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Ing. Carlos Morales Gil Director General, PEMEX Exploración y Producción México D.F. Noviembre, 2013
La Industria Petrolera, soporte para el
crecimiento de la economía mexicana
Delimi-
tación Diseño
Extracción /
Administración
del yacimiento
Distribución y
Comercialización
Incorpora-
ción de
Reservas
Evaluación
del
Potencial
Petrolero
Producción Desarrollo Exploración
Construcción
Perforación
PROYECTOS
2
El proceso de exploración y producción demanda
conocimientos profundos en múltiples disciplinas
No convencional (shale gas)
Sureste
Tampico-Misantla
Burgos
Veracruz
Sabinas
Aguas profundas
Plataforma de Yucatán
Golfo de
México
México
Chicontepec Cantarell Tsimin
Diversidad de las
rocas del
yacimiento
Cuencas productoras de hidrocarburos
3
No convencional (Shale Gas)
Cuenca Prod.
Acum.
Reservas Rec. Prosp.
1P 2P 3P Conv. No
Conv.
Sureste 45.4 12.2 18.2 25.1 20.1
Tampico
Misantla 6.5 1.0 7.0 17.7 2.5 34.8
Burgos 2.3 0.4 0.6 0.8 2.9 15.0
Veracruz 0.7 0.2 0.2 0.2 1.6 0.6
Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.0 0.4 9.8
Aguas
Profundas 0.0 0.1 0.2 0.7 26.6
Plataf.
Yucatán 0.5
Total 55.0 13.9 26.2 44.5 54.6 60.2
Miles de millones de barriles de
Petróleo crudo equivalente
Cuencas de crudo y gas
Proyectos
exploratorios
Proyectos de desarrollo
y explotación
28.4
4
Recursos y reservas, origen de los proyectos
Proyecto Ubicación Tipo de fluido
Integrales • 2 tierra • 2 gas
Exploración
• 8 tierra
• 7 costafuera
• 6 aguas profundas
• 12 aceite ligero
• 2 aceite pesado
• 2 ligero & aceite pesado
• 5 gas
Desarrollo y Producción
• 12 tierra
• 12 costafuera
• 1 aguas profundas
• 18 aceite ligero
• 4 aceite pesado
• 3 gas
Cartera de proyectos diversificada
5
Resultados esperados
Reservas
Producción
Factor de
Recuperación
Costos
• Enfoque en los
principales proyectos
• Flexibilidad para la
asignación óptima de
recursos
• Eficiencia en la
ejecución
• Excelencia técnica
Plan de negocios
6
PROYECTOS
Generación de valor
Ciclo de desarrollo
Declinación del
yacimiento
Estrategia integral
Asignación eficiente de
personas
Proyectos
Reclutar Planear
sucesión
Evaluar
Asignar
Planear
Modelo de Gobierno
1 2 3 Desarrollar
4
5
6
Retener o
reemplazar
¿Cómo medir y
reconocer el
desempeño ?
Habilidades
crecientes
¿Quién?
Necesidades de
los proyectos
Gestión del talento, fundamental para el éxito
7
EOR/ IOR en carbonatos naturalmente fracturados
Aceite extra-pesado costa fuera
Tecnología para aguas profundas
Imágenes del subsuelo
Yacimientos no convencionales
Monitoreo de yacimientos
Perforación y terminación HPHT
Yacimientos de gas cercanos al punto crítico
Caracterización
de fluidos
Petrofísica
Estimulaciones
Subsuelo
Químicos y
equipos para la
perforación
Control de arena
Equipo para la
terminación
Perforación y terminación
Instalaciones de
procesamiento
Manejo de agua
Sistemas de
ductos y risers
Instalaciones
Shale gas
Sistemas
artificiales
Aseguramiento
de flujo
Producción
Hasta el momento PEP ha detectado dos áreas donde busca ser líder y seis temas tecnológicos para adaptar. En todo lo demás, busca convertirse en un comprador inteligente.
Comprador
inteligente
Líder
Adaptador
8
Estrategia tecnológica de PEP
a. Supone que el endeudamiento de largo plazo se destina a financiar gasto de inversión.
Origen de los recursos financieros
9
Fuente de recursos de inversión, 2012a
Miles de millones de pesos
Composición de la deuda de
largo plazo, 2012
Emisión de Bonos, 56.4%
Crédito Sindicado,
6.0%
Certificados Bursátiles,
19.4%
Contratos de Obra Pública Financiada,
2.6%
Financiamiento de
Proyectos, 13.0%
Crédito Directo, 2.1% Otros, 0.5% 274.7 156.5
118.2
Gasto deInversión
Recursospropios
Deuda
Contratación
Sí cuenta con
recursos financieros
Sí cuenta con
tecnología y recursos humanos
Contratos transaccionales
No cuenta con
tecnología y recursos humanos
Contratos integrales sin
financiamiento
No cuenta con
recursos financieros
Contratos integrales con financiamiento Recursos
financieros Bienes y servicios
Tecnología y recurso humano
Capacidad de
ejecución
Ejemplo
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Litoral de
Tabasco
Burgos
Chicontepec
Complejo A.J.
Bermúdez
Jujo-Teco
Aguas profundas
Chicontepec
Campos maduros
Alcance del contrato
Establecer estrategias de contratación por:
Proyecto, Activo y Región
10
Transaccionales COPF CIEP
Entregable Obras, materiales o
servicios
Obras y servicios para
producción Producción
Unidad de pago Precios unitarios Precios unitarios Recuperación de costos
más tarifa
Pago Sujeto a cumplimiento
en tiempo y forma
Sujeto a la terminación
y entrega de obras
Sujeto a entrega de
producción
Plazo Promedio: 18 meses De 3 a 20 años De 2 a 35 años
Especificaciones Determinadas Caracteristicas
principales determinadas Flexible
Gobernanza Supervisión Grupo directivo Grupo de dirección
Adjudicación Oferta técnica y precio Precio Precio e inversión
Presupuesto Pre-determinado por
techos Techo por proyecto
Flexible, sujeto a flujo de
efectivo del proyecto
Modelos contractuales
11
Fuente: Información de la Región Norte y Sur, valores del libro de reservas al 1° de enero de 2010.
47
105
206
Región Norte Poza Rica - Altamira
Región Sur Volumen original Fr prom.
3P 10,238 24 90% de la producción de aceite proviene de
52 campos
66
99 105 Volumen original Fr prom.
3P 20,658 18
379 Qo < 5 mbd
Qo > 5 mbd
725
Campos
descubiertos
1938 - 2010
Campos maduros
RNorte y RSur
Volumen original (MMbpce)
Fr prom. (%) Campos
Maduros por
Región
Reservas remanentes
(MMbpce)
3P 2P 1P
Existe un gran número de campos que no pueden ser explotados por falta de inversión y
recursos humanos
Destacan los campos Salina del Istmo y Comalcalco en la Región Sur y Poza Rica, Faja de
Oro y Altamira en la Región Norte.
• Características de los campos a reactivar:
Potencial, Atractividad y Rentabilidad
Campos maduros
12
Boque Empresa Área
km2
Reservas
1P
mmbpce
Reservas
3P
mmbpce
Producción
inicial**
mbd
Inversión
inicial
mm dls
Tarifa
original
(dls/b)
Primera
ronda
2011
Santuario Petrofac 130 37 37 5 116 5.01
Magallanes Petrofac 169 29 104 6 108 5.01
Carrizo Schlumberger 13 0 51 0 33 9.40
Segunda
ronda
2012
Arenque Petrofac 2,035 76 100 6 50 7.90
Altamira Cheiron 1,625 2 11 2 33 5.01
Tierra Blanca MPG / Alfasid 358 5 6 1 24 4.12
San Andrés MPG / Alfasid 209 6 31 2 62 3.49
Pánuco Petrofac/
Schlumberger
1,839 8 50 2 25 7.00
Ébano Diavaz 1,584 21 40 5 21 8.00
Tercera
ronda*
2013
Soledad Petrolite 125 44 134 5 78 0.49
Miquetla Operadora de
Campos DWF
112 20 248 1 94 0.98
Humapa Halliburton de
México
128 16 341 2 62 0.01
Contratos Integrales EP Resultados – Rondas 1 y 2
* Los bloques de Pitepec, Amatitlán y Miahuapan quedaron desiertos.
** Producción inicial de Chicontepec al 1 de enero de 2013. 13
Bloque Reservas 3P
mmbpce
Producción
acumulada
mmbpce
Empresa
Tarifa
original
(dls/b)
Inversión
inicial*
Soledad 134 40.4 Petrolite de México 0.49 78
Miquetla 248 11.1 Operadora de Campos DWF 0.98 94
Humapa 341 0.6 Halliburton de México 0.01 62
Pitepec 1,048 0.1 Por adjudicarse (23 de enero 2014)
Amatitlán 993 0.1 Por adjudicarse (16 de enero 2014)
Miahuapan 443 0.1 Por adjudicarse (9 de enero 2014)
* Producción a enero de 2013.
** Inversión en los primeros dos años
El proyecto Aceite Terciario del Golfo concentra el
mayor volumen original in situ del país de más de 100
mil MMbpce, así como las reservas probables y
posibles más cuantiosas del país
• Retos:
Cuantiosas inversiones
Incremento sustancial de capacidad de ejecución
Nuevas tecnologías para incrementar el factor de
recuperación de hidrocarburos y rentabilidad
Tercera ronda de Bloques en Chicontepec
14
Asociación con
empresas petroleras
Limitada capacidad de ejecución
15
Campos maduros
Chicontepec
Crudos extra- pesados
Shale oil/gas
Aguas profundas
Debido a la falta de capacidad de
ejecución (recursos financiero,
técnicos y humanos), no se
desarrollan a cabalidad proyectos
atractivos Capacidades técnicas y
operacionales apropiadas
para los campos
Capacidad financiera
Con base en los términos los
términos contractuales de
Pemex
Criterios
Entre 2004 y 2010, se perforaron 16 pozos exploratorios y
5 delimitadores al Noroeste del Activo de Producción Ku-
Maloob-Zaap
Integrado por los campos: Ayatsil, Tson, Pohp, Lem, Zazil-
Ha-Yaxiltun, Kanche, Kayab, Tunich, Nab, Baksha-Pit ,
Numan, Tekel, Chapabil y Utsil
Área total de 1100 km²
Los fluidos recuperados mostraron condiciones mas
críticas a las esperadas en densidad API y en viscosidad
Tson-1Pohp-1
Pit-1Baksha-1
Tunich-101
Nab-1
Numan-1
Kayab-1
Yaxiltun-1
Kanche-1
Bok-1
Lem-1
Ku
Zaap
Maloob
Pozos ProductoresPozo invadido
Ayatsil-1
Maloob-DL 3Ayatsil-1DL
Pit-DL1
100
500
Tekel 1
Chapabil-1A
Kayab-DL1
500
100
Ku
Utsil-1
Campo Formación ºAPI 3p OOIP RF (2P)
(MMbpce) %
Ayatsil BTPK 11.1 592 3619 16
Tekel BTPKS 11 165 1007 16
Fase 1- Ayatsil Tekel 11 757 4626 16
Kayab BTPK 8.1 889 6966 8
Chapabil BTPK 9.5 60 834 7
Zazil-Ha /
Yaxiltum BTPK 8.5 19 261 7
Fase 2- Kayab 9 968 8061 7
Pit BTPK 8.8 462 2870 11
Baksha BTPK 9.6 43 450 9
Utsil BTPK 10 104 811 10
Pohp BTPK 8.5 65 823 7
Pohp JSK JSK 8.5 29 443 6
Tson BTPK 8 68 963 7
Tson JSK JSK 8 9 121 0
Numan BTPK 8.8 17 258 0
Fase 3- Pit 8 797 6739 6
Nab BTPK 8.8 33 408
Total 2,555 19,834 10
Campos de aceite extra pesado descubiertos
16
Cuenca de Gas: HOLOK, y una cuenca de aceite: PERDIDO
17
Worker Voyager
Worker Worker
Worker Voyager
513 m
660 m
670 m
805 m
810 m
936 m
988
m
681 m
Max
Smith
1230
m
Voyager Max
Smith
1122 m
851 m
Voyager Max
Smith
1029 m
Voyager 739 m
Max
Smith
1698
m
Chuktah
2004
Worker Max
Smith
1194 m
1928
m
Max
Smith
623 m
500 m
1000 m
1500 m
2000 m
Cent.
1493
m
945 m
Bicent. West
Pegasus
1186 m
Centenario
2147
m
Bicent.
1803
m
West Pegasus
2532
m
Bicent.
2874
m
2500 m
Tasa de éxito: 60%
Puskon
2011 Tamil
2008
Nab
2008 Etbakel
2008 Kabilil
2009 Lalail
2007 Chelem
2007 Leek
2009 Noxal
2005 Talipau
2012 Lakach
2006 Holok
2009 Tamha
2008 Hux
2012
Lakach
2DL
2010 Catamat
2009
Nen
2011
Labay
2009
Caxa 2012
Piklis
2010
Kunah
2012
Trion-1
2012
Supremus-1
2012
2185
m
Kunah-
1DL 2012
Aguas ultra profundas
2919
m
2919
m
Bicent.
Maximino PEP-1
Ahawbil
1933
m
Centenario
Piklis-1DL
1785
m
Muralla
IV
Aguas profundas
Confirmando del potencial en aguas profundas
18
La exploración en Aguas Profundas del
Golfo de México se enfoca principalmente en dos áreas
Al norte en el proyecto Área Perdido, que
abarca las provincias geológicas del
Cinturón Plegado Perdido y Salina del
Bravo, donde el objetivo es encontrar
hidrocarburos líquidos en plays del
Neógeno y Paleógeno
Al sur en los proyectos Holok y Han en las
provincias geológicas del Cinturón
Plegado de Catemaco y Salina del Istmo
Marina, en donde el objetivo es incorporar
reservas de gas húmedo en el Neógeno y
evaluar el potencial de gas húmedo y
aceite ligero hacia el oriente
En otras áreas las actividades consistirán
primordialmente en efectuar estudios
regionales para lograr un mejor
entendimiento de los sistemas petroleros
Los esfuerzos que PEMEX ha realizado en la exploración del
Golfo de México Profundo han empezado a rendir frutos
De los 54 MMMbpce en recurso prospectivo
que hay en el país, 26 corresponden a Aguas
Profundas
Recurso prospectivo convencional
0
100
200
300
400
500
600
Recurso descubierto (MMbpce)
El campo Trion, descubierto en 2012, podría estar entre
los mayores descubrimientos en el Paleógeno en Aguas
Profundas del Golfo de México
En 2012, el 55% de la incorporación de reservas 3P provino de Aguas Profundas (AP)
313 1,206 447
1,931 13,146
16,369 82 383 94
594 591
6,937
10,178
2,341
TMG
26,547
AP
GdM
2,525 395
Plataforma
Yucatan
541
Burgos Cuencas
SE
20,083
2,932
Veracruz Sabinas
Prospectos 35,600
Plays 19,000
Total: 54,600 MMbpce
1,589
2012 2007 10 09 11
1,461 1,438 1,731 1,774 1,482
77% 96% 35%
95% 93% 55%
Total
82%
08
1,053
Aguas profundas Cuencas del Sureste Otras
18%
SOURCE. Wood Mackenzie, PEMEX Libro de reservas
19
El desempeño alcanzado por PEMEX lo posiciona de manera competitiva a nivel mundial
El desempeño alcanzado
en incorporación de
reservas en el periodo
2003-2012 coloca a PEMEX
en tercer lugar a nivel
mundial
PEMEX en su componente
exploratoria le ha
generado un valor de 125
MMM de dólares al Estado
Mexicano
Asimismo podría
posicionarse como la
segunda compañía en la
creación de valor por
exploración, considerando
el régimen fiscal de EUA
20
Mioceno Inferior
Lakach-1
Noxal-1
Pupuyu-1
Catla-1
Aktutu-1
Matlani-1
Tabscoob-201
Naajal-1 Atal-1
Makkab-1 Alaw-1
Mapuli-1
Labay-1
Piklis-1 Ahawbil-1
Kuyah-1
Leek-1
Nen-1
Cinturón
Plegado
Catemaco
Cordilleras
Mexicanas
Paynum-1
Tumtah-1
Loc. Yoka-1
Loc. Nat-1
Hem-1
Ixic-
Sayab
Lalail-1
Kunah-1DL
Lipaxan-1
Maklipa-1
Patokto-1
Lakach-2DL
KUNAH-1
Piklis-1DL
Salina del
Istmo
Lalail Lakach
Piklis
Nen
Kunah
Noxal
Leek
En el área Sur, donde se descubrió una mega-provincia de gas, se continua evaluando, delimitando y desarrollando los
yacimientos descubiertos
Pronóstico preliminar de producción
Años
Cerca de 5.0 Tcf de reservas de gas no asociada (3P) han
sido certificadas
Los recursos prospectivos de gas varían en un rango de 5.5
a 16.5 Tcf
Reservas y Potencial
Avances
Los campos descubiertos son Noxal, Lakach, Lalail, Leek,
Nen, Piklis y Kunah, este último sobresale con 1.8 Tcf
El campo Lakach esta siendo desarrollado
Los campos Kunah y Piklis están caracterizados y
delimitados. Ahora el desarrollo esta en proceso de
aprobación técnica y económica
Actualmente la exploración se dirige hacia el noreste en
busca de gas húmedo y aceite ligero
Se estima una inversión de alrededor de 2.5 MMMUSD
La 1ª Producción se espera en 2016 y alcanzar una
producción máxima de 400 MMpcd de gas natural en 2017
La infraestructura de explotación será útil para incorporar los
campos Kunah y Piklis, estimándose alcanzar una
producción de 500 MMpcd por más de 7 años
Desarrollo del campo Lakach Qg mmpcd
21
Ilustrativo
Alcances del proyecto
22
El objetivo es obtener primera producción en 2016, iniciando con una plataforma de producción de 200 mmpcd durante los primeros 6 meses y con una plataforma de 400 mmpcd durante 22 meses, continuando con su declinación hasta el año 2025, cuando se recuperarán en total 866 mmmpc
Perforación de 7 pozos de desarrollo
y recuperación del pozo delimitador
Lakach-2DL
Instalar 2 ductos de transporte de 18
Ø x 60 km
Instalar jumpers de 18 Ø y 6 Ø para la
interconexión de los equipos
submarinos
Instalar Plets e In Line Sleds (ILS)
para la interconexión de pozos
Instalar 60 km de umbilicales
Instalar un sistema de monitoreo y
control
Construir una estación de
acondicionamiento de gas con
capacidad de 400 MMpcd
Estado contratación de obras Proyecto Lakach
23
• Contrato 5: Presentación de propuestas por los participantes etapa de mercadeo: 28/Nov/13.
Evento Contrato 1 Contrato 2 Contrato 3-4 Contrato 5 Contrato 7 Contrato 8-6 Contrato 9
Publicación 27-Nov-12 10-Mar-12 16-Oct-12 31-Ene-14 08-Oct-13 06-Dic-12 17-Nov-14
Fallo 21-Dic-12 01-Jun-12 03-May-13 14-Feb-14 27-Feb-14 28-Ene-14 05-Mar-15
Inicio 7-Ene-13 18-Ago-13 14-May-13 17-Febr-14 24-Mar-14 20-Feb-14 19-Mar-15
Terminación 31-Dic-15 04-Feb-16 28-Jun-17 16-Abr-17 22-Abr-16 11-Sep-17 24-Jun-16
Contratista
Doris-Petrofac
(Consorcio
Asignado)
Grupo R
La Muralla IV
(Contratista
Asignado)
Halliburton
(40% Part Perf.
y 100% Part
Term.)
Schlumberger
(40% Part perf.)
Aker
Onesubsea
GE(Vetco)
FMC
(Licitantes)
22 licitantes
entre ellos:
Demar
Dragados
ICA Fluor
Tradeco
Technip de
Mexico
ABB
(Licitantes)
Saipem
Global
Offshore
Subsea 7
(Licitantes)
Exterran
Pro-Term
Valerus
(Posibles
Licitantes)
Estado Contratado Contratado Contratado
1er.proceso:
Desierto
2º. Proceso:
En espera de
presentación
de
cotizaciones
En proceso de
licitación
En espera de
presentación
de propuestas
En programa
3,900
8,200
13,200 P90 Pm P10
Fuente: BDOE-II actualizada por la SE
Generalidades del Proyecto Área Perdido
24
Objetivo:
Evaluar el potencial petrolero de los plays
terciarios y mesozoicos, privilegiando la
búsqueda de aceite ligero en estructuras de
grandes dimensiones.
•Área: 39,172 km2
• Tirantes de agua: 500 - 3,500 m
•Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378 km2
• Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas
•Recursos asociados a oportunidades y
localizaciones (MMbpce)
P90= 3,900 Pm= 8,200 P10= 13,200
•Plays principales: Eoceno Inferior y Oligoceno
•Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno,
Cretácico
•Riesgo principal: Sello y roca almacén
25
Longitud: 289 km
Corteza transicional Corteza continental
Evaluación del potencial petrolero Ident. op y eval. rec. play
hipot.
Ident. y eval. sistemas
petroleros Ident. y eval. cuencas
Cinturón Plegado Perdido Provincia Salina del Bravo Cuenca de Burgos
Corteza
oceánica
Sal autóctona
Sal alóctona
A A’
Frente al litoral de Tamaulipas, Golfo de México, al norte la
frontera internacional de EUA, al occidente la isobata de 500 m,
al oriente y al sur con el proyecto Tlancanan y Pulhman.
Proyecto Área Perdido
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero de los plays
terciarios y mesozoicos, privilegiando la
búsqueda de aceite ligero en estructuras de
grandes dimensiones.
• Área: 39,172 km2
• Tirantes de agua: 500 - 3,500 m
• Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378
km2
• Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas
• Recursos asociados a oportunidades y
localizaciones (MMbpce): P90= 3,900
Pm= 8,200 P10= 13,200
• Plays principales: Eoceno Inferior y
Oligoceno
• Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno,
Cretácico
Asociado a su complejidad geológica, grado de conocimiento y
retos técnicos, este proyecto se dividió en sectores
26
Sector 1. CPP; Continuar probando su
potencial, caracterización,
delimitación y desarrollo conceptual
de campos descubiertos (Trion y
Maximino)
Sector 2. CSS; Iniciar la evaluación de
estructuras, por debajo de la sal
alóctona
Sector 3. MCS; Evaluar las estructuras,
asociadas a mini cuencas y diapiros
salinos
Sector 4. CPP; Evaluar el potencial y
continuidad de las estructuras del
CPP en T.A. >3,000 m
Además, con base en los resultados obtenidos se han elaborado
escenarios de futuro desarrollo del proyecto Área Perdido
En uno de ellos, se consideraron nueve agrupamientos económicos, de acuerdo a su ubicación
geográfica y su potencial. Estimando un volumen de reservas a recuperar de 4,600 millones de
Bpce con una inversión de 40 mil millones de dólares.
Caso Base (media)
Grupos económicos: Maximino, Vasto,
PEP, Ostionero,
Humus, Plenus,
Trion, Corfu, Filium
Reservas totales: 5.0 MMMbpce
Reservas
comercialmente
recuperables:
4.6 MMMbpce
Inversión Total: $39.6 MMMUSD
VPN: $5.8 MMMUSD
VPN contempla desarrollo de todos los
polos en el año 0, todos los ingresos bajo
las regalías y régimen fiscal de EEUU
27
En lo que respecta a los recursos no
convencionales, se ha iniciado su evaluación
Área
Garza
Área
Anhélido
Área
Tantocob
3
1
2
4,000 km2
11,000 km2
9,500 km2
Aceite pesado
Aceite ligero
Gas húmedo
Gas seco
Leyenda
Área de visión total: 120,000 km2
Enfoque de Áreas prioritarias: 24,500 km2
kilómetros
28
Mapa de distribución de tipos de hidrocarburos
A la fecha se han terminado 9 pozos exploratorios
en las cuencas de Burgos y Sabinas, donde se
han identificado áreas con producción de gas
seco, gas húmedo y aceite e incorporando una
reserva 3P de 112 MMbpce
Con el objeto de dar certidumbre a los recursos
prospectivos identificados, tipo de hidrocarburos y
evaluar la productividad de los yacimientos, se
tiene documentado el proyecto Aceite y Gas en
Lutitas; el cual ya fue autorizado por la SHCP,
acreditado por el Grupo de Trabajo de Inversión
(GTI) de PEMEX y enviado a la CNH para su
dictamen técnico
Con base en la prospectividad de las diferentes
provincias y a la distribución de tipos de
hidrocarburos, se han definido 3 áreas
prioritarias:
1. Área Garza
2. Área Anhélido
3. Área Tantocob
Objetivo Estratégico:
Aprovechar los hidrocarburos disponibles
Costo Total:
Descubrimiento y desarrollo
más costo de producción
Precio
Terrestre convencional 4 -12 USD/barril 100
Terrestre no convencional 25 – 35 USD/barril 100
Aguas someras 6 – 16 USD/barril 100
Aguas profundas 25 – 40 USD / barril 100
Gas 1.5 - 3 USD/MPC
9 – 18 USD / Barril eq.
3.5 USD / MPC
21 USD / Barril Eq.
Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país
29
62 MMMUSD
por año
Montos de inversión requeridos para el
desarrollo de las reservas y los recursos prospectivos
Reservas
Recursos
MMMBPCE
Costos
USD/BL
Monto de
inversión
MMMUSD
Terrestre y Aguas
Someras 45 10 450
No convencional 60 30 1800
Aguas profundas 27 40 1080
Chicontepec,
Campos maduros y
Gas 28 15 420
3750
30
Escenarios de producción y necesidades de inversión
Gas Crudo
Caso Inversión anual Total de pozos
Base 24 MMMUSD 20,000
Superior 37 MMMUSD 30,000
Potencial Máximo 62 MMMUSD 50,000
31
El desarrollo económico del país demanda el
fortalecimiento de la industria de Exploración y
Producción de hidrocarburos.
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