Foro Sobre Seguridad Energetica_carlos_morales

Foro sobre Seguridad Energética

Ing. Carlos A. Morales Gil

Junio 18, 2007

Contenido

6 La energía en el mundo 6 El contexto nacional de la energía 6 Los hidrocarburos en México 6 Principales retos en el descubrimiento y en la producción de hidrocarburos

6 Comentarios finales

1

La energía en el mundo 2

Consumo histórico de energía 6 Históricamente, la fuente principal de energía en el mundo ha sido el petróleo y el gas natural

6 En el año 2004, ambos fluidos representaron 61 por ciento del consumo mundial 11,000 10,000

Millones de toneladas de petróleo crudo equivalente

9,000 8,000

Carbón

7,000

Hidroeléctrica 6,000

Energía nuclear

5,000

Gas natural

61%

4,000 3,000 2,000 1,000

Petróleo

0

81

82

83

84

85

86

87

88

89

90

91

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007

92

93

94

95

96

97

98

99

0

01

02

03

04

05

06

3

El uso de la energía renovable es reducida 6 El uso de energía renovable en la actualidad es sólo del 6 por ciento y está compuesta de energía solar, eólica, geotérmica, hidroeléctrica y biomasa

Nuclear 8%

Carbón 23%

Solar, 1.0% Eólica, 2.3% Geotérmica, 5.6%

Gas natural 23%

Hidroeléctrica, 44.6% Renovable 6% Biomasa, 46.5%

Petróleo 40%

Fuente: EIA, The Renewable Energy Annual 2004

Energía renovable

4

Las inversiones en exploración y producción han aumentado 6 Asimismo, en el mundo existe una tendencia creciente en la inversión, debido a una mayor actividad en la exploración y la explotación de hidrocarburos, que ha originado incremento en los costos de los servicios asociados a estas actividades

6 El motor de esta pujante actividad se encuentra en el dinamismo económico mundial y en la evolución de los precios de los hidrocarburos

Inversión mundial en aceite y gas miles de millones de dólares

305

390

410

2006

2007

330

260 200

2000

220

230

2001

2002

Fuente: EIA, The Renewable Energy Annual 2004

2003

2004

2005

5

Resultando en incrementos en la producción y reservas de hidrocarburos 6 La producción de crudo en los últimos diez años ha crecido a una tasa de 1.6 por ciento anual 100,000

81.7 MMBD (2006)

Producción mundial de crudo (MMB por día)

75,000 50,000 25,000 0 1980

1985

1990

1995

2000

2005

6 Las reservas probadas mundiales han tenido un crecimiento del 1.4 por ciento anual en los últimos 10 años Reservas probadas de aceite (MMMB) 667

1980

29

1,001

1,027

1990

1995

1,108

1,210

1,208 MMMB (2006)

771

1985

37

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007

42

41

2000

40

2005

41

Relación reservaproducción 6

Producción y reservas por área geográfica Producción de aceite 2006 (MMMBls)

9.3 5.0

2.5

Norteamerica Centro y Suramerica

2.8

Europa

3.6

2.9

29.8

África

Asia pacifico

Total

3.6

Rusia

Medio oriente

Reservas probadas de aceite (MMMBls)

60

103

Norteamérica Centro y Sudamérica

65

Europa

743

117

41

Medio Oriente

África

Asia Pacífico

1,208

80

Rusia

Total

Relación reserva-producción (años)

80 12

41

Norteamérica Centro y Sudamérica

23

22

Europa

Rusia

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2007

32 Medio Oriente

África

14 Asia Pacífico

41 Total

7

Distribución geográfica de las reservas probadas 6 Las cuencas petroleras más importantes del mundo se localizan en Medio Oriente y Rusia, cuyas reservas representan 51 y 17 por ciento del total, respectivamente. Sin embargo, una cuenca subexplorada es la parte mexicana profunda del Golfo de México

Rusia Europa Asia Pacífico EUA y Canadá

México

Aceite

África

Medio Oriente

Centro y Sudamérica

Gas

8

Producción mundial de hidrocarburos 6 En un escenario medio de largo plazo, la producción máxima de hidrocarburos se alcanzará en el año 2037, bajo el supuesto de que la demanda crecerá 2%

6 La suposición principal es que la reserva probada aumenta producto de la actividad exploratoria y de proyectos para incrementar el factor de recuperación, reclasificando reservas posibles y probables a probadas, y descubriendo nuevas reservas MMMBls por año

2047

60

2037

Producción máxima 50

40

30

Escenario

MMMBls/año

Bajo (95%)

42.79

Medio

53.21

Alto (5%)

64.86

Producción acumulable 3,896 MMMB

2026

3,003 MMMB 2,248 MMMB

2015

1,208 MMMB

20

10

0 1900

1925

1950

1975

Fuente: EIA, Long-Term World Oil Supply Scenarios, 2004

2000

2025

2050

2075

2100

2125

9

Evolución futura de la composición de la energía 6 El consumo de energía nuclear tiene un crecimiento del 0.6 por ciento en el periodo 2004 a 2030, al pasar de 8.22 a 9.33 cuatrillones de BTUs Cuatrillones de BTUs

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

Petróleo

Gas natural

Carbón

Energía nuclear

Hidroenergía

Biomasa

Renovable

Otros

Fuente: EIA, The Renewable Energy Annual 2004

2030

10

Diversificación de las fuentes de energía 6

La rapidez para incorporar nuevas fuentes de energía así como expandir fuentes de energía no tradicionales se vuelve un tema prioritario como consecuencia de que inevitablemente la producción mundial de hidrocarburos comenzará a disminuir en los próximos 30 años

6

De ahí, la necesidad de diversificar el abasto

6

En este contexto, el crecimiento de las fuentes de energía no renovables y de la energía nuclear parecería ser una estrategia a fin de disminuir la dependencia sobre la energía de los hidrocarburos

6

Asimismo, la producción de energía a través de carbón deberá detonar diversos esfuerzos de investigación y desarrollo a fin de asegurar un mínimo impacto al medio ambiente

11

El contexto nacional de energía 12

Importancia de los hidrocarburos en el consumo de la energía en México 6 En México, la dependencia de los hidrocarburos para la generación de energía es superior a la del resto del mundo

Pentajoules 2005

12,000 10,000

Biomasa Electricidad

3.6% 4.8%

Carbón

2.2%

8,000 6,000

Hidrocarburos 89.4%

4,000 2,000 0 1990

1995

Fuente: SENER, Sistema de Información Energética

2000

2005

13

Estructura del consumo de energía primaria 6 En el mundo, la participación de los hidrocarburos en la oferta energética es del 60 por ciento Consumo mundial de energía, 2005 Nuclear 6%

Otros 6%

Producción de energía en México Petróleo 36%

Carbón 28%

Gas natural 24%

Hidrocarburos

6 Mientras que en México representa el 90 por ciento de la oferta energética Producción de energía en México, 2005 Nuclear Carbón 1% 2% Gas natural 19%

Fuente

Otros 7% Petróleo 71%

Fuente: SENER, “Prospectiva de mercado de gas natural 2006-2015” y “Balance de Energía, 2005”

Porcentaje de producción 89.4

Petróleo crudo

68.3

Gas natural

19.3

Condensados

1.9

Electricidad

4.8

Hidroeléctrica

2.8

Nuclear

1.2

Geotérmica

0.7

Eólica

Ns

Carbón

2.2

Biomasa

3.6

14

En México, la contribución de la energía nuclear es incipiente en la producción de electricidad 6 En la generación de energía eléctrica se presenta un mayor crecimiento de otras fuentes de energía en el año 2015 en comparación con el estancamiento de la energía nuclear Año 2005 218,971 GWh

Año 2015 343,355 GWh

7%

14%

13% 35%

9%

52% 10% 3% 30%

3% 8% 3%

9%

5%

Termoeléctrica convencional

Otros

Geotermoeléctrica y eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Hidrocarburos

Carboeléctrica Nuclear

Fuente: SENER, “Prospectiva de generación de energía eléctrica, 2005”

15

El cambio climático y el uso de energía 6

La temperatura de la Tierra podría incrementarse de 1.1 a 6.4 grados centígrados por las emisiones de CO2, de acuerdo a diferentes modelos numéricos de clima en el año 2100

6

En 2002, México generó el equivalente a 643,183 millones de toneladas de CO2 equivalente, con una contribución de alrededor de 1.5% de las emisiones globales

Fuentes de emisión de CO2 Procesos industriales 7% Agricultura 8%

Descomposición de residuos 10% Deforestación 14%

Sector energético 61%

Sectores comercial, residencial y agrícola

8%

Emisiones en la distribución del gas natural

8%

Sector manufacturero y de la construcción

14%

Transporte

30%

Generación de electricidad

40%

Impacto

6

Por consiguiente, es imprescindible desarrollar acciones para fomentar la eficiencia en la generación y uso de la energía, la utilización de energía renovable y el uso de tecnologías de bajas emisiones en los procesos industriales

Fuente: http://pnd.calderon.presidencia.gob.mx/index.php?page=cambio-climatico

16

Algunos retos para una mejor interacción con el medio ambiente 9 Implementar tecnologías limpias (MDL)

Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero

No exhaustivo

9 Usar eficientemente la energía en el ámbito doméstico, industrial, agrícola y de transporte 9 Adoptar estándares internacionales de emisiones vehiculares 9 Recuperar energía a partir de residuos 9 Usar vehículos energéticamente más eficientes 9 Operar proyectos de cogeneración

Impulsar medidas de adaptación a los efectos del cambio climático

Fuentes alternas de energía

9 Desarrollar escenarios climáticos regionales de México 9 Evaluar los impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio climático 9 Promover la difusión de información sobre los impactos, vulnerabilidad y medidas de adaptación al cambio climático 9 Aprovechar la energía renovable: ƒEólica ƒHidroeléctrica ƒSolar ƒGeotérmica ƒBiomasa

Fuente: http://pnd.calderon.presidencia.gob.mx/index.php?page=cambio-climatico

17

Los hidrocarburos en México 18

Evolución de la industria extractiva de hidrocarburos 1900-1959

1960-1969

1970-1979

• Inicia actividad

• Se desarrolla

• La perforación

petrolera en los estados de San Luis Potosí, Tamaulipas y norte de Veracruz, con la perforación de pozos en Ebano, Cerro Azul y Constituciones

el área Nueva Faja de Oro (Poza Rica

de pozos en Cactus y Sitio Grande da inicio al desarrollo de los campos de crudos ligeros y gas asociado en el sureste del país, hecho que permite iniciar las exportaciones petroleras

• Se descubren los campos Reforma y Arenque

• Se decreta la expropiación petrolera, creándose Petróleos Mexicanos

1980-1989 • Se desarrolla la Sonda de Campeche, considerada como la provincia petrolera más importante del país y una de las más grandes del mundo

1990-1999 • Se crean los Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos

• Se autorizan los proyectos Cantarell, Burgos y Delta del Grijalva, bajo el esquema de financiamiento Pidiregas

2000-2006 • Se incrementa notablemente la inversión exploratoria y se autorizan 23 nuevos proyectos Pidiregas 2002, dirigidos primordialmente a la producción de crudo ligero y gas

• Récord histórico: 3,383 mbd (2004)

Producción promedio de crudo (mbd)

202 Fuente: Datos históricos de PEP

332

749

2,496

2,772

3,249 19

Más de un siglo de producción 6 En México, la producción de crudo alcanzó su máximo nivel en el año 2004, cuando Cantarell, nuestro campo supergigante, también lo hizo

6 Asimismo, la producción de gas natural muestra un crecimiento sostenido como consecuencia de la inversión aplicada tanto para la exploración como para la explotación de yacimientos de gas

Producción Aceite

Gas

miles de barriles diarios

millones de pies cúbicos diarios 3,383 (2004)

3,500 3,000

6,000

5,872 (2007)

5,000

2,500

4,000

2,000

3,000

1,500

2,000

1,000

1,000

500 0 1936

0 1946

1956 1966

1976

1986

1996 2007

1936 1946 1956 1966 1976 1986 1996 2007

Fuente: Datos históricos de PEP

Nota: la producción de 2007 corresponde al promedio alcanzado en el primer semestre del mismo año

20

Asimismo, el aumento en la inversión ha mantenido estable la producción total con un cambio de composición Producción

Aceite MBD

Inversión

3,371

3,383

3,333

946

925

946

1,012

1,084

2,168

2,425

2,458

2,387

2,244

2,117

2002

2003

2004

2005

2006

2007

3,012

3,127

3,178

1,238

1,130

1,010

1,774

1,997

2000

2001

3,256 3,201*

MMM de pesos 2007 138 107 85 53 5

59 4

66

2000

55

2001

18

12

16 109 86

2003

Explotación

2004

96

2005

Aceite ligero

Gas 4,679 4,511

120

56

2002

Aceite pesado MMPCD

15

10 69

48

21

111

121

4,423

4,498

4,573

1,299

1,272

1,305

1,379

1,563

1,864

3,380

3,239

3,118

3,119

3,010

2000

2001

2002

2003

2004

2006 2007**

Exploración

4,818

Gas asociado

5,356 5,684* 2,266

2,619

2,954

3,090

3,065

2005

2006

2007

Gas no asociado

Total MBPCED +10%

4,024 4,092

* Programa Operativo Trimestral I 2007 ** Adecuado I 2007, autorizado 122.8 MMM de Pesos, incluye COPF y anexo B

2000

2001

4,130

2002

4,348

4,413

4,395

4,434 4,439*

2003

2004

2005

2006

2007

21

Se incrementó la perforación de pozos y …

Pozos perforados Número

727 593 459

459

53

55

249 37

406

404

2001

2002

103

656

6

Sin embargo, cambios en la estructura de costos de perforación están limitando la continuidad de estas operaciones

71

69

88

624

668

2004

2005

505

720 587

212 2000

El incremento en el número de pozos perforados permitió mantener los niveles de producción y aumentar el descubrimiento de nuevas reservas

791

742 74

6

2003

Desarrollo

* Programa Operativo Trimestral I 2007 Fuente: BDI y SIPOP

2006

2007*

Exploración

22

La actividad exploratoria fue reiniciada Reservas 3P* descubiertas MMBPCE

916 612 313

Restitución integrada de reserva 1P

966

216

2000 2001 Restitución de reserva 3P*

950

709

21% 14%

2002 2003 2004

2005 2006

41%

59%

45%

-1% -19% -614% 26%

57%

23%

26%

60%

41%

6 En 2006, la restitución de reserva 3P alcanzó 60%, mientras que la 1P logró el 41%

6 Sin embargo, comienza a Inversión en exploración

observarse un estancamiento en las reservas descubiertas

MMM pesos de 2006

17 5

5

2000

2001

22 15

10

2002

2003

2004

2005

12

2006

* Solo incluye nuevos descubrimientos Fuente:

Gerencia de Reservas de Hidrocarburos

23

El presente es la administración de la declinación de Cantarell 1979-1996: “Desarrollo y explotación inicial”

1997-2004: “Maximización del valor económico de la reserva”

2005 y adelante: “Administración de la declinación”

MMBD

2.5

6 El descubrimiento del primer campo del Complejo Cantarell fue en 1976 mediante el pozo Chac-1

2.0

6 Descubrimiento de Akal en 1977

1.5

6 Inicia la producción en 1.0

1979

6 El objetivo específico

0.5

fue mantener la plataforma de producción de 1 MMbpd

6 Fuerte incremento en inversiones y actividades de desarrollo.

6 Inyección de nitrógeno

6 Entrando en su fase de declinación

6 El objetivo es maximizar el factor de recuperación

con el fin de mantener la presión del yacimiento

6 El objetivo fue incrementar la producción para alcanzar ~2 MMbpd

0.0 1979

1984

1989

1994

1999

2004 24

Producción del proyecto Cantarell Aceite miles de barriles diarios pronóstico

2,500

real 2,000

6 La producción acumulada estimada del proyecto de 1997 a 2006 fue de 6,377 mmb y 2,507 mmmpc

1,500 1,000 500 0 1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

Gas millones de pies cúbicos diarios pronóstico

1,000

real 800

6 La producción acumulada real 19972005 y estimada 2006 es 6,184 mmb y 2,354 mmmpc

600 400 200 0 1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

25

El proyecto Cantarell ha generado 2,723 mmm de pesos en el período 1997-2006 Producción de aceite

Producción de gas

miles de barriles diarios

millones de pies cúbicos diarios

2,500

1,000

2,000

800

1,500

600

1,000

400

500

200

0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Inversión y gasto de operación miles de millones de pesos @ 2007

37

22 19 9

6

34

31

29

22

Gasto de operación Inversión

24

29 27 27

33

0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Indicadores económicos 1997-2006 miles de millones de pesos @ 2007 Valor presente generado en el período

36 31

Incremental Base

2,723

28 27

17

Valor presente de la inversión

474

10 Valor presente del gasto de operación

324

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Fuente:Estudio de Factibilidad Cantarell, 1997; Cambio de Monto y Alcance Cantarell, 2001, Gerencia de Recursos de Inversión

26

Comportamiento de la producción y la presión en Cantarell 6 La inyección de nitrógeno logró reducir la declinación de la presión de 4.5 a 2.6 por ciento, aún cuando la producción se incrementó de 1 a 2 millones de barriles por día Pws (Kg/cm2)

Qo(MBPD) 2,200

Qo (BPD)

330

Comportamiento de presión (Kg/cm2) 300

2,000 Comportamiento de presión sin inyección de N2 1,800

Qo = 1,609 MBPD

270

1,600

240

1,400

210

1,200

180

1,000

150 Pws = 90 kg/cm2

800

120

600

90

400

60

200

30 0

0 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 Tiempo (Años)

27

Nuevas estrategias de explotación se están implantando 6 Para administrar la declinación de Cantarell, un equipo multidisciplinario trabaja sobre nuevas iniciativas: Aspectos operativos

9 Deshidratación y desalado de 9 9

crudo Manejo del nitrógeno Reinyección del gas producido

9 Pozos horizontales con el fin de Perforación de pozos

9

extender la vida productiva Perforación de pozos para probar nuevos horizontes

¾ Implementación de nuevas tecnologías de explotación a fin de prolongar la vida del yacimiento

¾ Asegurar la recuperación 9 Adquirir y reinterpretar Estrategias de desarrollo

9

9

información sísmica 3D Actualizar los sistemas de recuperación adicional de hidrocarburos y mantenimiento de presión Utilización de árboles mojados

óptima y oportuna de los hidrocarburos remanentes

28

Se continúan desarrollando cuencas de gas no asociado como Burgos 1945-1993 Descubrimiento, desarrollo y declinación

1,600

6 El descubrimiento de la Cuenca de Burgos inicia en 1945 con la perforación del pozo Misión 1

1,200

6 En 1970 se alcanza una producción máxima de 620 mmpcd

800

6 De 1976 a 1979 se desarrolla la Cuenca de Sabinas

6 En 1993 la producción 400

disminuye hasta 215 mmpcd

1994-1996 Reevaluación del potencial del proyecto

1997-2007 Desarrollo y máxima producción

6 Se identifican las nuevas tecnologías a implementar tales como la adquisición de sísmica 3D

6 Se rediseñan los

6 En 1997 se inician los primeros contratos integrales de perforación

6 En 1998 se supera la producción máxima histórica al producir 694 mmpcd

fracturamientos hidráulicos

6 Se cambia la perforación tradicional por perforación de pozos tubingless

6 En 1996 se certifican las reservas de los principales campos por un tercero

6 Se reactiva la producción de los campos principales

6 En 1999 se alcanzan los 1,000 mmpcd

6 Se contrata asesoría especializada de subsuelo

6 En 2001 se incrementa la capacidad de perforación hasta alcanzar 398 pozos

6 En 2007 se alcanza la producción de 1,400 mmpcd

0 1945

1950

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005 29

Burgos: pozos e inversión 6 Un proceso planeado de aprendizaje, expansión de capacidad de operación e inversión sostenida han permitido incrementar la producción de gas y cambiar, favorablemente, la estructura de costos 398

Pozos terminados

370

372

2002

2003

415

430

2004

2005

408

número 191

209

122 54

1997

1998

1999

2000

2001

2006

Inversión millones de pesos 8,557

6,630

1999

2000

5,813

8,456

10,909

11,413

2001

2002

2003

16,218

17,640

15,098

2004

2005

2006

2,374 1997

1998

30

Veracruz: Otro ejemplo de diversificación 1953-1980: “Desarrollo y explotación inicial”

MMPCD 1000 900

• El descubrimiento del primer campo del activo, fue Angostura en 1953 productor de aceite

• En 1958 se inicia la 800 700 600 500 400 300 200

explotación de gas seco con el pozo San Pablo 4

• De 1970 – 1980 se descubren los campos Cópite, Mata Pionche, Mecayucan y Miralejos productores de aceite

• El objetivo especifico fue incrementar la producción de aceite, la cual alcanzo 18,271 bpd

2001-2007: 1981-2000: “Maximización del valor “Mantenimiento de la producción y reactivación de económico de la reserva” Veracruz”

• Se inicia la explotación de gas húmedo en los campos del Cretácico Cópite, Mata Pionche, Mecayucan y Miralejos

• Se amplio el CPG Matapionche para el proceso de 150 mmpcd de gas húmedo

• Se reactivo la exploración con sísmica 3D y perforación de pozos exploratorios en el activo

• Se descubrieron los campos Playuela y Lizamba en el 2000

• Se espera alcanzar los 1,000 mmpcd en 2008

• Se descubrió el campo Perdiz

• Reactivación del campo Cocuite y desarrollo del campo Playuela

• Descubrimiento de los campos Apértura, Madera, Arquimia, Lizamba y Papan

• Descubrimiento, desarrollo y explotación del campo Vistoso (9 meses)

100 0 1958 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006

31

Principales retos en el descubrimiento y en la producción de hidrocarburos 32

Principales cuencas de hidrocarburos

Burgos Sabinas Aguas profundas Tampico Frente Sierra Madre Oriental

Veracruz d

Cuencas productoras

Misantla

Macuspana

Aceite y gas asociado Gas no asociado

Sureste 33

Reservas y recursos de hidrocarburos Hidrocarburos descubiertos Reservas de aceite

Reservas totales 3P

Reservas de gas

MMB

MMB

MMMPC

11,048

11,034

100% = 45,376

9,827

18,957

20,486

Probadas

Probables

23,602

Gas Probadas Cantarell KMZ (20%)

(38%)

Probables

Posibles

31,909

13,468

Chicontepec (53%) Chicontepec KMZ (20%)

A.J. Bermúdez (11%) Cantarell (10%)

(55%)

Posibles

A.J. Bermúdez (15%) Chicontepec (67%) Chicontepec

Aceite

Cantarell (14%)

Cantarell (11%)

Burgos (7%)

(66%)

Jujo-Teco (7%)

CLM (4%)

CLM (6%)

KMZ (7%)

Burgos (8%)

Hidrocarburos no descubiertos Recurso prospectivo por cuenca * MMMBPCE

53.8 29.5 **

18.1 3.1 Cuencas Cuencas del del Golfo de Sureste México

Burgos

1.7

0.8

0.3

TampicoMisantla

Veracruz

Plataforma de Yucatán

0.3 Sabinas

Fuente: Reportes anuales de PEP; Portafolio de inversiones, escenario V7.5R * Valor esperado ** La cifra estimada por Wood Mackenzie asciende a 45 mmmbpce

Total

34

No exhaustivo

Principales objetivos estratégicos Enfoque Recursos prospectivos

Exploración

6

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

6

Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y tamaño promedio de las localizaciones

6

Reservas

Desarrollo

6

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

• • • • •

Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento

• • 6

Cantarell Ku-Maloob-Zaap Crudo Ligero Marino Chicontepec Complejo Antonio J. Bermúdez Jujo-Tecominoacán Burgos

Producción

6

Elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar el factor de recuperación y desarrollar campos maduros y marginales más rentablemente

6

Realizar una transformación operativa de la función de perforación

Ejecutar la estrategia definida para el manejo y comercialización de crudos extrapesados 35

No exhaustivo

Principales objetivos estratégicos Tecnología

6

Incorporación de nuevos patrones de adquisición sísmica, procesamientos especiales e interpretaciones más cuantitativas en plays subsalinos y otros

6

Establecimiento y refinamiento de modelos geoquímicos regionales para determinar el tipo de hidrocarburo a descubrir

6

Construcción automatizada de modelos geológicos, petrofísicos y de flujo para la determinación de pronósticos de producción

6

Planeación del desarrollo, aseguramiento de flujo, construcción eficiente de instalaciones en aguas profundas, entre otros

Recursos humanos

6

Asegurar el desarrollo de habilidades técnicas y gerenciales orientadas hacia el desarrollo y ejecución de nuestros proyectos principales

6

Crear programas de reclutamiento acordes con los desafíos en las áreas de exploración, desarrollo, producción, acondicionamiento y distribución de hidrocarburos

6

Implantar procesos homogéneos para la obtención de resultados en cada una de las fases de la cadena de valor de exploración y producción

Recursos económicos

6

Lograr un nuevo modelo de financiamiento donde los proyectos tengan una mayor componente de recursos propios

6

Asegurar la suficiencia, la oportunidad y la continuidad de los recursos necesarios en los proyectos de inversión

36

La ejecución de la estrategia supone diferentes metas 6

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

6

Mejorar los resultados exploratorios y de desarrollo de reservas para alcanzar una tasa de reposición de reservas probadas de 100%, y recuperar gradualmente una relación reserva / producción de al menos 10 años

6

Impulsar y fomentar la investigación y el desarrollo de tecnologías acordes a las problemáticas particulares de las cuencas mexicanas, y de nuestros campos existentes y por descubrir

6

Continuar impulsando y aprovechando los convenios de colaboración tecnológica con otras empresas a fin de acelerar la captura de habilidades para la exploración y explotación de reservas en aguas profundas

6

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

6

Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental

6

Mejorar la relación con las comunidades en las que Pemex opera 37

Un escenario de producción futura de hidrocarburos MBD

MMPCD

4,000

8,000 Aguas profundas Aguas profundas

3,000

2,000

Chicontepec Otros proyectos de explotación

Chicontepec

6,000

Exploración

Exploración

4,000

1,000

2,000

Ku-Maloob-Zaap

Otros proyectos de explotación Veracruz

Cantarell

0 2007

6

2009

2011

2013

2015

Burgos 0 2007 2009

2011

2013

2015

La participación de la producción de Cantarell evolucionará de 48% en 2007 a 14% en 2015, respecto a la producción total. Sin embargo, por la aportación de otros proyectos como Ku-Maloob-Zaap, Chicontepec, aguas profundas y exploración, el nivel de producción podrá mantenerse

Fuente: Reportes anuales de PEP; Portafolio de inversiones, escenario V7.5R (central)

38

Otras oportunidades: Crecimiento de la producción de gas no asociado

Burgos

Lankahuasa

Veracruz

Macuspana

39

Producción de gas 6 La producción incremental de gas no asociado será aportada principalmente por los proyectos Burgos, Veracruz y Lankahuasa

millones de pies cúbicos por día 8,000

6,000

No asociado 4,000

2,000

0 2007

Asociado

2009

2011

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

2013

2015

40

Evolución de la relación reserva - producción y de la tasa de restitución Relación reserva - producción años

Tasa de restitución de reserva 1P por ciento

125%

10

100%

8 6

75%

4

50%

2

25%

0

0% 2008 09

10

11

12

13

14

2015

2008 09

10

11

12

13

14

2015

6 La relación reserva-producción se mantiene en niveles de 9 años, incrementándose gradualmente a partir del año 2015

6 La tasa de restitución de la reserva 1P alcanza 100 por ciento hacia el año 2012

41

Inversiones requeridas en proyectos de exploración y de desarrollo 6 La inversión deberá provenir de recursos propios y su disponibilidad tendrá que ser oportuna y suficiente, donde los resultados exploratorios y las estrategias de explotación para campos maduros son elementos clave para la sustentabilidad de la producción Inversiones futuras en exploración y producción (PEP) a Miles de millones de pesos de 2007

140 17

148

152

21

26

157 7 29

152

152

14

29

161

149

48

58

47

29 28

149

28 28

123

2007

128

2008

124

2009

Explotación

121

2010

109

2011

95

2012

Exploración

86

2013

27

73

65

2014

2015

Futuro desarrollo

a. De acuerdo a la estructura de costos del cuarto trimestre del 2006 Fuente: Portafolio de inversiones, escenario central

42

Identificación de retos: Descubrir y desarrollar reservas en aguas profundas Aspectos relevantes

6 6 6

Más de 50% de los recursos prospectivos se encuentran en tirantes de agua superiores a 500 metros De este total, 29.5 mmmbpce, se estima que 20.3 mmmbpce se encuentran bajo un tirante de agua de 1,500 metros Pemex, hasta ahora, ha descubierto y explotado campos en tirantes de agua menores a 100 metros

Aguas profundas Superficie 574, 702 km2

Estrategia

6 6 6 6

Acelerar la incorporación de reservas probadas Fortalecer las habilidades técnicas a lo largo de toda la cadena de valor Incrementar la capacidad de ejecución de PEP a través de la incorporación de terceros Asegurar la disponibilidad de los equipos de perforación requeridos en un mercado saturado

Contribución de aguas profundas en la incorporación de reservas a nivel mundial (%) 64

66

mmmbpce

38

38

37

25

1998 1999 2000 2001 2002 2003 Fuente: Wood Mackenzie 2006

43

Nuestra experiencia perforando pozos Tunich-1 Chac-1

40

Yumtsil-1

Zazil-Ha-1

Dzunum-1-1

Ayin-1

Alak-1

Chuktah-201

Ayin-DL-1 Chuktah-1

Lakach

Lalail

Nab-1

Noxal

1976

131

1978

1982

153

167

2000 1992 1994 1998 2000 1999 2003 2007 2005

176

192 204

2006

241 384

513

681 805

935 988

Equipos, tecnología y capacidad de ejecución 1,500

3,000m

Tirante de agua a partir de la proyección vertical del objetivo geológico 44

Hacia la primera producción en aguas profundas 6 La producción de aguas profundas requiere un nuevo modelo de negocio donde las inversiones a realizar demuestren generación de valor, rentabilidad, eficiencia en la ejecución y aseguramiento de la producción de hidrocarburos

Primera producción Construcción

Sanción del proyecto Decisión para invertir Selección sistemas de producción Delimitación Factibilidad de desarrollo Descubrimiento primera reserva

6 Desde el descubrimiento de la reserva, la primera producción de hidrocarburos puede tardar hasta seis años, considerando disponibilidad de recursos económicos, una organización enfocada y un mercado accesible de servicios 45

Identificación de retos: Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)

6 6 6 6

Descubrimiento: 1926 VERACRUZ

Gravedad del aceite: 18-45°API Pozos operando: 515 Producción actual:

HIDALGO

CUENCA DE CHICONTEPEC

FAJA DE ORO TERRESTRE

GOLFO DE MEXICO

9 Aceite: 22,712 barriles por día 9 Gas: 26.9 millones de pies

FAJA DE ORO MARINA

cúbicos por día

6 Reservas al 1 de enero de 2007:

TUXPAN

(mmbpce)

9 1P: 654 9 2P: 9,213 9 3P: 17,713

POZA RICA

PALEOCANAL CHICONTEPEC PUEBLA

46

Situación actual del proyecto Aceite Terciario del Golfo Status actual 6 Yacimientos estratificados con características petrofísicas complejas

6 Ambiente social y ecológico sensible 6 Factor de recuperación final bajo 6 Yacimientos con empuje volumétrico y declinación de la producción pronunciada

Valor remanente 6 Reserva estratégica 6 Factibilidad de implementar sistemas artificiales de producción y métodos de mantenimiento de presión

Estrategia 6 Mejorar el rendimiento económico

6 Adquirir información y conocimiento para incrementar la producción y el factor de recuperación final

6 Implementar tecnología en forma selectiva

6 Perforar más de 15,000 pozos para desarrollar reservas 2P

6 Instalaciones disponibles para apoyar el desarrollo de los campos

6 Tecnología disponible para explotar este tipo de yacimientos 47

Desarrollo del proyecto: Una actividad de perforación intensa Áreas principales

7,042 1,313 1,238

1,171

1,033

943 953

999

747 600

07

08

09

10

11

12

13

14

15

16-26

Aspectos principales

6 El proyecto requiere una actividad intensa de perforación 6 Las características petrofísicas del yacimiento indican yacimientos de baja permeabilidad y baja productividad

6 El desarrollo sustentable es una parte integral del proyecto

48

La madurez de nuestros campos también ocasiona estructuras de costos altos Regiones Norte

Exploración

Sur

Marina Suroeste

Desarrollo

Marina Noreste

Declinación y mantenimiento

Producción

El Golpe-Puerto Ceiba Cantarell

Burgos Veracruz

Producción

Antonio J Bermúdez Jujo-Tecominoacán

Bellota Chinchorro Cactus-Sitio Grande

Chuc Ku-Maloob-Zaap

San Manuel

Delta del Grijalva

Crudo Ligero Marino Ixtal-Manik Lankahuasa

Recuperación secundaria y mejorada

Macuspana Ogarrio-Magallanes Abkatún Taratunich Caan

Chicontepec

Límite técnico Coatzacoalcos Marino

Tiempo

6 Las oportunidades de producción son seleccionadas de acuerdo a su generación de valor 6

económico Por consiguiente, existen oportunidades de generación de valor que son postergadas ante otras que son mejores Fuente: Pemex Exploración y Producción

49

Campos de alto costo de producción 2006

Reserva probada mmbpce 15,514

6 Existe un potencial de incrementar 357

la producción de hasta 200,000 barriles por día

6 Las inversiones a realizar serán el

Gasto de producción * mm pesos 72,924 6,481

motor de esta producción incremental, lo cual permitirá una gradual disminución del costo de producción

6 Los costos de desarrollo, por la presencia de instalaciones existentes, será competitiva con respecto a nuevos descubrimientos

Producción mmbpced 4.432 0.075 Total

Campos alto costo

* Incluye gasto programable, compras de gas, mantenimientos e indirectos de administración

50

Otros retos: Yacimientos transfronterizos o compartidos

6 Son yacimientos de hidrocarburos que involucran dos o más áreas de concesión colindantes, las cuales se encuentran impregnadas de hidrocarburos

6 Se requiere la planeación de un desarrollo conjunto con operadoras internacionales

51

La continuidad geológica de las estructuras va a uno y otro lado de la frontera Great_White-1

CUBO SÍSMICO MÁXIMO

Trident-1 EUA

Toledo-1

MÉXICO

6 Los yacimientos descubiertos en la porción estadounidense no se encuentran en explotación

Pozos descubridores

6 Sin embargo, algunas estructuras geológicas claramente son transfronterizas 52

No exhaustivo

Un resumen de nuestros retos Recursos humanos

Reservas y recursos

Exploración

Explotación

¾

Fortalecer las capacidades y habilidades de sus recursos humanos en disciplinas críticas

¾

Alcanzar una restitución del 100% a partir del año 2012 a fin de lograr gradualmente una relación reserva probada / producción de cuando menos 10 años

¾

Lograr un sano equilibrio de conversión de recursos prospectivos en reservas, y de reclasificación de posibles y probables a probadas

¾

Descubrir y desarrollar reservas en aguas profundas

¾

Explorar prospectos subsalinos en áreas marinas y terrestres

¾

Aumentar la probabilidad de éxito exploratorio mediante un mejor procesamiento e interpretación de sísmica

¾

Administrar la declinación de Cantarell

¾

Mantener niveles de producción de aceite y disminuir las importaciones de gas

¾

Ejecutar eficientemente proyectos como Chicontepec

¾

Aplicar procesos de recuperación mejorada en campos maduros

¾

Desarrollar yacimientos de baja permeabilidad 53

No exhaustivo

Un resumen de nuestros retos

Tecnología

Recursos económicos

¾

Asegurar proyectos de investigación y desarrollo orientados a la solución de problemáticas particulares de nuestros campos en explotación y de nuestras cuencas donde exploramos

¾

Continuar acelerando la construcción de habilidades críticas para la exploración y desarrollo de campos en aguas profundas a través de convenios tecnológicos

¾

Mantener la continuidad, oportunidad y suficiencia de recursos para proyectos de exploración, desarrollo y explotación

¾

Continuar con niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción

¾

Evolucionar hacia un nuevo modelo de financiamiento de nuestros proyectos con un mayor contenido de recursos propios

54

Comentarios finales 55

Comentarios finales

¾ Ante la incertidumbre y riesgos asociados a la exploración y explotación de hidrocarburos, la minimización del riesgo se alcanza a través de la diversificación ¾ Por ello, desde el punto de vista exploratorio, las cuencas tradicionales continuarán con actividad y en las subexploradas, se intensificará ¾ La estrategia de explotación considera el desarrollo eficiente de nuevas reservas, la optimización de las que se explotan actualmente y la implantación de procesos para maximizar la recuperación final de hidrocarburos ¾ La reactivación de campos maduros y la introducción de nuevas tecnologías logrará incrementos de producción y generación de valor en yacimientos que actualmente han sido marginados

56

Comentarios finales ¾ Asimismo, ampliar la capacidad de ejecución a través de la participación de terceros permitirá capturar oportunidades de generación de valor hasta ahora desaprovechadas ¾ Alcanzar estos propósitos supone evolucionar hacia un modelo financiero donde la ejecución de nuestros proyectos disponga de una mayor proporción de recursos propios ¾ Todo lo anterior, conlleva retos que implican contar con un marco regulatorio acorde con el objetivo fundamental de garantizar la seguridad energética en nuestro país

57