoral de Tabasco.

Suministro y contratación de servicios

En los últimos tres años, el tiempo de espera por logística se ha mantenido en un 5 por ciento del total de operación, de este porcentaje el mayor tiempo corresponde a esperas de materiales y servicios. Esta condición, más el incremento de actividad de perforación y mantenimiento de pozos que se pronostica, representan una importante área de oportunidad para mejorar la

55

Page 59: Visión estratégica de la Perforación en México

eficiencia de la unidad perforadora, principalmente en operaciones marinas; donde las tarifas de renta diaria de equipos son muy elevadas.

Para optimizar los tiempos de espera, la unidad perforadora plantea las siguientes estrategias en materia de suministros: reforzar la infraestructura actual de barcos abastecedores, mejorar los modelos lineales de suministro, planear en forma realista la demanda de servicios y la posible contratación de un almacén flotante que permita una rápida distribución y abastecimiento de materiales y servicios necesarios para los pozos.

La implementación de esta estrategia optimizará la cadena de suministro - transporte, mediante la integración del área de logística en el proceso PDIPGM de cada una de las intervenciones de perforación, terminación y mantenimiento de pozos.

Por otra parte, la contratación de servicios deberá buscar mecanismos que motiven la participación de las mejores compañías en los procesos licitatorios, esto permitirá contar con mejores ofertas que conlleven a una mayor calidad en los servicios contratados, es decir; se debe privilegiar la generación de valor y dar un menor peso al precio de los servicios.

Como resultado de la revisión efectuada a los términos contractuales de empresas perforadoras y de servicio a pozos de nivel internacional 15 , se encontraron importantes diferencias en la filosofía con la cual se relaciona PEP con los contratistas, esto genera retos en materia de contratación. Las diferencias más notables consisten en los siguientes aspectos:

Riesgos financieros derivados de los términos y condiciones contractuales

• Responsabilidad ante accidentes • Terminación anticipada • Penas convencionales • Responsabilidad de equipos y herramientas • Arbitraje • Rigidez contractual

Proceso de contratación

• Ponderación precio-calidad • Tiempos de licitación • Suficiencia de información

Los resultados de la aplicación de esta estrategia llevará a la unidad perforadora, a manejar esquemas de contratación de responsabilidad compartida, en los que existan además de penas convencionales, premios al buen desempeño y se reduzca la rigidez para efectuar modificaciones durante la ejecución de los trabajos como lo muestran las prácticas internacionales.

Por lo que es necesario proponer a la autoridad legislativa, las modificaciones pertinentes a las leyes que permitan mejorar los términos para la contratación de productos y servicios conforme a las mejores prácticas internacionales, para mejorar la captura de generación de valor entre la unidad perforadora y las compañías de servicios.

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Equipos

Dada la cantidad de la flota de equipos con que cuenta la unidad perforadora, los requerimientos futuros de equipos de perforación y mantenimiento de pozos, que se derivan del portafolio de proyectos de PEP, indican la necesidad de contratar equipos adicionales (Figura 5.12).

Equipos terrestres

Equipos autoelevables

Equipos Equipos

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- Equipo necesario - Equipo actual en UPMP - Equipo a contratar

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Equipos semisumergibles

Equipos

Equipos para aguas profundas

Equipos

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12

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8

6

4

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Año

10 05 06 07 08 09 10 05 06 07 08 09

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18

16

14 12

10 8

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5.12 Análisis de necesidad de equipos a contratar 15

Debido a la antigüedad de los equipos de la unidad perforadora, es necesario considerar como estrategia la modernización de los mismos. Para esto, se debe considerar inicialmente una evaluación de la flota, que permita seleccionar los equipos candidatos a rehabilitarse, modernizarse o reemplazarse.

Los determinados a rehabilitarse y modernizarse serán transformados con el empleo de

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componentes de tecnología moderna que mejoren sus capacidades mecánicas, hidráulicas, estructurales y de seguridad, con énfasis en la mecánica de piso, porque ahí es donde se presenta la más estrecha relación física de los trabajadores, con las maniobras de alto riesgo para el personal. Estas mejoras redundarán en una mayor eficiencia de la flota actual, y reducir las necesidades de equipos.

La contratación de equipos adicionales se enfrentan a las siguientes condiciones:

PEP tendrá que competir tanto con operadores internacionales y con empresas paraestatales para contratar equipos, debido a que actualmente los contratistas tienen muchas opciones para colocarlos.

2 PEP tendrá que planear sus requerimientos de equipos con mayor anticipación.

3 Hay abasto limitado en el mercado, particularmente de equipos para aguas profundas.

PEP requerirá firmar contratos de mayor plazo, de acuerdo con estadísticas internacionales, contratos de 405 años son comunes, particularmente para equipos de gran capacidad.

Dada la alta ocupación de equipos en el mundo, se estima que las tarifas se incrementarán significativamente en los próximos años.

6 Términos de contratación más flexibles, incrementarían el atractivo de México para las empresas contratistas y por ende mejores ofertas económicas.

Actualmente la unidad perforadora trabaja en la estrategia de incorporar plataformas autoelevables con multiservicios integrados (snubing, registros, línea de acero tubería flexible y medición) a bordo (Figura 5.13). Los beneficios inmediatos de esta estrategia serán: mayor aprovechamiento de plataformas de perforación y reducción de costos por renta diaria de plataformas convencionales y tiempos de espera por servicios.

Figura 5.13 Terminación con equipos aligerados

Organización y personal

Las organizaciones de clase mundial sustentan la función de perforación en elementos enfocados a dimensionar adecuadamente los retos y minimizar los imprevistos. Entonces, para alcanzar estos modelos de clase mundial, la unidad perforadora tendrá que ajustar su estructura para

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responder a las necesidades de planeación y dimensionar la cantidad de recursos necesarios, para asegurar el cumplimiento de los objetivos de la empresa.

Para esto, la unidad perforadora requiere contar con personal con los niveles de competencias técnicas y gerenciales requeridas por los puestos. Para ello, considera como estrategia la evaluación de las competencias: gerenciales, técnicas y operacionales mediante el diagnóstico organizacional basado en la administración integral del yacimiento.

En este sentido, se revisarán los procesos de trabajo asociados a la cadena de valor de perforación y mantenimiento de pozos, las competencias y los niveles de dominio del personal, el dimensionamiento de sus requerimientos cuantitativos y cualitativos, la identificación de posibles rutas de carrera, así como los mapas de capacitación requeridos para cerrar las brechas de conocimiento que actualmente existen.

Con lo anterior se busca obtener los siguientes productos:

Identificación de competencias:

• Perfil defunciones/puestos • Catálogos de tareas • Modelo de carrera y mapas de aprendizaje

Diagnóstico organizacional:

• Nivel de dominio de conocimiento • Brechas cualitativas/cuantitativas • Necesidades de desarrollo y aprendizaje

Con esto se brindará una solución integrada a la organización para afianzar la competencia distintiva de clase mundial y el manejo óptimo de los recursos, que PEMEX espera para su negocio.

Para desarrollar esta estrategia la organización debe llevar a cabo una serie de actividades que le permitirán lograr una posición de alta competitividad. Estas actividades son:

• Diseño organizacional con enfoque en la administración integral del yacimiento. • Diseño del modelo de desarrollo del personal, planeación y diseño de carrera. • Plan de capacitación para alcanzarlas competencias requeridas por la organización. • Sistemas de información para apoyar la función del recurso humano. • Modelo de capacitación con base en competencias.

La implantación efectiva requerirá de esfuerzos adicionales que permitan contar con una estructura organizacional flexible, que facilite el trabajo en equipo que demandan los grupos multidisciplinarios.

Otra parte importante a considerar en la organización es el sindicato, porque proporciona el personal obrero que requiere la unidad perforadora. Por lo tanto, se debe contar con un área de recursos humanos que apoye al grupo directivo en sus relaciones con el sindicato para lograr una alineación efectiva con la visión, objetivos y metas del negocio de PEP. Para esto se deben llevar a cabo las siguientes acciones:

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• Contar con una estructura formal de relación única. • Asegurarse que el sindicato conoce y comparte los planes operacionales y los

compromisos de la unidad perforadora. • Ejercer un plan de desarrollo del personal sindicalizado que permita la superación personal

y mejora de la calidad.

Administración del conocimiento

La estrategia diseñada para la administración del conocimiento de la unidad perforadora, esta basada en el ciclo de aprendizaje de las mejores prácticas internacionales (Figura 5.14), la cual contempla los procesos de planeación, ejecución, medición del desempeño y mejora.

El modelo de aprendizaje, las lecciones aprendidas y las mejores prácticas se traducen en planes de mejora que son implementados en el siguiente proceso de planeación.

Planeacón

MeJoral

Ejecución

esempeño

y Figura 5.14 Ciclo de aprendizaje en las mejores prácticas

Para esta estrategia, adicionalmente a la base de datos operativa y financiera que se encuentra en operación y en continua modernización (SIOP, SAP, COFICO), la unidad perforadora esta tomando acciones de clase mundial con la implementación de un espacio electrónico (portal del conocimiento, Figura 5.15), el cual permitirá difundir a toda la organización las lecciones aprendidas y las mejores prácticas.

Figura 5.15 Portal del conocimiento de la unidad perforadora

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Además, se está dando un mayor impulso para incorporar la información que genera la unidad perforadora al proyecto @ADITEP, que es la base de datos institucional de PEP. Esto permitirá la explotación de expedientes digitales de pozos que contienen toda la información de los mismos y permitirá compartir la información, homologar criterios de diseño y operación, así como optimizar el flujo de información entre unidades operativas, divisiones, sede perforación yActivos de PEP.

Seguridad y protección del medio ambiente

Las actividades sustantivas de la unidad perforadora implican el uso intensivo de capital, equipos y personal, y una interacción muy dinámica con la sociedad y con el medio ambiente, por lo que los objetivos en seguridad y protección ambiental de la unidad perforadora son:

• Salvaguardar la seguridad física del personal y las instalaciones • Eliminar el impacto ambiental de la operación • Cumplir con la normatividad ambiental y de seguridad de sus procesos • Asegurarla calidad de los servicios proporcionados porterceros • Incrementar la cultura de seguridad y ecología en todo el personal

Para cumplir estos objetivos, se propone implantar un sistema de mejora continua que genere impacto en condiciones de orden, limpieza, seguridad, mantenimiento y entrenamiento en e! personal.

Los objetivos planteados deberán conducir a la unidad a un mejor desempeño en materia de seguridad y cuidado del medio ambiente, los cuales deberán ser comparables a los estándares internacionales de empresas similares.

En conclusión, el desarrollo de este trabajo permitió analizar integralmente la situación actual de la unidad perforadora como un ente de servicio de PEP y establecer la visión estratégica de la misma que permita alinearse y cumplir con su visión de negocios.

Los factores clave para lograr el éxito quedan enmarcados en las siguientes estrategias:

• Implantar una cultura de trabajo con equipos mutidisciplinarios. • Fortalecer las competencias del personal. • Rehabilitar y modernizarla flota de equipos de perforación. • Alinear la relación empresa sindicato a los objetivos de PEP. • Modernizar los esquemas de contratación. • Incorporartecnologías de vanguardia. • Mejorarla seguridad y protección al medio ambiente.

En la medida que la unidad perforadora avance en la implementación de sus estrategias, mejorará sus indicadores de desempeño operativo, seguridad, rentabilidad, y asegurará su permanencia como proveedor de servicios de perforación y mantenimiento de pozos en PEMEX Exploración y Producción en el futuro.

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6. Conclusiones

El pronóstico de intervenciones para la unidad perforadora en el periodo 2006-2020, considera perforar y terminar un promedio de 1,054 pozos por año y realizar 2,045 trabajos de mantenimiento a pozos por año, lo que representa un incremento cercano al 50 por ciento en ambas actividades con respecto al programa del 2005. Para cumplir con esta actividad, la unidad perforadora deberá fortalecer las competencias de su personal, mejorar la seguridad y protección al medio ambiente, incorporar nuevas tecnologías, modernizar su flota de equipos, ytrabajaren alianzas efectivas con terceros.

2 Dado que la fortaleza de la unidad perforadora radica en su capital humano y considerando la visión de trabajar como una empresa de clase mundial, será necesario revisar los procesos de trabajo asociados a la cadena de valor de perforación y mantenimiento de pozos, las competencias y los niveles de dominio del personal, el dimensionamiento de sus requerimientos cuantitativos y cualitativos, la identificación de posibles rutas de carrera, así como los mapas de capacitación requeridos para cerrar las brechas de conocimiento que actualmente existen.

3 El incremento de la actividad y las altas tasas de ocupación de los equipos de perforación, cercanas al 100 por ciento, llevaron a plantear como una de las principales estrategias la sustitución, modernización y reparación de los equipos propios, a fin de incrementar su eficiencia operativa y reducir el número de equipos a contratar.

4 El análisis de las prácticas internacionales y la actual relación activo-unidad perforadora, derivó en la estrategia de implantar la metodología de planeación y diseño integral de pozos con grupos multidisciplinarios en PEP, la cual establece que ambas entidades deben trabajar en forma multidisciplinaria durante los procesos de planeación, diseño, ejecución y evaluación del pozo. Esto permitirá cumplir con los programas de producción e incorporación de reservas y avanzaren la reducción de costos.

5 Dado que el 84 por ciento del capital humano de la unidad perforadora está afiliado al sindicato de trabajadores petroleros, es estrategica la alineación de intereses entre empresa y sindicato, con el objeto de tener un clima laboral armónico y una motivación del personal orientada al incremento de la productividad y la seguridad.

6 Como resultado de la revisión efectuada a los términos contractuales de empresas perforadoras y de servicio a pozos de nivel internacional, se encontraron importantes diferencias en la filosofía con la cual se relaciona PEP y los contratistas, por lo que es necesario proponer a la autoridad legislativa las modificaciones pertinentes a las leyes para mejorarlos términos de contratación de productos y servicios acorde a las mejores practicas internacionales. Esto permitirá una mayor captura de valor entre la unidad perforadora y las compañías de servicios.

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Referencias

1 Celis Salgado Lourdes, La in dustria petrolera de México. Una crónica de los inicios de la expropiación, PEMEX, cincuenta aniversario de PEMEX, 1988.

2 Schlumberger, 100 años de la industria petrolera en México, El nacimiento de una sólida relación, 14 de octubre de 2004, México,D.F.

3 Torres Gaitán, Ricardo, La industria petrolera Mexicana, Escuela Nacional de Economía, UNAM, México, veinte aniversario de la expropiación petrolera, 1958.

4 Guzmán, Alfredo E. Estado de la exploración petrolera en México, XXXVIII congreso nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, Boca del Río, Veracruz, mayo, 2002.

5 PEMEX Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, volumen II, Los principales campos de petróleo y gas de México. Primera edición 199, México, D.F.

6 PEMEX Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de enero de 2005. México, D.F.

7 Anuario estadístico 2005 de PEMEX.

8 PEMEX, El Petroleo, Edición Conmemorativa, 1988, México, D.F.

9 Plan de negocio 2002-2010 de PEMEX Exploración y Producción.

10 Cartera de proyectos 2005, escenario medio de PEMEX Exploración y Producción.

11 Oil & Gas Journal, Julio de 2005.

12 Anuario estadístico 2004 de PEMEX Exploración y Producción.

13 World Energy, volumen 8, No. 1-2005.

14 Cartera de proyectos de aguas profundas, GUEAP, junio, 2005.

15 Mercer Management Consoulting, agosto 2005

16 Agencia de Estudios Geológicos de los Estados Unidos (USGS), IEA2001.

17 International Energy Agency, World Energy Out Look 2001.

18 BP Statical Review of World Energy, june 2005.

19 Petroleum Intelligence Weekly, julio de 2005.

20 International Energy Agency, Cedigaz, World Energy Outlook 2001.

21 Estadística Wood Mackenzie, enero de 2005.

22 ODS-Petrodata, julio de 2005

23 Rig Zone, agosto 2005

24 Gardes Energy Services, Estudio de factibilidad de campo Chicontepec, 2002.

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