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Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 1
INFORME DE LABORES
2011 • 20122010 • 2011
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos2
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 3
INFORME DE LABORES2010 • 20112011 • 2012
Órgano de Gobierno
Juan Carlos Zepeda MolinaComisionado Presidente
Edgar René Rangel GermánComisionado
Guillermo Cruz Domínguez VargasComisionado
Alma América Porres LunaComisionada
Javier Humberto Estrada Estrada*Comisionado
Néstor Martínez Romero**Comisionado
ResponsablesCarla Gabriela González Rodríguez
Secretaria Ejecutiva
Oscar Jaime Roldán FloresDirector General de Planeación
*Su designación finalizó el 14 de mayo de 2012
**Nombramiento a partir del 15 de mayo de 2012
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos4
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 5
Mensaje del presidenteEn el mundo, los responsables de la regulación de la industria petrolera de exploración y producción tienen tres
objetivos fundamentales:
• elmejoraprovechamientodelosyacimientosdehidrocarburosenbeneficiodelosnacionales,
• queseobservencondicionesmínimasdeseguridadindustrial,y
• proveerinformaciónconfiabledelaindustria.
Consistente con la experiencia internacional, estos tres objetivos resumen elmandatoque elCongreso le haestablecidoalaComisiónNacionaldeHidrocarburos.
Mejor aprovechamiento de los yacimientos de hidrocarburosEnrelaciónconelprimerodelosobjetivos,noscongratulamosalobservarquelaquemadegasenelactivo
Cantarellsehadisminuidoenun94%desde2009alafecha.Deestaforma,PemexhadadocumplimientoalaregulaciónemitidaporestaComisión.
ConsiderotambiénqueotrologrosignificativodelagestióndelaCNHhasidoelcálculodelasreservasdehidrocarburos,mismasquereflejanelpotencialdeproduccióndeloscamposdescubiertos.Despuésdedosañosdenohaberpodidoemitirundictamenfavorablealaestimacióndereservas2Py3P,enelprimertrimestrede2012,laCNHaprobólatotalidaddelasreservasestimadasporPEMEX,comprobandoquefinalmenteexistetotalconsistenciaconloscálculosdeloscertificadoresexternos.
En los anterioresdosañosde trabajode laCNH, se han emitidodiversas recomendacionesaproyectosdeexploraciónyproducción,algunasdelascualeshansidoincorporadasporPEMEX.Graciasaesteesfuerzo,enla
Mensaje del presidente6
actualidadsecuentacon48dictámenestécnicosadichosproyectos,loscualesestándisponiblesenlapáginawebdelaCNH,ymuestranconrigortécnicoyobjetividadelestadoqueguardanlosprincipalesproyectosdeinversióndelpaís.
Observancia de condiciones mínimas de seguridad industrialLos estándares de seguridad en la industria petrolera internacional tuvieron un cambio sustantivo y súbito en
respuestaalaccidenteocurridoenelpozoMacondoenlosEstadosUnidosdeNorteamérica.Encongruenciaconlaprácticainternacional,enenerode2011entróenvigorlaregulacióndelaCNHparalaseguridadindustrialenaguasprofundas.Encumplimientodeestaregulación,enelúltimoañoymedioPEMEXinstrumentódiversasmedidasquelepermitenoperarconseguridadenlasaguasprofundasdelGolfodeMéxico,entrelasquedestacan:
• Procedimientosynormatividadinternaactualizadaycertificadaporauditoresexternos.
• Adquisicióndeserviciosparalacontencióndederramesenellechomarino.
• Nuevapólizadesegurosparaactividadesenaguasprofundas.
Proveer información confiable de la industriaEsmandatode leyque lamediciónde laproduccióndehidrocarburosdebe llevarseacaboobservando la
regulaciónde laCNH.Aeste respecto,enel últimoañoentróenvigor laprimera regulacióndemedicióndehidrocarburosconquecuentaelpaís.Graciasaello,enlaactualidadsecuentaconundiagnósticoclarodelasáreasdeoportunidadenmateriademedición,ademásdeunprogramaquelepermitiráaPEMEX,enunplazoperentorio,alcanzarestándaresinternacionalesenestamateria.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 7
Enmateriadetransparencia,laCNHhapuestoespecialdedicaciónendesarrollardiversosindicadoresyreportesquepermitenquelasociedadtengaunmejorconocimientodelsector.AtravésdelapáginawebdelaComisión,sepuedeconocerconoportunidad:laproducciónyreservasdecadacampopetrolero,losnivelesdequemadegas,eldesempeñodelosprincipalesyacimientosdelpaís,losresultadosexploratorios,laevaluacióntécnicayeconómicadecadaproyecto,entreotrosindicadoresdelsectorexploraciónyproducción.
El reto por delanteElretodelaindustriapetroleraeselretodelaCNH.Existeunadualidadelementalenelcrecimientodeuna
economía:eldesarrollodesusindustriasvadelamanodeldesarrollodesusinstituciones.NoesposiblelograrelfortalecimientodePEMEXsinelfortalecimientodelaCNH.
ElEstadosehapropuestohacerdePEMEXunaverdaderaempresaycomplementarsuesfuerzoconlaparticipacióndeinversiónprivada.LecorrespondealaCNH,comoreguladorysupervisor,apuntalarelnuevoimpulsodenuestraindustriapetrolera.
EnlaCNHestamosconvencidosqueladirecciónquehatrazadoelnuevoGobiernoesunarutadeéxitoparaelpaís.EstamosconánimoycomprometidosenhacerrealidadlavisióndelPresidentedelaRepública.
Juan Carlos Zepeda MolinaPresidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos8
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
En cumplimiento de la ley que la creó, así como de la diversa normativa aplicable al sector hidrocarburos, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH o Comisión) ha realizado múltiples actividades en los ámbitos de regulación y super-visión de la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables.
En el presente documento se detalla, para los períodos 2010-2011 y 2011-2012, las diversas funciones ejercidas en materia de evaluación, regulación y supervisión, planeación y relaciones interinstitucionales.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 9
1.Evaluación de la exploración y explotación dehidrocarburos I. Dictamendeproyectosdeexploracióny
explotación 11II. Evaluaciónyverificacióndereservasde
hidrocarburos 21III. Opinionestécnicasalospermisosde
exploraciónsuperficial 26
2.Regulación y supervisión de las actividades deexploración y explotación de hidrocarburos I. Quemayventeodegas 31II. Reservasdehidrocarburos 34III. SeguridadIndustrialenaguasprofundas 35IV. Talleres 40V. Medición 40VI.Instructivos 44
3.Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos I. Elementostécnicosenapoyoaladeterminación
de la plataforma de producción y la tasa de restitucióndereservas 47
II. Documentostécnicos 50III. Estadísticasdeeficienciaoperativa 54IV. RegistrodeInformaciónGeológicay
RegistroPetrolero 58
4.Relaciones Interinstitucionales I. Forointernacionaldereguladores 65II. FondoSectorialSENER-CONACYT 66III. ColaboraciónenlaalianzadeMéxicocon
elGGFRdelWorldBank 67IV. InstitutoMexicanodelPetróleo 67V. SistemadeClasificaciónMarcodelasNaciones
Unidas(UNFC-2009) 68VI.ParticipaciónenCongresos/Foros
internacionales69VII.ConvenioGeneraldeColaboraciónconel
CentroNacionaldeMetrología 69
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación. 71
Contenido
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos10
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 11
Porloqueserefierealaevaluacióndelaexploracióny explotación de hidrocarburos del país, la ley de laCNH, así como la Ley Reglamentaria del Artículo 27Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27) y suReglamento, instruyen a este órgano desconcentrado a que realice análisis, opiniones y otros documentosrelacionadosconlosproyectosquePetróleosMexicanospresentaatravésdesusubsidiariaPemex-Exploracióny Producción (que en el presente documento seránreferidas conjunta e indistintamente como PEMEX)sobre losestudiosdeexploración superficial,así comode cuantificación de las reservas de hidrocarburos delaNacióny las correspondientes certificacionesde lostercerosindependientes.
Dichasevaluacionestienencomofinalidadproporcionarelementos técnicos a las autoridades del sector y al operador para la toma de decisiones oportunas, cada uno en sus respectivas competencias, ya sea al otorgar asignaciones, permisos o autorizaciones, al determinar las
necesidades de regulación y supervisión, o al proponer yejecutarlosproyectosdeexploraciónyexplotación.
I.Dictamen de proyectos de exploración y explotación
Conforme al mandato conferido a la CNH en el Artículo 3delaleydesucreaciónytomandoencuentalapolíticadehidrocarburosy laEstrategiaNacionaldeEnergía,esteórganotienecomoresponsabilidadprocurarquelosproyectosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosbusquen:elevarelíndicederecuperaciónylaobtencióndel volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en condiciones económicamente viables; la restitución de las reservas de hidrocarburos; la utilización dela tecnología más adecuada para la exploración y extracción en función de los resultados productivos y económicos; la protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales, cuidando las
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos12
condiciones necesarias para la seguridad industrial; y la reducciónalmínimodelaquemayventeodegas.
Por lo anterior, la CNH se ha dado a la tarea derevisar,medianteundictamentécnico,losproyectosquePEMEXhapresentado.Alafechaharecibidountotalde63proyectos,deloscuales35sondeexplotación,23deexploracióny5integrales.
Adicionalmente, laSecretaríadeEnergía(SENER)haremitido a la CNH múltiples solicitudes de opinión técnica sobrelasasignacionesquecomprendendichosproyectos.
A travésde losdictámenesyopinionesque resultande la evaluación de los proyectos, se proporcionan elementosquerequierelaSENERparaotorgar,rehusar,modificar, revocary,en sucaso, cancelarasignacionesparaexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.Dadoquediversosproyectospuedenocuparelespaciodeunamismaasignación,en total, laCNHhaemitidoopiniónsobre567asignacionespetroleras.
Los proyectos dictaminados en los periodos 2010-2011 y 2011-2012 registran una inversión promedioanualparalospróximos7años(2012-2018)de222milmillonesdepesos.Porsuparte,laproducciónasociadaadichosproyectosvade965mbddeaceitey4,685mmpcddegasen2012a1,556mbddeaceitey5,228mmpcddegasen2018.
Periodo 2010-2011En el periodo comprendido dejuliode2010ajunio
de2011,laCNHdictaminó2proyectosdeexplotación:AguaFría–CoapechacayPozaRica.
El primero fue presentado como un proyecto en etapa de desarrollo; sin embargo, la CNH lo dictaminó favorable únicamente para llevar a cabo actividades de caracterizaciónydedesarrollotecnológico.Enelanálisisse destacó que no existían elementos que permitieranemitir un dictamen favorable al plan de explotación presentadoporPEMEX.
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Enelsegundoproyecto-PozaRica-sedetectaroninconsistenciasentrelascifrasremitidaseneldocumentoquesedictaminóylaspresentadasparalaevaluacióndelosreportesdereservasdehidrocarburos.Porotrolado,elproyecto no contaba con un estudio de las alternativas evaluadas en función del factor de recuperación esperado respectoacadaalternativa.Comoyasemencionó,procurarelevarelfactorderecuperacióndelosproyectos,en condiciones económicamente viables, es un mandato expreso de la CNH en la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Tabla 1. Producción acumulada de aceite Proyecto Poza Rica 2011-2025Millones de barriles (MMB)
Proyecto a Dictamen
Reservas2010
%Reservas
2011%
Certificadores2011
%
165 172 4% 140 -17% 102 -38%
Fuente: Dictamen del Proyecto Poza Rica.
Por lo anterior, el dictamen del proyecto Poza Rica estableció como condicionante la obligación de presentar nuevamenteelproyectoenelplazodeunaño.
Deacuerdoconlomencionadocomopartedelprocesoparalamodificaciónosustitucióndelasasignacionespetroleras,realizadoporlaSENER,laCNHemitióopiniónfavorable,concondicionantes,sobre27asignaciones,en congruencia con los dictámenes de proyectos emitidos en el periodo. Lo anterior, como fundamento en lasdisposicionestransitoriasdelReglamentodelaLR27.
Periodo 2011-2012Porsuparte,enelperiodocomprendidodejuliode2011ajuniode2012,laCNHdictaminó46proyectos:21
deexploración,20deexplotacióny5integrales.
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos14
En el caso de los proyectos de explotación, el sentido desudictamensepresentaenlasiguientetabla.
Tabla 2. Proyectos de explotación dictaminados y sentido del dictamen
julio 2011- junio 2012
Fuente: CNH.
Una de las principales razones por la cual la CNH dictaminó la mayor parte de los proyectos como “Favorables con condicionantes” fue la discrepancia de la información relativa a la producción acumulada en el proyecto presentado a dictamen con respecto a la registradaenlosreportesdereservasdehidrocarburos.Cabedestacarquerespectoaltema,laCNHremitióunanálisisdetalladoyespecíficoa laSENERyaPEMEXparasuconsideración.
Proyecto Sentido del dictamen 1) Costero Terrestre 2) Cactus – Sitio Grande 3) Antonio J. Bermúdez 4) Cárdenas 5) Carmito-Artesa 6) Gas del Terciario 7) Yaxché 8) Arenque 9) Tamaulipas Constituciones10) Lerma-Malta-Talismán11) Lakach (AP)12) Jujo-Tecominoacán13) Chuc14) El Golpe Puerto Ceiba15) Och-Uech-Kax16) Ixtal-Manik17) San Manuel18) Caan19) Ayin Alux20) Coatzacoalcos Marino
Favorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableNo favorableNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorable
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 15
En el caso del aceite, se observan las siguientes producciones:
Tabla 3. Producción acumulada de aceite por proyecto 2011-2025Millones de barriles (MMB)
Fuente: Dictámenes de proyectos.
Proyecto
Costero TerrestreCactus-Sitio GrandeAntonio J. BermúdezCárdenasCarmito-ArtesaGas del TerciarioYaxchéArenqueTamaulipas ConstitucionesLerma-Malta-TalismánLakach (AP)Jujo-TecominoacánChucEl Golpe Puerto CeibaOch-Uech-KaxIxtal-ManikSan ManuelCaanAyin AluxCoatzacoalcos Marino
Proyecto a Dictamen
5073
60350130
202114103
00
2763308352
1466594
18033
Reservas2010
5029
72147140
227100105
00
37134714155
14463
10311936
%
0%-60%20%-6%-7%
--12%
-13%2%
----
34%5%
70%6%
-1%-3%10%
-34%9%
Reservas2011
4431
56658130
241103102
00
26536213768
20971
11915931
%
-14%-57%-6%16%-1%
--19%
-10%-1%
----
-4%10%64%32%43%9%
27%-12%-6%
Certificadores2011
4069
4323610
241919600
2463735365
19853
14413041
%
-19%-6%
-28%-28%-90%
--19%
-21%-7%
----
-11%13%
-36%26%35%
-18%54%
-28%24%
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos16
En el caso del gas, se observan las siguientes producciones acumuladas para los proyectos mencionados:
Tabla 4. Producción acumulada de gas por proyecto 2011-2025Miles de millones de pies cúbicos (MMMPC)
Fuente: Dictámenes de proyectos.
Proyecto
Costero TerrestreCactus-Sitio GrandeAntonio J. BermúdezCárdenasCarmito-ArtesaGas del TerciarioYaxchéArenqueTamaulipas ConstitucionesLerma-Malta-TalismánLakach (AP)Jujo-TecominoacánChucEl Golpe Puerto CeibaOch-Uech-KaxIxtal-ManikSan ManuelCaanAyin AluxCoatzacoalcos Marino
Proyecto a Dictamen
400217940100196228118226
44150625429735
6298
281425239
4217
Reservas2010403221833127210234143249
44143673449582
4887
223418252
2917
%
1%2%
-11%27%
7%3%
21%-11%
0%-5%8%5%
-21%-23%-11%-21%
-2%5%
-32%-2%
Reservas2011527265962103180234187240
240
866485593
45115254380266
3811
%
31%22%
2%3%
-8%3%
58%6%
-45%-100%
39%13%
-19%-27%17%
-10%-11%11%
-11%-36%
Certificadores2011
382200
1,19178
139225167215
370
1,095262680
37162328248339
3716
%
-4%-8%27%
-22%-30%
-1%41%-5%
-16%-100%
75%-39%
-8%-41%66%17%
-42%42%
-12%-6%
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 17
Los cinco proyectos de explotación dictaminados en sentido no favorable coincidieron en algunos elementos que determinaron la decisión técnica de la CNH. Loanterior, como característica adicional a las diferencias observadas entre la producción acumulada del proyecto presentado y la producción acumulada documentada en reservas,dichoselementossedetallanacontinuación:
1. LaversióndelosproyectosquePEMEXenviónocon-tiene el nivel de madurez dentro de la fase de dise-ño,ynocubreloselementossuficientesparaelotor-gamientoderecursosfinancierosparasuejecución.
2. El análisis de alternativas para el desarrollo delplannoesexhaustivo,yaquenopresentaalternati-vasindependientessinosubgruposdeunamisma.
3. Elvalorpresentenetodespuésdeimpuestosesmar-ginal, teniendo periodos de recuperación muy lar-gos.Asimismo,algunospresentanflujosdeefectivonegativosenlosprimerosoenlosúltimosaños.
4. Nopresenta unaestrategiadeadministración conbase en las mejores prácticas internacionales para sutipo.
5. LoscamposqueconformanelproyectoLermaMal-ta Talismán cuentan con valoresde reservas en lacategoríaPosible, loque significaquehacen faltatrabajos de exploración (delimitación o estudios)quepermitanlareclasificacióndelareservaaunacategoríamínimadeProbable,paraquesepuedapresentarcomoproyectodeexplotación.
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos18
Elsentidodeldictamendelosproyectosdeexploraciónsepresentaenlasiguientetabla.
Tabla 5. Proyectos exploratorios dictaminados y sentido del dictamenjulio 2011- junio 2012
1) Golfo de México Sur Primera Etapa (Caxa) 2) Campeche Oriente 3) Reforma Terciario 4) Incorporación de reservas Simojovel 5) Golfo de México B 6) Coatzacoalcos 7) Cuichapa 8) Evaluación del Potencial Papaloapan B 9) Cazones10) Tampico Misantla Sur de Burgos11) Campeche Oriente Terciario12) Campeche Poniente Terciario13) Progreso14) Malpaso15) Julivá16) Delta del Bravo17) Litoral de Tabasco Terrestre18) Lamprea19) Sardina20) Área Pérdido21) Exploración Campeche Poniente
Proyecto exploratorio Sentido del dictamen
Favorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesFavorable con condicionantes
Fuente: CNH.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 19
El proyecto Progreso fue dictaminado como no favorable debido a que PEMEX no ha obtenido lasautorizaciones ambientales correspondientes. Inclusive,dicho organismodescentralizado documentó que, a lafecha,nosehan iniciadolos trámitesparasolicitar lospermisos respectivos, en virtud de que el proyecto seencuentra diferido por instrucciones recibidas mediante oficiointernoEP/GDTC-120/2005dejuniodel2005.
Porotro lado,destacaquealgunosde losproyectosdeexploraciónestándocumentadosantelaSecretaríadeHaciendayCréditoPúblico (SHCP)comoavaladosporCantarell,sinquesedesagreguen.Porello,laCNHharecomendadoquedichosproyectosllevenuncontrolindependiente de sus inversiones, objetivos, alcances y actividades, a fin de reducir la carga financierade Cantarell y dar mayor transparencia tanto a su seguimiento como al análisis del portafolio de inversiones dePEMEX,locualapoyaráenlaevaluaciónycontroldelasactividadesexploratoriasdelpaís.
Finalmente, en lo que se refiere a los 5 proyectosintegrales dictaminados en este periodo, únicamente Lankahuasa fue dictaminado en sentido negativo, talcomo se muestra a continuación:
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos20
Tabla 6. Proyectos integrales y sentido del dictamen
julio 2011- junio 2012
1) Macuspana2) Crudo ligero marino3) Lankahuasa 4) Burgos 5) Cuenca de Veracruz
Proyecto Sentido del dictamenFavorable con condicionantesFavorable con condicionantesNo favorableFavorable con condicionantesFavorable con condicionantes
Fuente: CNH.
Las razones que llevaron a la Comisión a emitir undictamen en sentido negativo sobre el proyecto integral Lankahuasafueron,principalmente,lassiguientes:
1.Elvalorpresenteneto(VPN)despuésdeimpuestos,a partir de la alternativa de exploración selecciona-daporPEMEX,esmarginal,porloqueelproyectodejaríade ser rentableen casodeque los costosaumentaranenun2%.
2. En relación con la componente de explotación, seobservaninconsistenciasenlascifrasdehidrocarbu-ros a recuperar entre el proyecto presentado para dictamenylascifrasquePEMEXentregóalaComi-siónparasustentarsusestimacionesdereservas.
3. Dentrodelasalternativasdeexplotaciónplantea-dasporPEMEXno se contempla laevaluacióndealguna con infraestructura submarina (pozos con ár-boles submarinos, plets, plems, manifolds, sistema de control,etc).
4. Lasactividades correspondientesa la componenteexploratoriaestánprogramadasparainiciarhastael2019,añoenelquelascondicionesgeneralesdelproyecto (inversión, tecnologías, etc.) habrán cam-biado.
5. Existenflujosdeefectivonegativosdespuésdeim-puestosenalgunosañosdelproyecto,porloqueesnecesarioqueseanalicenmásalternativasdeex-plotaciónquedisminuyanelriesgodenoserrenta-bles.
En congruencia con los dictámenes de los proyectos, en este periodo (2011-2012), la Comisión opinó711 asignaciones petroleras, lo cual será tomadoen consideración por la SENER para modificarlas osustituirlasentérminosdelanormativavigente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 21
II.Evaluación y verificación de reservas de hidrocarburos
La Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos establece como una de sus atribuciones realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de lasreservas de petróleo. Asimismo, el Reglamento de laLeyReglamentariadelArtículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoinstruyealaCNHparaqueapruebelosreportesdeevaluaciónocuantificacióndereservaselaborados por Petróleos Mexicanos y que otorgueun visto bueno a los reportes finales de los tercerosindependientes,aquienesPEMEXcontrateparacertificarsusreservasunavezalaño¹.
Con la finalidad de dar certidumbre al proceso derevisión y dictamen de la CNH para la aprobación y visto bueno de tales reportes, el Órgano de Gobierno delaComisiónaprobólaresoluciónCNH.07.001/10el19dejuliode2010.Dicharesolución,quefuepublicadaenelDiarioOficialdelaFederaciónel14dediciembredelmismoaño,contienelosLineamientos que Regulan el Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.
¹ Artículo 10, RLR27.² Conjunto de instalaciones que están relacionadas con la exploración y explotación de uno o varios yacimientos o campos.³ El dictamen con respecto a las reservas 1P al 1 de enero de 2010 se emitió antes de la aprobación de los Lineamientos de reservas, mediante resolución CNH.06.001/10 del 30 de junio de 2010 y el dictamen respecto de las reservas 1P al 1 de enero de 2011 se realizó a nivel región, en virtud de las disposiciones transitorias de los lineamientos.�Las regiones son divisiones administrativas determinadas por PEMEX, a saber: Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur.
El instrumento normativo referido tiene por objeto regularelprocedimientoanualporelquesedictaminarány, en su caso, aprobarán y darán el visto bueno a los reportes de evaluación o cuantificación de reservasremitidos por dicho organismo y por los organismoscertificadores(tercerosindependientes)contratadosporPEMEX.
La Comisión determinó que la aprobación y vistobueno se referiría a las categorías y nivel de agregación siguientes:
1. Anivelactivo²paralasreservas1P(probadas)dehidrocarburos³.
2. Anivel región�para las reservas2P (probadas+probables)y3P(probadas+probables+posibles).
Para realizar su labor de dictamen, la Comisión establece quesedebentomarreferenciasmetodológicastécnicasy económicas aceptadas por la industria, principalmente las de la Petroleum Resources Management System(PRMS) y las utilizadaspor laUnited States Securitiesand Exchange Commission (SEC), para el caso de lasreservas1P.
Enelcasodelvistobuenoalosreportesfinalesdeloscertificadores,laComisióndocumentalascaracterísticasprofesionalesydeindependenciaquedeberánguardarparacertificarlasreservas.
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos22
EnloquerespectaalosreporteselaboradosporPEMEXserevisalaexhaustividaddelostrabajosrealizadosensu elaboración, la coherencia entre sus evaluaciones ylas de los terceros independientes; posteriormente se identificanycuantificanlasdiferenciasentreéstas.
La evaluación de los reportes de cuantificación dereservas y su certificación es un elemento clave en losanálisis que la CNH realiza en relación con el índicede recuperación y la obtención del volumen máximo depetróleocrudoydegasnaturalenel largoplazo.Asimismo, permite identificar áreas de oportunidad endondedebetrabajarPEMEXparamaximizarlosrecursosaextraerdelsubsuelo.
Periodo 2010-2011Enelperiodocomprendidode juliode2010a junio
de2011se realizaron losprocedimientosdedictamendelasreservasdehidrocarburosdelpaísal1deenerode2010yal1deenerode2011.Elprocesotomómástiempodelquesehabíaprevistodebidoadiferenciasobservadas en el Activo Integral Aceite Terciario delGolfo(ATG).
A continuación se exponen las acciones llevadas a cabo:
Mediante la resolución CNH.06.001/10, el 30 dejunio de 2010 se aprobaron los reportes de reservasprobadas(1P)al1deenerode2012ysedioelvisto
buenoa las certificaciones realizadaspor los tercerosindependientes; dicha resolución fue notificada a laSENERyPEMEXel7dejuliode2010.
El 30 de septiembre de 2010 se aprobaron losreportes de reservas 2P y 3P de hidrocarburos al 1deenerode2010para las regionesMarinaNoreste,MarinaSuroesteySur.Asimismo, sedioelvistobuenoa las certificacionesde los terceros independientesdetodaslasregiones.
Elmontodereservas2Py3PparalaRegiónNorte,en lacualseencuentraelATG,sesujetóaunprocesode revisión debido a que las diferencias entre lasestimaciones realizadas por PEMEX y el certificadorfueronmayoresal10%conformealcriterioprevistoenlosLineamientosdereservasemitidospor laComisión.LaresoluciónCNH.E.04.001/10,notificadaalaSENERyPEMEXel26deoctubrede2010,detallaloselementosconlosquecontólaCNHparataldeterminación.
Porsuparte,medianteresoluciónCNH.E.03.001/11,del10demarzode2011,seaprobaronlosreportesdeevaluaciónycuantificacióndereservasdePEMEXparalas categorías 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 deenerode2011delasregionesMarinaNoreste,MarinaSuroesteySur,asícomolacategoría1PdelaRegiónNorte.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 23
En lo que se refiere a las reservas 2P y 3P de laRegiónNorte(enlaqueseencuentraelATG)laComisiónno aprobó los reportes de evaluación y cuantificaciónelaboradosporPEMEX,yaqueelorganismonojustificóla diferencia entre sus estimaciones y las del tercero independiente.
Las razones de las diferencias entre las estimaciones delcertificadoryPEMEXserefieren,principalmente,alo siguiente:
1. Al10demarzode2011 los resultadosobtenidosrespecto a las pruebas de recuperación secundaria y/omejorada(inyeccióndeagua)dentrodelATGnoeranconcluyentesparapoderclasificarcomore-servaslosrecursosasociadosaéstas.
2. Sepresentóunamenorrecuperaciónesperadaporpozo(productividadporpozo)enelATG.
Cabe mencionar que la CNH atribuyó dichasdiferenciasarecursoscontingentes(subcomerciales)quepodrían convertirse en reservas en función de los avances queregistraraelATG.
Con base en la atribución de la CNH para realizar estudiosdeevaluación, cuantificacióny verificacióndelas reservas de petróleo, en el resolutivo segundo de la resoluciónCNH.E.03.001/11,laComisióndeterminólosvaloresdelasreservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2011comosedetallaenlasiguientetabla:
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos24
Tabla 7. Valores de Reserva Nacional 2011Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE)
Marina NoresteMarina SuroesteNorteSurTotal
Región 1P6,283.42,076.31,435.84,000.5
13,796.0
3P12,054.3
6,383.78,770.25,724.9
32,933.1
2P9,368.03,776.33,492.25,168.8
21,805.3
Fuente: CNH.
Periodo 2011-2012Enelperiodocorrespondientedejuliode2011ajuniode2012,elgrupodetrabajoasignadoporelÓrgano
deGobiernodelaCNHtrabajóeneldictamenrelativoalaaprobacióndelosreportesdereservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2012.
Derivadodelasdiferenciasobservadaselañoanteriorenlosvaloresdereservas2Py3PdelActivoATG,laCNHllevóacabounanálisisespecíficoparasujustificación.Comoresultadodelanálisissedesprendióquelasreservas1P,2Py3PcorrespondientesalActivoATGsonelresultadodeunnuevoplandedesarrollopresentadoporPEMEX,quesecaracterizaprincipalmentepor:
1. Unamayoráreadeexplotación,alpasarde3,875km2a4,243.3km2.
2. Unarevisióndelaestimacióndelvolumenoriginaldeaceite,elcualsereducede137,289.4a81,492.5mmb.
3. Unredimensionamientodelespacioentrepozos,loquedacomoresultadounaumentoenelnúmerodepozosaperforar.
4. Unanuevafasedeproducciónsecundariamediantelainyeccióndeagua,sustentadaconunplandeimplemen-taciónyevaluacióneconómica.
5. Mejorasenlasprácticasgerencialesdelproyecto.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 25
Con base en lo descrito en los puntos anteriores la CNH estuvo de acuerdo con los siguientes resultados:
1. Elaumentoenlaproductividadpromedioporpozo.
2. Losvaloresdelasreservas1Ppor743mmbpce,querepresentaunaumentode25.5%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.
3. Losvaloresdelasreservas2Ppor6,488.8mmbpce,cifraquerepresentaunareduccióndel29.2%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.
4. Los valores de las reservas 3P por 17,036.6
mmbpce,cifraquerepresentaunareducciónmenoral1%enrelaciónconelreportedePEMEXal1deenerodel2011.
5. Elincrementodelosfactoresderecuperación,deri-vado de las mejoras al plan de explotación y de la revisióndelvolumenoriginal.
En lo que respecta al Activo Abkatún-Pol-Chuc, dela RegiónMarina Suroeste, se observó una diferenciamayor al 10% entre las estimaciones de reservas dehidrocarburosdePEMEXydelcertificador,porloquesellevó a cabo un procedimiento de análisis adicional para supresentaciónalÓrganodeGobierno.
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos26
Finalmente,mediantelaresoluciónCNH.E.01.001/12del24defebrerode2012,laComisiónresolvióaprobarlosreportesdereservas1P,2Py3Pdehidrocarburosal1deenerode2012presentadosporPEMEX,yotorgarelvistobuenoalosreportesfinalesdelascertificacionescorrespondienteselaboradosporlostercerosindependientes.
Enestesentido,conbaseenlaatribucióndelaComisiónpararealizarestudiosdeevaluación,cuantificaciónyverificacióndelasreservasdepetróleo,sedeterminaronlossiguientesvalores:
Tabla 8. Valores de Reserva Nacional 2012Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE)
Marina NoresteMarina SuroesteNorteSurTotal
Región 1P6,139.42,115.51,575.23,980.2
13,810.3
3P12,526.3
7,054.418,689.0
5,567.743,837.3
2P9,343.04,091.97,744.54,983.6
26,163.0
Fuente: CNH.
III. Opiniones técnicas a los permisos de exploración superficial
LosPermisosdeExploraciónSuperficial(PES)sonunaherramientaparaevaluarlasactividadesexploratoriasenáreasdondeaúnnosehaotorgadounaasignaciónpetrolera.ConformealArtículo11delReglamentodelaLeyReglamentariadelArtículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoy4,fracciónXVI,delaleydelaComisión,esteórgano desconcentrado debe dar una opinión técnica sobre las áreas con posibilidades petrolíferas de exploración superficial,suvalortécnicoyeconómico,riesgogeológicoytrabajosnecesariosparalaevaluacióndesupotencial.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 27
Periodo 2010-2011Enelperiodocomprendidoentrejuliode2010yjunio
de2011,laCNHemitióopinionesrespectoalosPermisosdeExploraciónSuperficialrelacionadosconlosestudiossísmicosYokaButub3D,Ixic3DyTzumat3D.
El estudio sísmico Yoka-Butub 3D se realizó en lasaguas profundas del Golfo de México, en el marco del proyecto Golfo de México B, y documentó una inversión superiora500millonesdepesosaserejercidaentreelcuartotrimestrede2010yeltercertrimestrede2011.La opinión técnica de la CNH sugirió la conveniencia del usodetecnologíasubsalina.
ElestudiosísmicoIxic3D,tambiéncorrespondientealproyectoGolfodeMéxicoB,activointegralHolok-Temoa,ydocumentóuna inversión superiora415millonesdepesosaserejercidaentreelprimertrimestrede2011yelprimertrimestrede2012.Laopinióntécnicasugirióla incorporación de un análisis de riesgos en materia de seguridadindustrial.
ElestudiosísmicodeTzumat3Dseubicóenlasaguasprofundas del Golfo de México, en el marco del proyecto GolfodeMéxicoSur,ydocumentóunainversiónsuperiora1,100millonesdepesosaserejercidaentreelsegundotrimestre de 2011 y el tercer trimestre de 2012. Laopinióntécnicasugiere,aligualqueenelcasodelPESdeIxic3D,laincorporacióndeunanálisisderiesgosenmateriadeseguridadindustrial.
En los tres casos, la CNH hizo la anotación a laSENER sobre la inconveniencia de que para efectospresupuestalesPEMEXreportealaSHCPlosproyectosexploratoriosdeaguasprofundas(GolfodeMéxicoSuryGolfodeMéxicoB),comouncomponenteexploratoriodelproyectodeexplotaciónCantarell, sinqueexistanelementosgeológicosyeconómicosqueasílojustifiquen.Enlastresopinionesemitidassesugierecorregirdichaanomalía yaquedificulta el seguimientodel proyectoCantarell, al distorsionar los costos asociados a dichoproyecto.
1. Evaluación de la exploración y explotación de hidrocarburos28
Periodo 2011-2012Enelperiodocomprendidoentrejuliode2011yjunio
de2012,laCNHemitióopiniónrespectoalPermisodeExploraciónSuperficialrelacionadoconelestudiosísmicoSayab3D.
El estudio sísmico Sayab 3D se ubica en las aguasprofundas del Golfo de México, documentado como parte delproyectoGolfodeMéxicoSuryconuna inversiónsuperiora1,500millonesdepesosaserejercidaentreel segundotrimestrede2012yelcuarto trimestrede2013.LaCNHobservóydestacóenlaopinióntécnicaque el estudio se encuentra fuera del proyectoGolfode México Sur, tal como fue presentado a dictamen.Adicionalmente, por su ubicación, la CNH sugirió, entre otros puntos la incorporación de un análisis de riesgos en materiadeseguridadindustrial.
Aligualquelasopinionespreviamenteemitidas,laCNHhizolaanotaciónalaSENERsobrelainconvenienciadequeparaefectospresupuestaleslaparaestatalreportealaSHCPlosproyectosexploratoriosdeaguasprofundas(GolfodeMéxicoSuryGolfodeMéxicoB), comouncomponente exploratorio del proyecto de explotación Cantarell sin que existan elementos geológicos yeconómicos que así lo justifiquen. Por lo anterior, sesugirió corregir dicha anomalía ya que dificulta elseguimiento del proyecto Cantarell, al distorsionar los costosasociadosadichoproyecto.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 29
Laubicacióngeográficadelosestudiossísmicosdescritossepuedeobservarenlasiguientefigura.
Figura 1. Permisos de exploración superficial otorgados
Fuente: CNH.
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos30
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 31
Como órgano regulador, la CNH tiene la responsabilidad de establecer la normativa aplicable a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.
Conforme a lo dispuesto por la Ley Reglamentaria del Artículo27ConstitucionalenelRamodelPetróleoysuReglamento, así como en la propia ley de la Comisión, PEMEXdebecumplirconlasdisposicionesadministrativas,normas de carácter general, disposiciones técnicas y demás lineamientos que emita la Comisión en elcumplimientodesusatribuciones.
LaCNHdebesupervisar,verificar,vigilaryensucaso,certificarelcumplimientodesusdisposiciones.
A continuación se expone la normativa que la CNHhaemitidoenlosperíodosdejulio2010ajunio2011ydejulio2011ajunio2012,asícomolasaccionesdesupervisiónquealrespectosehanllevadoacabo.
I.Quema y venteo de gas
De acuerdo con la ley de la CNH, uno de su principales objetivos es procurar la disminución en la quema yel venteo de gas en los proyectos de exploración y explotacióndehidrocarburos5,yaqueesunbiendelaNaciónquedebeserconservadoyaprovechadoporsuvaloryuso.
Enelaño2008sepresentaronaltosnivelesdequemayventeodegas,alcanzando la cifrade849millonesdepiescúbicosdiarios(mmpcd),incluyendoalactivodeproducción Cantarell, por lo que una de las primerasacciones de la CNH fue aprobar y publicar en el Diario OficialdelaFederación,el4dediciembrede2009,lasDisposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos.
5 Artículo 3o., LCNH.
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos32
Dichas disposiciones dan a conocer los criterios deinterpretación y aplicación para el cálculo del límite máximonacionalenmateriadequemayventeodegasnatural;asimismo,deacuerdoconelartículo5dedicharegulación, cada activo de producción debe presentar un programayplandetrabajoanualquesedocumentaenunasuscripciónpúblicadenominada“manifiesto”,enelqueseestablecenloscompromisosyaccionesespecíficasparacumplirconlasmetasyobjetivosrequeridosporlaCNH.
Enelaño2010seiniciólasupervisióndelaregulaciónemitidaparaevitaroreducirlaquemayelventeodegas.
Asimismo, durante el transcurso de 2011, la CNHcoordinóyverificóelcumplimientodelasDisposicionesy ha mantenido el continuo seguimiento del proceso,cumplimiento y evaluación de las metas establecidas enmateriadereduccióndequemayventeodegasatravés de las siguientes acciones:
• SetrabajóenestrechacomunicaciónycolaboraciónconPEMEXatravésdereuniones,comunicados,aná-lisis de información, talleres y foros de trabajo, éstos últimos con la colaboración del Global Gas Flaring Reduction(GGFR)delBancoMundial.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 33
• SerevisaronlascifrasoficialesmensualespublicadasenlaBasedeDatosInstitucionaldePEMEX(BDI)parapublicarunreportemensualdeseguimientoalaquemaoventeodegas.
• Sesupervisaronlosavancesalosprogramasdocumentadosenlosmanifiestos(unoporcadaactivo)atravésdelainformacióncontenidaenlosInformestrimestralesentregadosporPEMEX.
EnvirtuddedichasupervisiónfuequesedetectarondesviacionesalmanifiestodelactivoCantarellrespectodesusnivelesdequemaoventeodegas.
Alrespecto,eneltercertrimestrede2010seinicióunprocedimientoderevisiónconlafinalidaddeanalizarlascausasdedichasdesviacionesydeterminarlasmedidasnecesariasparacumplirconelobjetivoestablecidoparaelcierredelaño.
Derivadodedichoanálisis,enelprimertrimestredel2011,laCNHinicióunprocedimientoadministrativoporelincumplimientodelactivoCantarellyfijómedidasadicionalesparticularesparalograrlametadeaprovechamientoen2011y2012,tomandoencuentaelplancorrectivopropuestoporPEMEX,queincluyóactividadeseinversionesadicionales para la reducción de quema y venteo de gas, así como mecanismos específicos de supervisión yseguimientoporpartedelaComisión.
Enestamateria, laCNHha impulsado laformulacióne implementacióndeacciones tendentesadisminuir losnivelesdequemayventeodegas,asícomopropiciarelincrementoenlasinversiones,obrasyaccionesdePEMEXencaminadasasuaprovechamiento.
Alafechaesposibleobservarelimpactodelasaccionesemprendidasatravésdelareduccióndequemaoventeodegas,yaqueapesardelasituacióndelactivoCantarell,éstahadisminuidoconsiderablementede2009alafecha.
En2009,anivelnacional,sinconsiderarelactivoCantarell,seenviaron193mmpcddegasa laatmósfera;para2010laquemafuede140mmpcd,mientrasquepara2011fueron123mmpcdyelpromediodelprimercuatrimestredelañofuede95.2mmpcd.
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos34
Porsuparte,elactivoCantarellpasódeunaquemayventeodegasdelordende504mmpcden2009a52.6mmpcdendiciembrede2011,yparaelperiododeeneroaabrildeesteañoreportaunpromediode34.1mmpcd.
Figura 2. Quema y venteo de gas natural2009-2011
Fuente: CNH.
Aún existen retos en estamateria, por lo que laCNH se encuentra trabajando en la segunda etapade laregulaciónquepermitatomarenconsideraciónlaheterogeneidaddeloscamposproductoresdehidrocarburosalmomentodeestablecermetasdeaprovechamientodegasnatural.Conello,secontinúanimpulsandomedidasquepermitanllevaraPEMEXacumplirconlosestándaresinternacionalesdemayoreficienciaenelaprovechamientodegas,maximizandoconelloelvalordeloshidrocarburosdelaNación.
II.Reservas de hidrocarburos
LaCNHemitió laresoluciónCNH.07.001/10el19dejuliode2010,asícomosusmodificacionesaprobadasmediante la diversaCNH.E.05.001/10del 8 de noviembre,mismaque fue publicada en el DiarioOficial dela Federación el 14 de diciembre del mismo año y contiene los Lineamientos que Regulan el Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos
250
200
150
100
50
0
mm
pcd*
Total nacional sin CantarellDisminución real 2009-2011 = -36%193
161 154139 140 127 123
2009 2010 2011
600
500
400
300
200
0
mm
pcd*
Activo integral CantarellDisminución real 2009-2011 = -89%
504
50 5050
206
50 53100
2009 2010 2011
Límite máximo Manifiesto Real Tendencia real*millones de pies cúbicos diarios
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 35
Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.
El instrumento normativo referido tiene por objeto regularelprocedimientoanualporelquesedictaminany, en su caso, aprueban y se emite el visto bueno a los reportes de evaluación o cuantificación de reservasremitidospordichoorganismoypor loscertificadores,quesontercerosindependientescontratadosporPEMEX.
La instrumentación de los Lineamientos de reservas se detalló en el apartado primero del presente informe de labores,porloquecorrespondióalarevisiónydictamende losreporteselaboradosal1deenerode losaños2010,2011y2012.
III. Seguridad Industrial en aguas profundas
Laexplosiónocurridael20deabrilde2010enelyacimiento Macondo, operado por la empresa BritishPetroleum, dejó ver la necesidad de reforzar la regulación enmateriadeseguridadindustrialenaguasprofundas.
Debido a este suceso y al interés de PEMEX porrealizar trabajos de perforación de pozos exploratorios en aguas profundas, la CNH se avocó al establecimiento de las condiciones necesarias de seguridad industrial paradichostrabajos.
Fueasíqueel15dediciembrede2010elÓrganode Gobierno de la Comisión aprobó las Disposiciones Administrativas de Carácter General que Establecen los Procedimientos, Requerimientos Técnicos y Condiciones Necesarias en Materia de Seguridad Industrial que deberán observar Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, para Realizar las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en Aguas Profundas (Disposicionestécnicas),lascualesfueronpublicadasenelDiarioOficialde laFederaciónel11deenerodelaño2011.
Las Disposiciones técnicas tienen por objeto establecer los requerimientos de seguridad industrial que PEMEXdeberá acreditar y mantener actualizados, con el objeto
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos36
dequelaComisiónevalúeysupervisequelostrabajosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundas se realicen conforme a las mejores prácticas de la industria y protegiendo en todo momento la integridad de las personas, de las instalaciones y del medioambiente.
Asimismo, establece los elementos que requerirá laCNH en materia de seguridad industrial al dictaminar los proyectosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundas.
Loanterior,tomandoenconsideraciónquelasactividadesdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenaguasprofundasdenuestropaísrepresentanretosespecíficosydemayorcomplejidadalosenfrentadosalafecha,porlocualPEMEXdebedesarrollarnosólonuevastécnicas,tecnologías y metodologías para la gestión de estos proyectos, sino también la experiencia y la normativa adecuada.
De acuerdo con estas Disposiciones, PEMEX debeacreditarantelaComisiónquecuentacon:
• Capacidadtécnica,operativae infraestructurane-cesaria,ya seapropiaoadquiridamediantecon-tratos, para desarrollar proyectos de exploración y explotacióndehidrocarburosenaguasprofundas.
• Suficienciadecoberturasfinancierasosegurosparaenfrentarposiblescontingenciasyresarcircualquier
dañooperjuicioeconómicooambientalquesege-nere a causa de las obras u operaciones de la indus-triapetroleraenaguasprofundas.
• Previsionescontractualesparacontarconelapoyode prestadores de bienes o servicios relacionados conlacontencióndeposiblessiniestros.
• Planesyprocedimientosparalaatencióndecontin-gencias.
• Sistemasdeadministraciónderiesgosparalaiden-tificación,análisisymitigacióndelosriesgosdees-tasactividades.
• Normatividadinterna,estándaresymejoresprácti-cas respecto de los elementos técnicos y puntos críti-cos, así como relacionados con los análisis de riesgos ysusplanesdemitigación.
• Sistemasdeindicadoresdelcumplimientodelanor-matividadinterna.
• Previsionesorganizacionalesparalaadministraciónde la continuidad del conocimiento y desarrollo de personalcapacitado.
Porotrolado,lasDisposicionesestablecenquePEMEXdebe notificar a la Comisión sobre la perforación denuevospozosenaguasprofundasalmenosquincedíasantes del inicio de movimiento de equipos para lostrabajos de perforación, y remitir la información que
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 37
se detalla a continuación, con la finalidad de que laCNH conforme los expedientes y emita los dictámenes y opinionesquecorrespondan:
• LospermisosquelaSENERuotrasautoridadesesta-blezcan,previoaliniciodedichasobras.
• Laidentificacióndelasinstalacionesquesoportarándichostrabajos.
• Elcalendariodetrabajoyrelacióndepersonaldi-rectivo,técnicoyoperativoalcualquedaránampa-radaslasactividades.
• Los estudios de caso específicos de seguridad delproyecto.
• EldocumentoVCDquesoporta laejecuciónde lasobras.
Las Disposiciones contemplan que derivado de lainformaciónqueproporcionePEMEXencumplimientodelasmismas, laCNHemitiráopinionesespecíficasenlasquemanifiestesusconsideracionessobresielorganismodescentralizado está asumiendo riesgos superiores a su capacidad actual de operación o de respuesta a contingencias o siniestros, si cuenta con los elementos necesarios para iniciar nuevos trabajos de perforación, los elementos que deben desarrollar, así como lasrecomendacionesquedaráalaSENERparaquelastomeenconsideraciónalotorgarpermisosoasignaciones.
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos38
La regulación en materia de actividades en aguas profundas implica un trabajo de largo plazo, pues existirá una curva de aprendizaje durante los inicios en la operaciónde este tipodeproyectos. Se esperarealizaruntrabajoconjuntoconPEMEXyconelInstitutoMexicanodelPetróleo (IMP), conelfindeadicionarala normatividad existente las insuficiencias detectadas,riesgosidentificadosynuevasprácticasinternacionales.
Enloquerespectaalasupervisióndelainstrumentaciónde la regulación en seguridad industrial en aguas profundas se realizaron las siguientes acciones:
• SerevisóelEstudioGeneraldeSeguridadparalasActividades en Aguas Profundas con los avances y cumplimiento de:
- Laacreditacióndelasuficienciatécnicayoperativa,propiaoadquiridamediantecontratacióndebienesoservicios.
- Elcumplimientodelascoberturasfinancierascontin-gentesydeloselementostécnicosypuntoscríticos.
- Delosplanesyprocedimientosparalaatencióndecontingencias o siniestros para las actividades en aguasprofundas.
- Lainstrumentaciónyfuncionamientodelsistemadeadministración de riesgos para la identificación,análisis y mitigación de los riesgos de estas activida-desydeorganizacióndelanormatividadinterna.
- Laorganizaciónycertificacióndelanormatividad,estándares y procedimientos internos para la miti-gaciónde los riesgosy consecuencias inherentesaestasactividades.
- Losindicadoresdecumplimientodelanormatividadinterna.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 39
- Elplandedesarrolloorganizacionalparalasactivi-dadesenaguasprofundas.
• Se revisó el Reporte Anual de las Actividades enAguas Profundas relacionado con los diagnósticos del cumplimiento de la normatividad por proyecto, los hallazgos detectados en las auditorías, los re-portes de la revisión y análisis de las bitácoras, las contingenciasacontecidasenelperiodoylaidentifi-cacióndelasáreasdeoportunidad.
Con base en dichadocumentación, el 11de ju-nio del 2012, elÓrgano deGobierno de la Co-misiónexpidió la resoluciónCNH.E.08.002/12porlaquelaComisiónNacionaldeHidrocarburosemi-te su evaluación del cumplimiento de la resolución CNH.12.001/10porpartedePEMEXylaopinióncorrespondientealaSecretaríadeEnergía.
A través de la mencionada resolución, la Comisión es-tablecequePEMEXentregóinformaciónparaaten-derlosrequerimientosestablecidosenlasDisposicio-nes administrativas, así como los elementos técnicos y normativos específicos en materia de seguridadindustrial en aguas profundas necesarias para reali-zardichasactividades.
Adicionalmente,laCNHidentificódiversasáreasdeoportunidad y de mejora, y emitió observaciones, conlafinalidaddequePEMEXlleveacabolasac-ciones necesarias para reforzar la seguridad de sus
sistemasydemásactividadesenaguasprofundas.Enestesentido, laCNHestimónecesarioseñalaralaSENERquepararealizartrabajosdeperforaciónsimultánea en más de dos pozos en aguas ultrapro-fundas,aúnexistenelementosespecíficosquePEMEXdebefortalecerydocumentar.
Porloanterior,serecomiendaalaSENERreservarselafacultaddeestablecerrequerimientosespecíficosen materia de seguridad industrial para el otorga-miento de permisos o autorizaciones para la perfo-ración de pozos en aguas profundas y ultraprofun-das.Esto,conbaseenlosretostécnicosespecíficosqueimpliquenlostrabajosdeperforacióndecadapozo.
De igual forma,esopiniónde laComisiónque laSENER considere las observaciones y evaluacionesque realizaráesteórganodesconcentradoenma-teria de seguridad industrial para cada uno de los pozosaserperforadosenaguasprofundas.
• Por otro lado, se revisó la información correspon-dientealosavisosdeperforacióndelospozosHux-1, Nen-1, Talipau-1, Puskon-1, Kunah-1, Caxa-1,Trión-1,Supremus-1yKunah-DL.
RespectodelospozosTrión-1ySupremus-1seemi-tieronopiniones,yseremitieronalaSENER,conlafi-nalidaddequefuerantomadasenconsideraciónalotorgarselospermisosespecíficosdesuperforación.
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos40
Próximamente se emitirá la opinión relativa al pozo Maximino-1.
Mediante la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones administrativas, la CNH busca constatar que los trabajos en aguas profundas se realicen deformaeficienteyconformealasmejoresprácticasdelaindustria,yqueseprotejanentodomomentolaseguridaddelaspersonas,instalacionesymedioambiente.
Dichasaccionesserealizarándemaneraestrechaenel corto plazo y se trabajará de manera coordinada con PEMEX y la SENER, tomando en consideración lamagnitudqueimplicanlostrabajosenaguasprofundas,la peligrosidad que representan, la experiencia deMéxicoen lamateriay la inversiónrequerida.Enestesentido, se continuará el seguimiento a la evaluación del cumplimiento de las Disposiciones, y se establecerá una agenda de trabajo con el operador para la emisión de normatividad técnica complementaria para las actividades en aguas profundas y el fortalecimiento de lasDisposicionesadministrativas.
IV. TalleresEn relación con el tema de seguridad industrial en
aguas profundas, anteriormente descrito, y mediante la resoluciónCNH.03.006/12de fecha15demarzode2012,laCNHinstaurólarealizacióndetalleresparalarevisión de la información de la perforación de nuevos pozosenaguasprofundas.
Asimismo, dicha resolución regula la emisión delas opiniones que se desprendan de dicha revisión,en términos de las Disposiciones administrativas de carácter general en materia de seguridad industrial en aguas profundas y de acuerdo con las facultades de la Comisiónparainstaurarprocedimientosadministrativos.
Con base en dicha resolución fueron analizadas yopinadas las perforaciones de los pozos Trión-1 ySupremus-1,cuyasopinionesseencuentranpublicadasenla página de internet de la Comisión como resoluciones CNH.E.07.001/12yCNH.E.07.002/12.
V. MediciónUn elemento fundamental en la regulación del sector
de exploración y producción es la correcta medición de los flujos de hidrocarburos a lo largo de toda lacadena productiva. Esto no sólo permite cuantificarcorrectamente la producción, sino también identificaráreasdeoportunidadenlaoperacióndelsector.
La reducción en la incertidumbre de la medición fiscal, así como en la de la quema y venteo de gasimplica menores pérdidas económicas, desperdicio de energíanorenovableyemisionesdecontaminantes.Elestablecimiento de sistemas de medición es un trabajo conjunto de largo plazo entre las agencias reguladoras ylascompañíasdelsector.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 41
En el caso deMéxico, PEMEX estableció los “PlanesRectoresparalaMedicióndeHidrocarburosenPEMEXPEP” 2007-2010 y 2011-2025, donde se describíanaspectos generales sobre la situación de los sistemas de medición.
Sin embargo, considerando que la medición dehidrocarburos era un tema demayor relevancia parala Nación, mediante una reforma a la Ley Federal de Derechos,elCongresodelaUnióninstruyóaPEPcontarcon sistemas de medición de volúmenes extraídos de petróleo crudo y gas natural, instalados en cada pozo, campoypuntodetransferenciadecustodia.Loanterior,con base en los lineamientos para la medición de los citadosvolúmenesqueemitieralaComisión6.
La CNH realizó la investigación y el análisis de la situación actual del sistema de medición en nuestro país, consideró las mejores prácticas de la industria y trabajó conjuntamenteconPEMEXyconelInstitutoNacionaldeMetrología (INM). Como resultado, el 30 de junio de2011sepublicaronenelDiarioOficialdelaFederaciónlos Lineamientos técnicos de medición de hidrocarburos, que fueronaprobadosel16de juniodeeseañoporparte del Órgano de Gobierno, mediante resolución CNH.06.001/11.
Dichos Lineamientos tienenpor objeto establecer loselementos,requerimientostécnicosyoperacionalesquedebenobservarseenlaplaneación,diseño,operacióny
6 Artículo 258 Quintus, LFD
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos42
evaluacióndelossistemasdemedicióndehidrocarburos,ydesarrollarsistemastelemétricosconfiablesysegurosquegenerendatosadisposicióndelaSHCP,delaSENERydelapropiaComisión,confinesfiscales,operacionalesy referenciales7.
DeacuerdoconlosLineamientos,PEMEXestáobligadoa mantener un estricto control de la cuantificación delos hidrocarburos a través de un sistemadegestión ygerencia de la medición de los volúmenes y la calidad de los hidrocarburos que se producen, transportan,almacenanotransfierenencustodiaohastaeldespachopara su ventaaotra subsidiaria, oparaexportación.LaCNHtambiénrequierequelossistemasdemediciónseanauditadosporunterceroindependiente.
Asimismo, se regulan los procesos de revisión, evaluación y supervisión del cumplimiento de los principios y criterios generales de medición de los hidrocarburos en lasactividadesdeexploraciónyproduccióndelosmismos.
Uno de los temas más relevantes para la Comisión es la disminución de los grados de incertidumbre de la medición de hidrocarburos en los diversos puntos,tomando en cuenta que para su transferencia entresubsidiarias, y para su venta o exportación, éstos, deben serlosmásexactos.
Por ello, para dar cumplimiento al programa de revisiónydiagnósticoinicialdelasituaciónqueguardan7•Medición Fiscal: Resultado de la cuantificación de volumen y calidad, obtenido a partir de sistemas de medición, y que es aplicado de manera oficial para la comercialización de hidrocarburos y pago de las contribuciones correspondientes.•Medición Operacional: Se realiza mediante el uso de equipos de medición en campo, sin propósitos de transferencia de custodia, venta interna o externa. La medición operacional es la requerida para el buen control de los procesos, de los pozos, separación, deshidratación, desgasificación, etc., así como de los niveles de los tanques de almacenamiento.•Medición Referencial: Medición que es comparada, calculada y utilizada con datos procedentes de los sistemas de medición con menor incertidumbre, estableciendo los principios de cómo corregir los valores producidos considerando que la medición más confiable es la que se realiza en los puntos de venta por estar más estables y limpios los productos.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 43
los sistemas de medición, y con el objeto de estructurar las metas de cumplimiento a ser establecidas en el Plan Estratégicoparaelaño2012yparaelperiodo2013-2015,PEMEXylaComisióndebencontarconunplandetrabajo, con el objeto de dar cumplimiento a los niveles máximos de incertidumbre conforme a la siguiente tabla:
Tabla 9. Niveles máximos de incertidumbre
1/ La incertidumbre de los volúmenes extraídos de aceite y gas es de referencia y será ajustada con el resultado de las auditoríasquesellevaránacaboduranteelperiodojulio-diciembre2011.
2/Losvolúmenesdeaceiteygasnocontienenagua.
Tipo de Medición Incertidumbre2012
Incertidumbre2015
Gas 2/Aceite2/
Incertidumbre2012
Incertidumbre2015
Volúmenes extraídos en pozos y primeras baterías1/
Volúmenes exportados
Transferencia de custodia activos-GTDH
(entrega-recepción)
Venta subsidiarias
±15.0%
±0.3%
±1.0%
±0.3%
±8.0%
±0.25%
±0.5%
±0.25%
±15.0%
N/A
±5%
±2.0%
±10.0%
N/A
±2.0%
±1.0%
2. Regulación y supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos44
de datos y sistemas de tecnología de la información con las que cuente ese organismo descentralizado,ademásdeexpedir los instructivosquedebeobservarpara proporcionar la información de los proyectos de exploraciónyextracción,informesydatosquelesolicite.
Conbaseendichasatribuciones,durantelosprimerosaños de funciones, la CNH ha solicitado diversainformaciónatravésderequerimientosdirectosaPEMEXemitidosenformadeoficios,conplazosespecíficosdeatención,decuyocumplimientohadependidoengranmedida la conformación de bases de datos y los estudios hastalafecharealizados.
Transcurridaesta etapadeaprendizaje, laCNH hadetectado algunas de las necesidades específicas deinformaciónquepuedesolicitardemaneraperiódicaatravésdereportes.
Por lo anterior, la CNH se ha dado a la tarea dedesarrollarinstructivosdesolicitudesdeinformaciónque,atravésdeformatosqueestablezcanconclaridadlosplazosytipodedatosrequeridos,actualicencontinuayperiódicamenteinformacióndePEMEXrelacionadaconlosrubrosdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos.
Enestesentido,endiciembredelaño2011,elÓrganode Gobierno emitió la resolución CNH.E.09.002/11por la que la CNH emite el instructivo que PEMEX ysus organismos subsidiarios deberán observar para
A raíz de la publicación de los Lineamientos técnicos de medicióndehidrocarburos,laCNHtrabajóconjuntamenteconPEMEXparainiciarsuinstrumentación.Afinalesdelsegundosemestrede2011yaprincipiosdelaño2012,la Comisión recibió el Diagnóstico inicial de medición y el PlanEstratégicodeMedición2012.
Dichos documentos son analizados por la ComisiónconlafinalidaddeemitiropinionesalosmismosydarseguimientoalcumplimientodePEMEXendichamateria.
La supervisión al cumplimiento de estos Lineamientos se intensificará hacia finales del año 2012, ya queconstituye un tema de la mayor importancia en materia demediciónfiscal,perotambiénparadisminuirdeformaconstante los grados de incertidumbre en los puntos de transferenciayenpozosyprimerosseparadores.
VI. Instructivos
LainformacióntécnicadehidrocarburosenrubrosdeexploraciónyexplotaciónesmateriaprimaparalaCNH.A partir de ésta, es posible realizar análisis, estudios, evaluaciones y dictámenes para cumplir con la regulación ysupervisióndelasactividadesquelecompeten.
EsporelloqueelCongresodelaUniónyelEjecutivoFederalconfirieronalaCNHlasfacultadesderequerira PEMEX toda la información técnica necesaria parael ejercicio de sus atribuciones, acceder a las bases
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 45
proporcionar la información relativa a los contratos integralesdeexploraciónyproduccióndehidrocarburosquecelebrenconpersonasfísicasomorales.Loanterior,con la finalidad de recibir la información que debeinscribirse en el Registro Petrolero en términos de lo establecidoporelartículo4,fracciónXXIdelaleydelaCNH.
Asimismo, en el mes de febrero de 2012 se emitióla resoluciónCNH.02.001/12,por laque laComisiónemiteel instructivoquePEMEXdeberáobservarparaproporcionar la información relacionada con las oportunidades exploratorias, éstas entendidas como unaacumulaciónpotencialdehidrocarburoquerequierede mayor evaluación y datos para considerarlo como prospecto.Esdecir,pararealizarelanálisisdecálculode los recursos prospectivos del país es necesario conocer el número de las oportunidades exploratorias, suporcentajedeéxitopromedioysutamaño,asícomoelconocimientogeológicoylamadurezdelosplays.
Enmarzodelpresenteaño,elÓrganodeGobiernoemitiólaresoluciónCNH.03.007/12ylaCNH.03.008/12atravésdelascualesseinstruyeaPEMEXaentregarinformación relacionada con el Artículo 10 de lasDisposiciones administrativas de carácter general en materia de seguridad industrial en aguas profundas, así comorelativaalacarteradeproyectos,respectivamente.
Enelprimer caso,dicho instructivo tiene lafinalidadde recibir información sobre los nuevos pozos a perforar enaguasprofundas,aefectodequelaComisiónestéenposibilidaddeemitirsurespectivaopinión.
En el segundo caso, la CNH requiere informaciónrelacionada con el escenario de cartera de proyectos, el cual representa el conjunto de actividades planeadas en unhorizontedetiempo,quedefineaspectostalescomoinversión, producción, metas físicas y costos, entre otros, que al ser evaluados tienen como objetivo identificary planear el desarrollo de proyectos para maximizar el valor económico de los hidrocarburos, considerandounequilibrioentreloscostos,beneficios,riesgoyvalor.Asimismo, un escenario de cartera de proyectos busca alinear cada uno de estos en lo individual y en su conjunto, con la política energética del país, así como con la estrategia de negocios y con la capacidad de recursosdeloperador.
Actualmente, la CNH trabaja en coordinación con PEMEXenlaintegracióndelos instructivosdereservasdehidrocarburos,deexplotación,dederramesyfugas,asícomodemedición.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos46
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 47
I. Elementos técnicos en apoyo a la determinación de la plataforma de producción y la tasa de restitución de reservas
Las primeras dos atribuciones establecidas por el PoderLegislativoenelartículo4delaleydelaComisiónNacional de Hidrocarburos están relacionadas con aportarloselementostécnicosparaeldiseñoydefiniciónde la política de hidrocarburos del país y participarconlaSecretaríadeEnergía,enladeterminacióndelapolíticaderestitucióndereservas.
Considerandoqueen losúltimos30añosunade lasprincipalesdificultadesquehaenfrentadoelsectordeexploraciónyexplotacióndehidrocarburosenMéxicoeslafaltadepolíticaenlamateria,laCNHharealizadoungranesfuerzoparaidentificarlosprincipalesretosyoportunidadesdelsector.
Periodo 2010-2011Duranteelperiodocomprendidoentrejuliode2010y
juniode2011,laCNHelaboróeldocumentodenominado“Elementos Técnicos para el Diseño y Definición de laPolíticadeHidrocarburos”.Dichodocumento,entregadoa la Secretaría de Energía el 1 de marzo de 2011,plantealoselementostécnicosquesedebenconsiderarenlaelaboracióndelapolíticaenlamateria.
La principal problemática del sector de exploración y explotaciónqueseanalizaeslafaltadeplaneaciónalargoplazoqueenfrentalaindustria.
Las principales recomendaciones expuestas son:
• SibienlosproyectosdeaguasprofundasydelAc-tivo IntegraldeAceiteTerciariodelGolfo(Chicon-tepec)debenmantenersedentrodelaagendape-troleradelpaís,serequieredesarrollarprimerolas
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos48
capacidades tecnológicas, económicas y administra-tivasnecesarias.Serecomiendanoapresurarseenel desarrollo de ambos tipos de proyectos, y en el casoparticulardeChicontepecsesugierecontinuarcon los estudios del subsuelo y los laboratorios de campo antes de seguir con la estrategia actual de explotaciónmasiva.
• Concentrarlosesfuerzosdeexploraciónydesarrolloenlasaguassomerasyentierra,yaqueahíseen-cuentracasiel50%delosrecursosprospectivosdelpaís.
• Incrementarsustancialmentelaactividadexplorato-riaenelpaís.
• Debidoalaltoporcentajedecamposqueseencuen-tran en declinación o plateau, se recomienda una línea estratégica de acción para desarrollar un plan generalderecuperaciónmejoraday/osecundaria,quepermitaoptimizar la fasefinaldeproduccióndedichoscamposyasíelevarelfactorderecupe-ración.
• Establecer un plan nacional estratégico de explo-ración y producción degas no asociado, a fin defortalecerlatransiciónenergéticanacional.
Periodo 2011-2012Enelperiodocomprendidoentrejuliode2011yjunio
de 2012, la CNH elaboró el estudio “Plataforma deProducción y Restitución de Reservas de Hidrocarburos 2012-2026”.EnélsepresentanlasestimacionesanualesdelaComisiónparaelperiodo2012-2026respectoalo siguiente:
• Produccióndereservas.
• Restitucióndereservas
• Pozosexploratoriosaperforar.
• Pozosdedesarrolloaperforarportipodehidrocar-buro.
• Equiposdeperforaciónrequeridosporregión.
• Inversionesenexploraciónrequeridas.
• Inversionesenexplotaciónrequeridas.
Dicho documento, cuyo objetivo era proveer deelementos técnicos a la Secretaría de Energía paraanalizar los escenarios de producción presentados porPEMEX, fuepresentadoa ladependenciafederalen distintas reuniones de trabajo en el marco de la elaboracióndelaEstrategiaNacionaldeEnergía(ENE).Las principales conclusiones del estudio son las siguientes:
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 49
• Elescenariodeproducciónyrestitucióndereservas,presentadodentrodelaENEcomoescenario,esfactibledesdeelpuntodevistadelpotencialderecursospetroleros.Noobstante,paraalcanzarlasmetasmenciona-das,elpaísrequiere:
- Triplicarlainversiónenexploraciónylaactividadexploratoria.Estodebeiniciaralabrevedad,yaquecadaañoderetrasoponeenriesgoelcumplimientodelasmetasestablecidas.
- Incrementarenmásdeldobleelnúmerodepozosdeexplotaciónaperforar.Elaumentomássustantivodeberáserenlasregionesmarinas.Cabemencionarqueen2011PEMEXperforóalrededorde40po-zosdeexplotaciónenlasaguassomerasdelpaís,yen2026serequeriránmásde210pozosenaguassomerasymásde100enaguasprofundas.
- Comoconsecuenciadelamayoractividaddeperforacióntambiénserequiereincrementarelnúmerodeequiposdeperforacióndisponiblesenelpaís.
- El número de campos de aceite en operación en el país también deberá crecer sustancialmente, para pasarde392camposen2011amásde800,en2026.Esprimordialqueelmayoraumentosesusciteencamposdeaguassomeras,dondeactualmentePEMEXopera43campos;en2026deberáoperar245,esdecir,6vecesmás.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos50
II. Documentos técnicos
Un elemento de gran importancia en la planeación de la exploración y explotación de los hidrocarburosdelpaíseslafacultadquetienelaCNHparaformularpropuestas técnicas para optimizar los factores de recuperaciónenlosproyectosenlamateria.Enusodedicha atribución, la Comisión elaboró 2 documentostécnicoscomoherramientadeinvestigaciónyanálisisenel sector:
a) DT-2. La tecnología de exploración y producción en México y en el mundo
Endiciembrede2011,laCNHpublicóelDocumentoTécnico-2 (DT-2), “La Tecnología de Exploración yProducciónenMéxicoyenelMundo:SituaciónActualyRetos”, el cual presenta un diagnóstico del estado de la tecnología utilizada para las actividades de exploración yproducciónenMéxicoyenelmundo.
Mediantedichoestudiosecomprobólarelacióndirectaentre los precios y el desarrollo de nuevas tecnologías, yaqueduranteperiodosdepreciosbajos la inversiónen desarrollo de tecnologías fue menor. Además,debe destacarse el desempeño de las compañíasinternacionales, las cuales, en busca de nuevos yacimientos en zonas difíciles (aguas profundas, ultraprofundas o shalegas)invirtieronennuevastecnologíastalcomolasísmica3D.Enloanteriordebetomarseencuentaque
susmotivacioneshanestadoencaminadasalaseguridadenergética, reducción de importaciones y desaceleración enelcambioclimático.
El documento también señala que a pesar de losesfuerzosquePEMEXharealizadoenlosúltimosaños,nohapodidocerrarlabrechatecnológica,principalmentepor falta de personal capacitado, una estructura organizativaadecuadayrezagoenlamateria.
DentrodelasrecomendacionesdelDT-2seencuentranlas siguientes:
• Énfasiseneldesarrollodereservasprobadas.
• Implementacióndealgunastecnologíascríticas,comolarecuperaciónsecundariaomejorada.
• Exploración y explotación de nuevas fuentes deenergíacomoelshalegas.
• Cambiosorganizativosyaumentodepersonal ca-pacitado.
• Mayorparticipacióndeinstitucionesdeinvestigacióny educación como el Instituto Mexicano del Petróleo, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Cona-cyt), laUniversidadNacionalAutónomadeMéxico(UNAM)yelInstitutoPolitécnicoNacional(IPN).
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b) DT-3. Clasificación de proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos
Conelfindejerarquizarlosproyectosdeexploracióny producción de hidrocarburos de acuerdo con surentabilidad, incertidumbre y volumetría y con ello aportarelementostécnicosparaeldiseñoydefinicióndelapolíticadehidrocarburos,laCNHrealizóelDocumentoTécnico-3 (DT-3): “Clasificación de los Proyectos deExploraciónyExplotacióndeHidrocarburos”.
Segúneldocumentodereferencia,elprimerpasoparajerarquizar losproyectosdeexploraciónyexplotaciónesconceptualizarlos,estoes,identificarcuáleslaunidadeconómica relevante, que se denominó “proyecto deinversión”o“proyecto”.
Las compañías certificadoras de reservas dehidrocarburostomancomounidadeconómicarelevanteelcampopetrolero.Conformeadichalógica,ladefinicióndeproyectoqueseempleóenelDT-3fuelasiguiente:
• Paraproyectosdeexplotación(desarrollodereser-vas),campocuyareserva2Pseasuperiora10mi-llonesdebarrilesdepetróleocrudoequivalente.
• Paraproyectosenexploración,localizaciónaproba-dacuyorecursoprospectivomedioseasuperiora10millonesdebarrilesdepetróleocrudoequivalente.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos52
Bajo esta definición, de un total de 683 camposcon reservas de hidrocarburos y 275 localizacionesexploratorias aprobadas, se identificaron un total de383 proyectos, de los cuales 184 son proyectos deexplotacióny199proyectosdeexploración.
Debido a lo anterior, a partir de la evaluación de cada uno, en el documento se realizó la descripción estadística de los indicadores de rentabilidad, incertidumbre, materialidad (medida con reservas 2P y recursoprospectivomedio)yfondeo.
Los indicadores se calcularon con base en información proporcionadaporPEMEXyempleandometodologíasde uso general, entre las que se encuentran el valorpresente neto, el valor presente de inversiones, las razones financierasyladesviaciónestándardelaestimacióndereservasydelosrecursosprospectivos.
Enestedocumentono se incorporaronproyectosquePEMEXnohubieraevaluadoniidentificado,como:
• Proyectosde recuperación secundariay/omejora-da.
• Proyectosdeexploraciónsubsalina.
• Proyectosdegasdelutita.
Si bien estos sonproyectos fundamentalespara unacorrectaclasificacióndeltotaldeproyectosenelpaís,nosecuentaconinformaciónparaello.
Esimportantemencionarquealgunosdelosproyectosarriba mencionados podrían ser sumamente rentables y competirconlosqueactualmenteexisten.
Dentro del documento de trabajo DT-3 también seexcluyóelvalorqueagregaalosproyectoslaposibilidaddemodificarelplandeinversiónalolargodesuvida(loquecomúnmentesevalúamedianteopcionesreales).
CabemencionarqueelanálisisrealizadoenelDT-3noessuficienteparajustificarlaasignaciónderecursosfinancieros a ciertos proyectos; sin embargo, sirve deherramientadeanálisisparaestudiar si lasdecisionesde inversión tomadas encuadran en una estrategia de generacióndevaloreconómico.
Lacaracterizaciónde losproyectos identificadosconbase en sus indicadores de rentabilidad, incertidumbre, materialidad y fondeo arrojó las siguientes conclusiones:
• LosproyectosdeChicontepecpresentanbajosnive-les de rentabilidad y elevada incertidumbre respec-to al total de proyectos y no sólo en relación con los deexplotación.
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• El100%delosproyectosenChicontepecseencuen-tra en el grupo de menor rentabilidad y mayor in-certidumbre.Apesardeesto,el75%deéstostie-nenrecursosasignadosen2011oen2012.
ElpresupuestoejercidoenChicontepecdurante2011ascendióa26,744millonesdepesos,querepresen-tael12%del totalde inversiónenexploraciónyproduccióndePEMEX,ysignificóel86%delpresu-puestoejercidoparaexploraciónenesemismoaño.
• Variosproyectosexploratoriossecomparanfavora-blemente en términos de rentabilidad y volumetría conrespectoaotrosdeexplotación.
El30%delosproyectosconmayorrentabilidadyvolumetría son exploratorios; sin embargo, apenas el22%delosexploratoriosseencuentrafondeado.Elpresupuestoejercidoen2011paraexploraciónfue de 31,133 millones de pesos, que representóapenasel13.5%deltotalderecursosdePEMEX.
Los proyectos exploratorios se muestran competitivos en términos de rentabilidad y volumetría, a pesar de queelVPNpodríasubestimarsuverdaderarentabi-lidad.Destacaquelaevaluaciónrealizadanocon-sidera las dependencias existentes entre objetivos exploratorios,yaqueelincorporarestainformación
aumentaría la rentabilidad de éstos al considerar laposibilidaddemodificarelplandeinversiónalolargodelavidadelproyecto(loquecomúnmentesevalúamedianteopcionesreales).Elanálisisrespecti-voserátemadeundocumentoposterior.
• Losproyectosexploratoriosenaguassomeraspre-sentan un indicador de rentabilidad significativa-mente superior a los de aguas profundas y una me-nor incertidumbre. Esto es, los proyectos en aguassomeras dominan tanto en rentabilidad como en in-certidumbrealosdeaguasprofundas.
Conformealametodologíapresentada,el75%delos proyectos exploratorios en aguas profundas pre-sentanunindicadorderentabilidadnegativo.
• Losproyectosdegasnoasociadosonatractivoseco-nómicamente; sin embargo, no pueden competir en términos de rentabilidad con los de aceite, debido a queéstospresentanunindicadorderentabilidad5vecessuperioralosdegasnoasociado.
Losproyectosdegasnoasociadoqueseubicanenlacuenca de Veracruz y Macuspana se concentran en losdecilesdemayorrentabilidad.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos54
III. Estadísticas de eficiencia operativa
Hastahaceunosañoselaccesoalainformaciónsobreindicadoresdeoperación,financierosyestadísticosdelsector petrolero en el país era limitado; en un principio la únicafuentedeinformacióneraPEMEX,yposteriormentesecreóelSistemadeInformaciónEnergética(SIE).
Dentro de las atribuciones de la CNH está la de dar seguimiento y analizar los principales indicadores de PEMEX,asícomoestablecermecanismosdeevaluacióndelaeficienciaoperativaenlaexploraciónyexplotaciónde hidrocarburos.Conbaseenestemandato legal, ybajo la premisa de transparencia de la información, la CNH desarrolló y publicó en su página webwww.cnh.gob.mxunaseriedereportesdehidrocarburosque buscan dar seguimiento puntual a las principalesvariablesenmateriadeexploraciónyexplotación.
Periodo 2010-2011
Enelperiodocomprendidoentrejuliode2010yjuniode2011,laCNHpublicólossiguientesindicadores:
• Seguimiento del proyecto Aceite Terciario del Gol-fo (ATG). Este reporte tiene como objetivo monito-rear mensualmente la producción del proyecto según sus principales áreas y compararla con la estimada por PEMEX en su Programa Operativo TrimestralI.Unbuen indicadorde laeficienciaoperativade
un proyecto es la desviación de las estimaciones de producción respecto a la observada; entre mayor sea la diferencia entre la producción observada con laestimada,mayorserálaineficienciaoperativadelproyecto.
• Seguimiento de la Quema y Venteo de Gas. Este reporte tiene como objetivo publicar el cumplimiento delasmetasenmateriadequemayventeodegasestablecidasporPEMEX.
• Reporte del POT-I de PEMEX. Este reporte brinda la posibilidad de dar seguimiento al Programa Opera-tivoTrimestralIparaefectosdeanálisisdeeficienciaoperativaenmateriadeexplotacióndecampos.
• Indicadores de perforación. Un indicador clave en la medición de eficiencia operativa es la relaciónentreequiposdeperforaciónypozosperforados;bajoestaidea,dichoindicadorseactualizatrimes-tralmente.
Periodo 2011-2012Enelperiodocomprendidoentrejuliode2011yjunio
de2012,laCNHpublicólossiguientesindicadores:
• Indicadores de producción de gas natural. Tienecomo objetivo reportar mensualmente la producción degasnaturaldelpaís,poractivodeproducción.
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• Indicadores operativos del campo Akal del Activo de Producción Cantarell.TienecomoobjetivoconocerlaeficienciaoperativaenlaexplotacióndelcampoAkal;darseguimientomensualalaproduccióndeaceite,gasyaguaporzonadeexplotacióndelyacimiento,asícomoalapresiónyrelacióngas/aceite.Igualmenteanivelpozoseanalizaladistanciaacontactogas-aceite,contactoagua-aceiteycierreyreaperturadepozos.Adicionalmente,enotroreportesepresentalainformaciónhistóricadelosindicadoresdescritos.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos56
Figura 3. Reporte operativo del campo Akalwww.cnh.gob.mx/indicadores
KL 78 94 86 49 40 6 -3NW 220 83 84 58 41 36 -79NE 142 92 67 47 25 25 -13SW 92 49 20 0 6 3 -1SE 105 43 11 7 7 9 -2C-43 192 N/D N/D N/D N/D 8 -13
Producción observada y pozos operando (Histórico y últimos 12 meses)
Campo AkalProm.
2000-2007 2008 2009 2010 2011 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 Prom.Aceite (mbd) 1,741 934 541 366 314 316 300 296 272 261 252 264 249 244 247 240 235 247Gas (mmpcd) 688 1,576 1,452 1,217 1,015 996 891 884 869 861 873 936 935 930 931 937 935 925Agua (mbd) 4 56 62 68 103 115 113 110 96 100 101 118 119 116 103 95 92 106Pozos Oper. (núm.) 191 171 162 152 161 184 173 162 158 165 163 161 173 166 171 176 169 168
Relación Gas/Aceite observada por bloque, promedio de los pozos (pc/bl) (Histórico y últimos 12 meses)
BloqueProm.
2000-2007 2008 2009 2010 2011 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 Prom.C-43 501 3,962 2,470 7,760 10,305 17,252 10,494 8,429 12,417 11,821 3,413 4,973 5,814 4,117 2,116 3,515 2,551 3,786KL 393 1,182 2,433 3,355 3,043 3,101 2,578 2,722 3,125 3,437 4,217 4,181 6,782 4,873 5,399 5,912 6,446 5,402NE 452 3,718 6,820 9,562 8,476 11,973 5,717 5,363 5,537 8,777 6,574 7,901 8,440 7,603 7,320 6,773 7,758 7,481NW 400 2,237 5,381 7,169 6,083 7,320 6,132 5,601 5,440 5,645 5,235 4,372 7,532 6,511 6,049 6,355 4,102 5,737SE 460 4,981 7,099 9,176 5,373 3,389 2,635 4,695 10,226 10,307 2,841 2,038 2,323 3,971 4,736 4,147 3,683 3,391SW 411 3,398 5,062 4,664 3,496 3,522 2,653 2,206 3,962 3,640 3,665 2,906 2,705 2,994 3,030 3,124 3,376 3,114
Total Akal 421 2,977 5,216 6,364 5,013 5,708 3,920 3,813 5,403 5,896 4,293 4,094 5,163 4,796 4,814 4,912 4,685 4,680
Presión por bloque /3 (kg/cm2) Variación de la presión por bloque (%) Cierre y reapertura de pozos cíclicos 2012 /4 (núm.)
Bloque Prom. 2001-2007
2008 2009 2010 2011 2012 Bloque Acum. 2001-2007
2008 2009 2010 2011 2012 Acum. 2001-2012
Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
C-43 103.3 96.6 90.3 81.2 74.3 74.0 C-43 -4.9% -3.1% -6.5% -10.1% -8.5% -0.4% -29.3% Cierres 9 17 28 19 18 24 22 137KL 85.4 61.3 53.8 46.3 46.2 46.2 KL -35.0% -8.9% -12.3% -14.0% -0.2% -0.1% -55.5% Reaperturas 2 11 27 14 19 23 13 109NE 99.4 86.8 75.8 72.6 72.1 71.8 NE -11.7% -6.2% -12.7% -4.2% -0.8% -0.4% -31.5%NW 98.4 81.6 71.6 66.0 65.2 65.1 NW -15.3% -8.1% -12.3% -7.8% -1.3% -0.2% -37.9% Terminaciones y Reparaciones Mayores de pozos 2012 /5 (núm.)SE 100.0 91.9 89.8 89.0 88.3 87.1 SE -9.8% -2.8% -2.3% -0.9% -0.7% -1.4% -16.9% Actividad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TotalSW 99.9 92.5 87.8 87.4 87.0 86.3 SW -9.4% -2.6% -5.1% -0.4% -0.4% -0.8% -17.6% Terminaciones 2 2 1 0 1 0 1 7
Total Akal 97.7 85.1 78.2 73.7 72.2 71.7 Total Akal -14.3% -5.1% -8.2% -5.7% -2.1% -0.6% -31.4% Rep. mayores 6 6 4 6 4 4 8 38
* Abreviaturas: CGA= Contacto Gas-Aceite, mv = metros verticales, mv/año = metros verticales por año, mbd= miles de barriles diarios, mmpcd= millones de pies cúbicos diarios, pc/bl = pies cúbicos por barril, num.= número, kg/cm 2 = kilogramo por centímetro cuadrado.
Reporte Operativo del campo Akal del Activo de Producción Cantarell /1
Julio de 2012
A-A' Norte
B-B' Sur
Espe sor
(mv) 2007 2011 2012 /2
Velocidad promedio de avance del CGA (mv/año)Blo que
Zona2008 2009 2010
C-3
17C
-33H
C-5
5HC
-108
8S
IHIL
-9S
IHIL
-7S
IHIL
-23
C-1
008
C-3
057
C-3
094H
C-2
119
C-3
068
C-3
006D
C-1
034
C-3
004
C-1
024D
C-1
026
C-1
046
C-1
024
C-3
054
C-1
012
C-1
006
C-1
028D
C-1
028
C-1
014
C-1
012D
C-3
017
C-3
034
C-3
096
SIH
IL-1
9C
-102
6DC
-104
8DC
-98D
C-1
047D
C-3
050
C-1
029
C-3
007D
C-9
7DC
-302
9DC
-93D
C-1
148
C-7
5DC
-307
7C
-308
5C
-305
6C
-99
C-1
019
C-3
089
C-3
018
C-3
047D
C-5
3DC
-100
1AC
-300
5DC
-95D
C-3
003D
C-1
023
C-3
099H
C-3
035D
C-1
027D
C-3
045D
C-3
007
C-3
084
C-3
065
C-3
020
C-3
045
C-1
067D
C-3
072
C-3
003
C-3
030
C-1
090
C-1
061D
C-3
081
C-1
021D
C-3
059H
C-1
048
C-1
063D
C-1
065D
C-3
095H
C-3
085D
C-9
1DC
-304
7C
-103
1DC
-300
2DC
-106
8DC
-304
2C
-300
1C
-303
2DC
-308
3C
-61
C-2
062
C-2
078
C-2
074
C-2
072
C-4
064
C-2
102
C-2
078D
C-4
2C
-206
1C
-209
4DC
-44
C-2
076D
C-2
078A
C-2
084
C-4
2HC
-210
4C
-207
6C
-206
0HC
-205
8C
-2H
C-2
092
C-2
091
C-2
239
C-2
222
C-8
8HC
-38
C-2
054
C-1
001
C-2
8C
-6A
C-2
29C
-448
DC
-225
7C
-247
DC
-8D
C-2
098H
C-4
71C
-4D
C-4
31C
-46
C-2
45C
-487
C-2
297
C-4
75C
-476
C-8
6DC
-285
C-5
8C
-207
C-2
6DC
-245
DC
-488
C-2
293
C-4
73C
-468
DC
-225
7DC
-46D
C-3
013
C-4
90H
C-2
295D
C-4
48C
-474
C-2
299D
C-2
8DC
-489
DC
-227
DC
-68D
C-3
012
C-4
35C
-227
9C
-210
1HC
-265
C-4
09C
-36D
C-3
083D
C-4
27C
-408
DC
-470
C-2
275A
C-2
135
1,500
1,700
1,900
2,100
2,300
2,500
2,700
2,900
3,100
3,300
3,500Cima del pozo Base del pozo Contacto Gas-Aceite
Producción 2000-2012Mapa de bloques del campo Akal
W EBloque KL Bloque NW Bloque NE
78 mv
220 mv 142 mv
W EBloque SW
Bloque C-43Bloque SE
192 mv105 mv92 mv
KLNW
NE
SW SE
C43
A A´
B B´
A
B
A´
B´
Bloques y ventanas de producción en Akal
Norte
Sur /1 Akal es el principal campo del Activ o de Producción Cantarell. La información tanto histórica como del mes reportado es la proporcionada por Pemex Ex ploración y Producción mediante los reportes de seguimiento mensual (actualizada al 24-08-2012). /2 Promedio 2012 de enero a julio. Pemex reporta que en marzo realizó mediciones en los niv eles de los bloques C-43, NW y SE, mismos que al compararlos con los reportados anteriormente significarían un retroceso en el av ance, de ahí las cifras presentadas./3 Se utilizaron promedios móv iles de 3 meses. El promedio 2012 se calcula de enero al mes del reporte./4 Los pozos cíclicos son aquellos que presentan una alta RGA o un alto % de agua, y por ello son cerrados para estabilizarse y posteriormente, son reabiertos. El último mes reportado en los cierres es preliminar, debido a que hasta que ocurre más de un mes sin producción éste se oficializa./5 Las terminaciones y reparaciones may ores de pozos están reportadas con base en la fecha de entrada en operación./6 La distancia que determina si un pozo está dentro o fuera del CGA es con base en su cima y al promedio aprox imado del niv el del CGA del bloque, el cual puede presentar div ersas profundidades dentro del mismo, por lo que la distancia al
2012
Distribución de pozos operando durante el mes de julio de 2012 y su distancia respecto al contacto promedio Gas-Aceite en cada bloque /6
Espesor de la ventana de aceite y velocidad de avance del CGA* por bloque
2012
Prod. aceite = 3 mbdProd. gas = 11 mmpcd
Prod. aceite = 34 mbdProd. gas = 213 mmpcd
Prod. aceite = 28 mbdProd. gas = 217 mmpcdPozos operando = 23
Prod. aceite = 40 mbdProd. gas = 194 mmcdPozos operando = 32
Prod. aceite = 58 mbdProd. gas = 125 mmpcdPozos operando = 25
Prod. aceite = 72 mbdProd. gas = 175 mmpcd
C-43 KL NE NW SE SW
Prof
undi
dad
(mv)
Total de pozos operando en el campo Akal en la zona de gas = 57 pozos
Total de pozos operando en el campo Akal en la zona de aceite = 112 pozos
2011
20122011
2011Histórico
1,3581,602
1,8122,0422,052
1,9451,713
1,402
934
541366 314 316 300 296 272 261 252 264 249 244 247 240 235517 580 659 744 747 708 662
885
1,5761,452
1,2171,015 996 891 884 869 861 873 936 935 930 931 937 935
0
400
800
1,200
1,600
2,000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
ago-
11
sep-
11
oct-1
1
nov-
11
dic-
11
ene-
12
feb-
12
mar
-12
abr-
12
may
-12
jun-
12
jul-1
2
Aceite (mbd) Gas (mmpcd) Agua (mbd)
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 57
• Indicadores operativos de los campos Ku, Maloob y Zaap del Activo Ku-Maloob-Zaap. Actualmente, el ac-tivoKu-Maloob-Zaapeselprincipalproductordeaceitedelpaís,porloquedarleseguimientoalaeficienciaoperativadesuexplotaciónesdegranimportanciaparalaCNH.Enestereportesedaseguimientoalapro-duccióndeaceite,gasyaguaporcampo,asícomoalapresiónyrelacióngas/aceite.Igualmenteanivelpozoseanalizaladistanciaacontactogas-aceite,contactoagua-aceiteycierreyreaperturadepozos.
• Indicadores de producción y distribución.Comocomplementoaloslineamientostécnicosdemedicióndehi-drocarburos,laCNHdefinióestereporteparaelseguimientoalaeficienciaoperativaenlamedicióndepro-ducciónydistribución.
Figura 4. Reporte de producción y distribución de hidrocarburoswww.cnh.gob.mx/indicadores
Producción y distribución de aceite(Miles de barriles diarios)
I II III IV Prom Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Prom
Producción 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,576 2,572 2,558 2,525 2,547 2,550 2,518 2,543 2,550 2,540 2,542 2,538 2,523 2,536
Distribución 2,986 3,106 3,163 3,358 3,363 3,320 3,234 3,058 2,754 2,594 2,549 2,547 2,534 2,458 2,522 2,515 2,451 2,469 2,490 2,459 2,472 2,442 2,410 2,456
Refinación2\ 1,367 1,349 1,447 1,509 1,489 1,487 1,445 1,356 1,347 1,362 1,191 1,163 1,189 1,171 1,166 1,172 1,218 1,256 1,187 1,227 1,272 1,258 1,231 1,235
Exportación 1,620 1,757 1,716 1,848 1,874 1,833 1,789 1,701 1,407 1,232 1,358 1,384 1,345 1,288 1,357 1,343 1,233 1,213 1,303 1,232 1,200 1,183 1,179 1,220
Diferencia total 25.6 21.4 14.0 13.3 20.2 13.5 21.8 17.9 37.4 8.0 27.1 24.4 24.1 66.6 24.3 34.9 66.5 74.3 60.0 81.0 69.9 96.3 112.5 80.0
Diferencia porcentual(producción - distribución)
0.8% 0.7% 0.4% 0.4% 0.6% 0.4% 0.7% 0.6% 1.3% 0.3% 1.1% 1.0% 0.9% 2.7% 0.9% 1.4% 2.6% 2.9% 2.4% 3.2% 2.8% 3.8% 4.5% 3.2%
Notas:1\ Promedio móvil a seis meses de las diferencias entre la producción nacional de aceite y el volumen de aceite distribuido (Exportación+Refinación).2\ Aceite entregado a "Refinación", a "Maquila", a la "Cangrejera" y a "La Venta" del Balance de distribución de crudo .3\ Diferencia entre el volumen de aceite producido y distribuido como porcentaje de la producción.Fuente: Base de Datos Institucional de PEP (BDI al 27-ago-12). Reportes consultados: Producción de crudo por proyecto y Distribución de crudo .
Página 1 de 2
Diferencia entre producción y distribución3\
Julio de 2012
2003 2004
Distribución de aceite(Miles de barriles diarios)
Reporte de producción y distribución de aceite
2005 2006 2007 20082011 2012
Concepto 2009 20102000 2001 2002
Producción menos distribución de aceite1\
(Miles de barriles diarios)
2,98
63,
106
3,16
33,
358
3,36
33,
320
3,23
43,
058
2,75
42,
594
2,54
92,
547
2,53
42,
458
2,52
22,
451
2,46
92,
490
2,45
92,
472
2,44
22,
410
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
I-201
1II-
2011
III-2
011
IV-2
011
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
2012
Refinación
Exportación 0.8%
0.7%
0.4%
0.4% 0.
6%0.
4% 0.7%
0.6%
1.3%
0.3%
1.1%
1.0%
0.9%
2.7%
0.9%
2.6% 2.
9%2.
4%3.
2%2.
8%3.
8%4.
5%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
I-201
1II-
2011
III-2
011
IV-2
011
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
2012
-20
0
20
40
60
80
100
ene-
00ju
l-00
ene-
01ju
l-01
ene-
02ju
l-02
ene-
03ju
l-03
ene-
04ju
l-04
ene-
05ju
l-05
ene-
06ju
l-06
ene-
07ju
l-07
ene-
08ju
l-08
ene-
09ju
l-09
ene-
10ju
l-10
ene-
11ju
l-11
ene-
12ju
l-12
Promedio móvilTendencia
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos58
• Indicadores de la actividad exploratoria. Al igual que enmateria de explotación de hidrocarburos,laCNHdefinió los indicadoresdeeficienciaope-rativa en lo que se refiere a la exploración; conéstos se elaboró un reporte cuyo objetivo es dar seguimiento, entre otros elementos, a los siguientes puntos: éxito exploratorio, restitución de reservas por nuevos descubrimientos y total, resultado de la perforacióndepozosexploratorios.
• Indicadores de volumen de petróleo crudo de-rramado y fugas de gas natural. En un esfuerzo conjunto con la Procuraduría Federal de Protección alAmbiente(Profepa), laCNHpublicóelreportede volumen de crudo derramado y fugas de gas natural, que tiene como objetivo dar seguimientoalaeficienciaoperativaenrelaciónconelmedioambiente.
• Indicadores financieros y precio de hidrocarbu-ros.Un indicadorclavedelaeficienciaoperativade un proyecto de exploración o explotación de hidrocarburos es la rentabilidad antes y despuésde impuestosdedichasactividades.Conesteob-jetivo laCNHpublicóeste reportefinancieroqueda seguimientoanuala los resultadosdePEMEX.Como complemento también se publica un reporte depreciosdehidrocarburosparaefectosderefe-rencia.
Finalmente, en este periodo, la CNH publicó las series históricas mensuales desde 1960 de los siguientesindicadores, a nivel campo:
• Produccióndepetróleo.
• Produccióndegasnatural.
• Pozosproductoresdepetróleo.
• Pozosproductoresdegasnatural.
IV. Registro de Información Geológica y Registro Petrolero
Registro de Información GeológicaEl Registro de Información Geológica (RIG) surgió
enelmarcodelaReformaEnergéticade2008,comorespuesta al compromiso del Gobierno Federal en la transparencia y acceso a la información. Conforme ala Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, este órgano debe recabar, analizar y mantener actualizada la información y estadística geológica y geofísica, entre otrosindicadores.
Asimismo, el Ejecutivo Federal, a través del Reglamento de la LR27 integró el RIG en el SistemaNacional deInformación de Hidrocarburos (SNIH), el cual tienecomo objeto sistematizar y mantener actualizada la
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 59
información relevante en la materia de los registros administrativosdenaturalezadeclarativa.
Conforme al Reglamento mencionado, el RIG está a cargo de la CNH y debe contener los estudios de cuencas que han sido exploradas o explotadas, asícomo los sistemas petroleros, la información geológica de pozos exploratorios y la actualización de los recursos prospectivos.
En este sentido, el RIG se constituyó como un sitio electrónico en el que la CNH integra y publica lainformacióngeológico-petroleradecaráctertécnicoqueconsideraelprocesodeexploracióndePEMEX.Dichainformación es validada y actualizada por el organismo descentralizado,porloquesuintegraciónsetraduceenunesfuerzoconjunto.
LainformaciónconlaquecuentaactualmenteelRIGes la siguiente:
• Provinciasgeológicas(48),definidasporpolígonosquerepresentanlasáreascartografiadasdelasu-perficie sólidadelplaneta, caracterizadaspor susrocas,estructurayporunasecuenciadeeventosqueintegranunahistoriaevolutivasingulardiferentealade las áreas adyacentes, las cuales están separadas porlímitesestratigráficos,tectónicosoporambos.
• Provincias petroleras (12), que reflejan las áreasdonde existen cantidades comerciales de petróleo,
delascualesseissonproductoras:Sabinas-BurroPi-cachos,Burgos,Tampico-Misantla,Veracruz,Surestey Golfo de México Profundo; seis tienen potencial petrolíferomedio-bajo:PlataformadeYucatán,Cin-turónPlegadodeChiapas,CinturónPlegadodelaSierraMadreOriental,Chihuahua,GolfodeCali-forniayVizcaíno-LaPurísima-Iray,
• Sistemas petroleros (16), donde se localizan lasáreas del país con roca generadora activa, su red natural de distribución y los descubrimientos de la ocurrenciadepetróleogenéticamenterelacionados.
• CuencasPetroleras,dondesepublicalainformacióngeológica correspondiente a los pozos explorato-rios,tipodecuencasysusrecursosprospectivos.
El RIG funciona a base de una aplicación interactiva defácilmanejoquepermitelavisualización,consultaymanejodelosdatostécnicosdisponibles.Suinformaciónse administra y consulta en capas de información organizadasy clasificadasa travésdevistasquevandesdeunabúsquedaanivelregionalhastaunaaescalalocal.Cadaunadelascapasdespliegaunafichatécnicaresumen o bien un documento en formato PDF, el cual puedefácilmenteexportarseoimprimirse.
Es importante destacar que dada la característicapública de la información, el sitio se puede nutrir de las observaciones de especialistas del sector y del público
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos60
engeneralatravésdelcontactowebmasterdelaaplicación,generandocomentarios,loscualessonconsideradosparalamejoradelsistema.
Actualmente, la CNH cuenta con un programa para la actualización y mejora de la aplicación RIG, así como de la información publicada en éste en cumplimiento al mandato legal y reglamentario y buscando publicar información útilyaccesibleparalasociedad.
Figura 5. Registro de Información Geológicawww.cnh.gob.mx/rig/
Fuente: CNH
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 61
Registro Petrolero
El Registro Petrolero es otra fuente de información de carácter público que administra la Comisión, tambiénintegrantedelSNIH,alquepuedeaccederseatravésde su página web. Conforme lo dispuesto por la leyde la Comisión, ésta da a conocer mediante el Registro Petrolero:
• Sus resolucionesyacuerdos, los cuales reflejan lasdecisiones adoptadas por el Órgano de Gobierno enelejerciciodesusatribuciones.
• Losdictámenes,disposicionesynormasqueexpida,quesondocumentosynormativaemitidaencumpli-mientoasusatribucionesdeevaluaciónyregulación.
• Losconvenios,contratosyactosjurídicosquedebanconstar en el Registro de acuerdo con la normativa queemitalapropiaComisión.
• Losdecretosdeocupaciónprovisionalydeocupa-cióndefinitiva,odeexpropiacióndeterrenosqueserequieranparalaindustriapetrolera,queobrenenelCatastroPetrolero.EnesterubrosehaceunenlacealCatastroqueesresponsabilidaddelaSENER.
• LasasignacionesdeáreasparalosefectosdelArtí-culo5delaLR27queobrenenelCatastroPetrole-ro.EnesterubrosehaceunenlacealCatastroque
esresponsabilidaddelaSENER.
• Los Decretos Presidenciales, que establecen zonasdereservaspetrolerasqueincorporanodesincorpo-ranterrenosalasmismas,queobrenenelCatastroPetrolero.EnesterubrosehaceunenlacealCatas-troqueesresponsabilidaddelaSENER.
• Los demás documentos que señalen otros ordena-mientos.
Actualmente, la CNH continúa trabajando en la mejora delprogramaquealojaelregistropetrolero,medianteeldesarrollodeunanuevaherramientaqueharámásaccesible y rastreable la información al público en general.
Noobstanteyconelfindetransparentarelquehacergubernamental y difundir su contenido, desde junio de 2010, la CNH pone a disposición del público, losacuerdos y resoluciones del Órgano de Gobierno, los dictámenes de proyectos, opiniones técnicas, normativa ydemásdocumentos técnicosen lapáginawebde laComisión.
3. Planeación de la exploración y explotación de hidrocarburos62
Figura 6. Normativawww.cnh.gob.mx
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 63
Figura 7. Acuerdos y Resoluciones
4. Relaciones Interinstitucionales64
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 65
Periodo 2010-2011
I. Foro internacional de reguladoresEl Foro Internacional de Reguladores, IRF por sus
siglaseninglés(InternationalRegulatorsForum),esunaorganización no oficial que agrupa a reguladores dehidrocarburos a nivel mundial que se especializan ypreocupan por la seguridad industrial en operaciones costa afuera. Los miembros que componen el forose caracterizan por estar interesados en compartir experiencias, visiones y comparar diferencias entre sus regulaciones.
La CNH, como regulador de reciente creación, detectó queelserpartedeesteforolebrindaríalassiguientesoportunidades:
• Conocerlasmejoresprácticasinternacionalessobreregulación en materia de seguridad industrial y pro-tecciónambiental.
• CrearvínculosentreMéxicoylareddereguladores,permitiendo el intercambio de experiencias y visio-nes.
• Tenerderechoa revisionesyasesoríasenmateriade seguridad industrial por parte de entidades re-guladorasconmayorexperiencia.
• Fortalecerlatransparenciaenlapublicacióndein-formación en seguridad industrial al llevarla a un nivelinternacional.
LaCNHsehainvolucradoendosdelosproyectosmásrecientes del Foro Internacional de Reguladores:
• CapacidaddeOperación,correspondealaaseso-ría solicitada por la CNH para determinar la capa-cidaddePEMEXparaoperarenaguasprofundasy ultra profundas. A la fecha, se han organizadoreuniones con diversos miembros del foro para iden-tificarloselementosquepuedenserutilizadosparaeldiagnóstico.
4. Relaciones Interinstitucionales66
• MedicióndelDesempeño,documentalatransparen-cia en la información, uno de los principales objeti-vosdelforo,porloquecadamiembrodebeenviary publicar estadísticas relacionadas con sus activi-dades para mantener actualizada la página del IRF.LaCNHtrabajaeneldiagnósticoparadeter-minarelestadoenelqueseencuentralaseguridadindustrial en el sector petrolero en México, y para identificarlasáreasdeoportunidadymejoraenlascualesesnecesarioenfocarse.
Los próximos pasos de la CNH serán:
• Exponerlosavancesenmateriaderegulaciónbasa-daendesempeño.
• Presentarlasregulacionesenmateriadeseguridadindustrialenaguasprofundasydequemayventeodegas;asícomoloslineamientosdediseñodepro-yectos y de medición, los cuales se alinean con los objetivosdelIRF.
• Aportar,compararyrecibir investigacionesyestu-dios relacionados con la seguridad industrial costa fueraenelsectorpetrolero.
• MejorareldesempeñodelaCNHcomoreguladory colocarlo a la vanguardia internacional al tener acceso a asesorías, proyectos y mesas de trabajo queprocurenel intercambiodevisiones,experien-cias, críticas y discusiones que giren entorno a unambientedemejoraysuperación.
II. Fondo Sectorial SENER-CONACYTDesdesucreación,laCNHhaparticipadoenlaComisión
deEvaluacióndelFondoSectorialCONACYT-SENER-Hidrocarburos.EstefondoseconformadeacuerdoconelArtículo254Bisde la LeyFederaldeDerechos, elcualindicaquePEMEXdeberárealizarunpagoanualcorrespondienteal0.65porcientodelvaloranualdelpetróleocrudoygasnaturalextraídosenelañocomoderechoparalainvestigacióncientíficaytecnológicaenmateriadeenergía.Deesteporcentaje,el63porcientosedestinadirectamentealFondoSectorialCONACYT-SENER-Hidrocarburosparalainvestigación,más2porcientoadicionalparalaformaciónderecursoshumanosespecializados en la industria petrolera. Dicho fondotiene por objeto:
• La investigación científica y tecnológica aplicada,tantoalaexploración,explotaciónyrefinacióndehidrocarburos,comoalaproduccióndepetroquími-cosbásicos.
• La adopción, innovación, asimilación y desarrollotecnológico.
• La formación de recursos humanos especializadosenlaindustriapetrolera,afindecomplementarlaadopción, innovación, asimilación y desarrollo tecno-lógicoqueimpulsaráelfideicomiso.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 67
La participación de la CNH en el fondo está fundamentada en los artículos 3° y 4° de su ley decreación,demaneraquefomentaelusodelatecnologíamás adecuada para la exploración y explotación de hidrocarburosy,asimismo, contribuyeen laevaluación,aprobación y seguimiento de los proyectos de investigaciónrelacionadosconelsector.
III. Colaboración en la alianza de México con el GGFR del World Bank
Conjuntamente con la SENER y PEMEX, desde 2010laCNHhaparticipadoendiversasactividades,forosytalleresqueformanpartedelaalianzaenlaqueMéxicoparticipa con el Banco Mundial a través del programa denominadoGlobalGasFlaringReduction(GGFR).
Dichoprogramareúnearepresentantesdelosgobiernosde los países productores de petróleo, las empresas de propiedadestatalylasprincipalescompañíaspetrolerasinternacionalesparareducirlaquemadegas,medianteel intercambio de mejores prácticas globales y la ejecucióndeprogramasespecíficosdecadapaís.
Periodo 2011-2012
IV. Instituto Mexicano del PetróleoA partir de 2010, la CNH comenzó un proceso
de fortalecimiento de sus capacidades técnicas y tecnológicas, por lo que recurrió al InstitutoMexicanodelPetróleo(IMP)enbuscadeapoyo.El15deoctubrede 2010 se formó un grupo de trabajo entre elComisionado Presidente y los cinco comisionados de la CNH y el Director General del IMP y sus cinco Directores deárea,conelfindeformalizarunConvenioGeneral
4. Relaciones Interinstitucionales68
deColaboración.Derivadodelasreunionesrealizadas,el15deagostode2011sefirmóelConvenioGeneraldeColaboraciónCNH-IMP.
Dicho documento tiene por objeto definir el marcogeneral para la colaboración entre la CNH y el IMP en el desarrollodeproyectosespecíficos,seminarios,talleres,metodologías y propuestas tecnológicas en diferentes áreas de oportunidad; así como el apoyo de personal especializado para emitir recomendaciones técnicas en lasáreasdeexploraciónyexplotacióndehidrocarburos,principalmente.Losalcancesdelconvenioseclasificaronen tres categorías:
1. Colaboraciónparaeldesarrollodeproyectos.
2. Transferencia tecnológica, experiencias y leccionesaprendidas.
3. Intercambio de información en áreas tecnológicasdeinterés.
Paralaconsecucióndelosalcancesdefinidosparticipanprincipalmente las áreas de exploración, explotación, perforación y terminación de pozos, así como seguridad ymedioambiente.
Asimismo, con base en éste se podrán celebrar convenios específicosdecolaboraciónparatrabajarentemasdeinterés mutuo, tales como capacitación y capacidades tecnológicas.
V. Sistema de Clasificación Marco de las Naciones Unidas (UNFC-2009)
La CNH es integrante del grupo de expertos del sistema para la clasificación de reservas y recursosminerales de las Naciones Unidas y actualmente trabaja en la iniciativa para la implementación en México de la“ClasificaciónMarcodelasNacionesUnidasparalaenergíafósilylosrecursosyreservasmineralesUNFC-2009”.
Estametodologíaesunsistemaparalaclasificaciónyla presentación de información sobre la energía fósil y losrecursosyreservasmineralesquepuedeaceptarsea nivel universal y proporciona una estructura única, en la cual se pueden enmarcar los estudios internacionales sobre la energía y los minerales, analizar las políticas gubernamentales de ordenación de los recursos, planificar losprocesos industrialesyasignarel capitaldemaneraeficiente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 69
Como parte de este esfuerzo, los días 27 y 28 deseptiembre se llevará a cabo en México el primer taller relacionado coneste sistemade clasificaciónderecursos.Aestetallerseesperalaasistenciadeexpertosinternacionales,asícomodelasNacionesUnidas.
VI. Participación en Congresos/Foros internacionales
La CNH participa activamente en las actividades delGrupodeTrabajodeEnergía(GTE)delaAlianzaMéxico-CanadáatravésdelComitéTécnicodePetróleoy Gas (CTPG). Los miembros de esta organizaciónaprobaron proveer de un marco para facilitar el diálogo entre representantes de los sectores público y privado de ambos países, incrementar la comunicación bilateral entre los reguladores y establecer mecanismos de intercambio de información entre sus gobiernos para temasrelacionadosconlapolíticaenergética.
El7y8deabrilde2011secelebrólaReuniónPlenariade la Alianza en la Ciudad de México, durante la cual sesionóelGTE.LaDelegaciónMexicanafueintegradaporrepresentesdelaSENER,CNH,PEMEX,Conacytyelsectorprivado.Derivadodelencuentro,elGTEacordótrabajar en los siguientes objetivos y proyectos:
• Cooperaciónentecnologíaypolíticasrelacionadasconeldesarrollodecrudospesados.
• RecuperaciónMejoradadePetróleo.
• Seguridad industrial en exploración y produccióncostafueradehidrocarburos.
• Fondospara investigaciónydesarrollodetecnolo-gía.
• Shalegasygasnatural.
• Capturaysecuestrodecarbono.
• Biocombustibles.
VII. Convenio General de Colaboración con el Centro Nacional de MetrologíaEl31deenerode2012,laCNHcelebróunconvenio
de colaboración con el Centro Nacional de Metrología (CENAM) que tiene por objeto establecer las bases ymecanismos de cooperación para el desarrollo conjunto de programas, estudios y proyectos en materia de investigacióncientífica,capacitacióndelpersonal,apoyoen visitas de verificación y auditorías a sistemas demedición.
Para la Comisión resulta de la mayor importancia estableceryfortalecerlazosconinstanciasque,comoelCENAM,mejorenelcumplimientodelafinalidaddeesteórgano, tomando en cuenta su experiencia y grado de especialidadtécnica.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación70
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 71
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación72PROYECTOS DE EXPLORACION
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 73
Pilar de Akal Nte. P10 1,936Lum- Balam Media 2,599Kayab P90 3,566
sep-12 TomonBisik
Pilar de Akal Nte. 32 -90Lum- Balam 18 - 80Kayab 22 - 66Tomon 15 - 22Bisik 15 - 17
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
1. Proyecto Campeche Oriente (Exploración)
Localización: se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a la costa del Estado de Campeche; colinda con la isóbata de 500 m y el proyecto Progreso (norte), con la línea de costa del Estado de Campeche (sur) y con la isóbata de 500 m y los proyectos Campeche Poniente y Campeche Oriente Terciario (oeste); cubre un área de 61,246 km2
Áreas del proyecto: Pilar de Akal norte, Lum-Balam, Kayab, Tomon, Bisik.Objetivo : Incorporar reservas de aceite pesado, ligero y gas con un volumen que varía de 1,936 mmbpce en el percentil 10 a 3,566 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,599 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por facies terrígenas y lutitas del jurásico y carbonatos y dolomías del cretácico (mesozoico); en el terciario, secuencia terrígena y sedimentos siliciclásticos con arcillas, lutitas y arenas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 91 pozos exploratorios en un período de 16 años (2011-2026); adquirir 1,000 km2 de sísmica 3D; obtener 55 estudios geológicos, 1 geofísisco (sísmica 3D) y 65 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 91,292 mmp (estratégica 88,982 mmp y operacional 2,310 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
1,216 692 212,583 877 32
Volumen prospectivo
7,6342,074 728 23769 147 8
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
992 155 7Proyecto 7,634 2,599 91 Probalidad de Éxito
Área del proyecto
Comercial
Indicadores económicos /1
Geológico
mmpesos 233,470 13,835 Costos por barril de pce*mmpesos 88,318 88,318 (dólares por barril de pce*)
VME/VPI pesos/pesos 2.64 1.04Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 3.34 1.04
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 11.1
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 65.3 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.25.63.3
32 - 9018 - 8022 - 6615 - 2215 - 17
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
050
100150200250300350
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
20
40
60
80
100
120
140
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación74
P10 607Media 1,081P90 1,997
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
Reforma Terciario 6,405 1,081 84
Proyecto 6,405 1,081 84
2. Proyecto Reforma Terciario (Exploración)
Localización: Se ubica en el sureste de México, comprende la parte norte del Estado de Chiapas, parte oriental de Tabasco y parte occidental de Campeche; colinda con la Laguna de Términos y el Golfo de México (norte), el Estado de Campeche (oriente), Guatemala (suroriente) y la porción central del Estado de Tabasco y los proyectos Simojovel, Cuenca de Macuspana y Litoral de Tabasco Terrsetre (occidente); cubre una superficie de 23,428 km2.Área del proyecto: Reforma Terciario.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 607 mmbpce en el percentil 10 a 1,997 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,081 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por dolomías y arcillas del jurásico y facies carbonatadas del cretácico (mesozoico); dolomías y lutitas arenosas, calcáreas y arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 84 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); adquirir 10,120 km de sísmica 2D y 1,050 km2 de sísmica 3D; obtener 45 estudios geológicos y 4 geofísiscos (sísmica 2D y 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 25,520 mmp (estratégica 23,309 mmp y operacional 2,211, mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
6,405
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 68,297 18,185 Costos por barril de pce*mmpesos 16,287 16,287 (dólares por barril de pce*)
VME/VPI pesos/pesos 4.19 1.12Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 4.11 1.25
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 10.1
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.9 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
3.93.72.5
Geológico
11 - 30Reforma Terciario 11 - 30
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
20
40
60
80
100
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 75
P10 553Media 858P90 1,334
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
Simojovel 2,915 858 78
Proyecto 2,915 858 78
3.Proyecto Reservas Simojovel (Exploración)
Localización: Se ubica en la porción norte del Estado de Chiapas y suroeste de Tabasco; limita al norte con los municipios Cunduacán, Centro y Cárdenas, al oeste con Huimanguillo, al este con Jalapa, Tacotalpa y Sabanilla y al sur con Rayón, Copainalá y Simojovel, en Chiapas; cubre una superficie de 4,802 km2.Áreas del proyecto: Simojovel.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 553 mmbpce en el percentil 10 a 1,334 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 858 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por calizas arcillosas y carbonatos entre el jurásico superior y cretácico del mesozoico; en el terciario, por terrígenas (lutitas, limos y arenas).Estrategia de Exploración: Perforar 78 pozos exploratorios en un periodo de 22 años (2011 - 2032); considera la adquisición de 3,511 km2 de sísmica 3D (4 cubos sísmicos y 48 estudios geológicos).Inversión y costos: Inversión exploratoria 22,494 mmp (estratégica 20,569 mmp y operacional 1,925 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
2,915
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 17,043 17,043 (dólares por barril de pce*)mmpesos 85,504 33,249
VME/VPI pesos/pesos 5.02 1.95Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 4.51 1.43
9.2
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 75.2 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
3.82.82.6
Geológico
16 - 63 16 - 61Simojovel
Costos por barril de pce*
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
05
10152025303540
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación76
P10 166Media 252P90 379
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011.
Papaloapan B 2521,243 120
Proyecto 1,243 252 120
4. Proyecto Papaloapan B (Exploración)
Localización: Se ubica en el sureste de la República Mexicana, entre el frente de la Sierra Madre Oriental (Plataforma de Córdoba) y el Golfo de México; comprende la porción sur del Estado de Veracruz y el noreste de Oaxaca; cubre una superficie de 12,805 km2.Áreas del proyecto: Papaloapan B.Objetivo: Incorporar reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 166 mmbpce en el percentil 10 a 379 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 252 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por plataformas carbonatadas y secuencias calcáreas del cretácico (mesozoico); del terciario, secuencia alternante de lutitas, areniscas y conglomerados.Estrategia de Exploración: Perforar 120 pozos exploratorios en un periodo de 26 años (2011 - 2036); considera la adquisición de 4,060 km2 de sísmica 3D, 24 estudios geológicos y 5 geofísiscos (sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 10,179 mmp (estratégica 9,912 mmp y operacional 266 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
1,243
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 6,726 6,726 (dólares por mpc)mmpesos 4,394 287
VME/VPI pesos/pesos 0.65 0.04Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 1.59 1.02
1.8
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 70.1 USD/b; Precio del gas: 5.4 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
0.30.80.7
Geológico
11 - 73 9 - 73Papaloapan B
Costos por millar de pies cúbicos
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
300
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 77
Santa Ana P10 1,498Cequi Media 2,096Tucoo P90 2,879
sep-12
Santa Ana 19 - 53Cequi 19 - 40Tucoo 25 - 48
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
Volumen prospectivo
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
5.Proyecto Coatzacoalcos (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental dentro de la zona económica exclusiva del Golfo de México, frente al litoral sur del Estado de Veracruz y occidental de Tabasco, entre la línea de costa y la isóbata de 500 m; cubre una superficie de 12,996 km2.Áreas del proyecto: Santa Ana, Tucoo, Cequi y Tabscoob.Objetivo: Evaluar el contenido de hidrocarburos con un volumen que varía de 1,498 mmbpce en el percentil 10 a 2,879 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,096 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por flujos turbidíticos carbonatados del cretácico (mesozoico) y arenas del terciario.Estrategia de Exploración: Perforar 94 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2012 - 2031), incluyendo un pozo delimitador; considera la adquisición de 6,286 km2 de sísmica 3D, 69 estudios geológicos, 3 geofísiscos (sísmica 3D) y 86 geofísicos-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 63,012 mmp (estratégica 58,960 mmp y operacional 4,052 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Proyecto 6,625 2,096 94
Recurso prospectivo
3,784 1,221 451,420 402 18
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
1,421 473 31
Probalidad de Éxito
6,625
Indicadores económicos/1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 54,322 54,322 (dólares por barril de pce*)mmpesos 157,162 12,413
VME/VPI pesos/pesos 2.89 0.23Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 3.54 1.06
11.5Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.26.62.7
Geológico
19 - 5320 - 4025 - 49
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
50
100
150
200
250
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
050
100150200250300350
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación78
P10 511Media 935P90 1,783
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
Cuichapa 4,120 935 87
Proyecto 4,120 935 87
6.Proyecto Cuichapa (Exploración)
Localización: Se ubica en la planicie costera del Golfo de México; cubre la parte suroriental del Estado de Veracruz y occidental de Tabasco; presenta una superficie de 8,326 km2.Área del proyecto: Cuichapa.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 511 mmbpce en el percentil 10 a 1,783 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 935 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por conglomerados, areniscas, lutitas y carbonatos del jurásico (mesozoico); en el terciario, por sedimentos siliciclásticos turbidíticos (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 87 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); adquirir 3,068 km2 de sísmica 3D; obtener 32 estudios geológicos y 3 geofísiscos (sísmica 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 28,715 mmp (estratégica 27,930 mmp y operacional 785, mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
4,120
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 22,144 22,144 (dólares por barril de pce*)mmpesos 114,671 27,071
VME/VPI pesos/pesos 5.18 1.22Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 4.71 1.23
9.6
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.9 USD/b; Precio del gas: 5.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
3.93.52.3
Geológico
15 - 66 14 - 51Cuichapa
Costos por barril de pce*
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
20
40
60
80
100
120
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 79
Lipax P10 1,161Holok Media 3,159Temoa P90 6,343
sep-12 Nox-HuxHan
Lipax 30Holok 11 - 40Temoa 12 - 19Nox-Hux 12 - 30Han 8 - 21
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en julio de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
7. Proyecto Golfo de México B (Exploración)
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, entre las isóbatas de 500 m y 3,200 m; colinda con el paralelo 22°30' y el proyecto Golfo de México Sur (norte) y los proyectos Coatzacoalcos (sur), Campeche Poniente (sureste), Campeche Oriente (este) y Veracruz y Lankahuasa (oeste); cubre una superficie de 60,815 km2 .Áreas del proyecto: Lipax, Holok, Temoa, Nox-Hux y Han.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero en la porción sur del Golfo de México Profundo con un volumen que varía de 1,161 mmbpce en el percentil 10 a 6,343 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 3,159 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, silisiclásticos, calizas arcillosas y lutitas del jurásico superior; por carbonatos arcillosos del cretácico; y, sedimentación siliciclástica del terciario.Estrategia de Exploración: Perforar 71 pozos exploratorios en un periodo de 15 años (2012 - 2026); considera la adquisición de 15,578 km 2 de sísmica 3D, 105 estudios geológicos (88 en el periodo de análisis), 4 geofísiscos (2 de sísmica 3D y 2 electromagnéticos), 70 geofísicos de apoyo a la perforación y 15 metoceánicos.Inversión y costos: Inversión exploratoria 113,450 mmp (estratégica 110,924 mmp y operacional 2,526 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
237 85 18,248 1,987 29
Volumen prospectivo
13,815532 92 4
2,380 551 182,418 399 19
Proyecto 13,815 3,114 71 Probalidad de ÉxitoÁrea del proyecto
Comercial
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 75,600 16,451 Costos por barril de pce*mmpesos 109,470 109,470 (dólares por barril de pce*)
VME/VPI pesos/pesos 0.69 0.15Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 1.57 1.09
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 15.7
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite pesado: 64.51 USD/b; Precio aceite superligero: 76.16 USD/b; Precio aceite ligero: 72.85 USD/b; Precio condensado: 72.4 USD/b; Precio gas húmedo: 5.51 USD/ mpc; Precio gas seco: 4.74 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.9 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2011; Año base de los indicadores: 2012.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
6.56.03.2
Geológico
3613 - 4915 - 2415 - 3610 - 23
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
50
100
150
200
250
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0200400600800
1,0001,2001,4001,600
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación80
Jaca-Patini P10 43Oreos Media 499
P90 1,223sep-12
Jaca-Patini 16 - 17Oreos 16 - 20
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en mayo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
8. Proyecto Golfo de México Sur (Exploración)
Localización: Se ubica frente a la costa de los Estados de Tamaulipas y Veracruz; colinda al norte con la frontera marítima de EE.UU. y el proyecto Área Perdido, al occidente con la isóbata de 500 m, al sur con el proyecto Golfo de México B y al oriente con la isóbata de 500 m que demarca al Escarpe de Campeche; cubre una superficie de 49,624 km2 (área total 387,635 km2 ).Áreas del proyecto: Jaca-Patini y Oreos.Objetivo: Evaluar el potencial de aceite ligero y gas con un volumen que varía de 43 mmbpce en el percentil 10 a 1,223 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 499 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por margas y carbonatos entre el jurásico medio y cretácico temprano del mesozoico; en el terciario, por areniscas y lutitas turbidíticas.Estrategia de Exploración: Perforar 9 pozos exploratorios en un periodo de 7 años (2012 - 2018); considera la adquisición de 92,958 km2 de sísmica 3D; obtener 35 estudios geológicos, 9 geofísicos (5 de sísmica 3D y 4 electromagnéticos) y 9 geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 26,472 mmp (estratégica 25,828 mmp y operacional 644 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
2,631
Recurso prospectivo
587 102 22,044 397 7
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 2,631 499 9
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 36,285 36,285 (dólares por barril de pce*)mmpesos 29,910 3,625
VME/VPI pesos/pesos 0.82 0.10Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 1.70 1.05
22.8
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.85 USD/b; Precio del gas: 4.74 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.96 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2011; Año base de los indicadores: 2012.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
6.413.43.0
Geológico
16 - 1818 - 21
Costos por barril de pce*
Área del proyecto Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
010203040506070
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
20
40
60
80
100
120
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 81
El Abra P10 67Tamabra Media 227
P90 502sep-12
El Abra 22 - 29Tamabra 28 - 29
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
9. Proyecto Integral Cazones (Exploración)
Localización: se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México en una franja situada frente al litoral norte del Estado de Veracruz, entre las poblaciones de Cabo Rojo y Tecolutla (entre los pararlelos 20°30' y 21°40' de latitud norte) y desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m; cubre un área de 6,521 km2 .Áreas del proyecto: El Abra (Arrecifal y Lagunar) y Tamabra.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y gas asociado con un volumen que varía de 67 mmbpce en el percentil 10 a 502 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 227 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico); carbonatos arcillosos, arcillas y arenas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un período de 17 años (2011-2027); obtener 33 estudios geológicos y 15 geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 10,102 mmp (estratégica 9,686 mmp y operacional 416 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
828
Recurso prospectivo
597 159 14231 68 3
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 828 227 17
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 11,904 11,904 (dólares por barril de pce*)mmpesos 26,714 185
VME/VPI pesos/pesos 2.24 0.02Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 3.03 1.00
11.4
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.1 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.16.03.2
Geológico
21 - 3829 - 30
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
5
10
15
20
25
30
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
5
10
15
20
25
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación82
Lerma P10 120Soto la Marina Media 277
P90 553sep-12
Lerma 15 - 34Soto la Marina 15 - 20
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
10. Proyecto Tampico-Misantla-Sur de Burgos (Exploración)
Localización: Se ubica en la porción sur de la Cuenca de Burgos; colinda al norte con el paralelo 24°30', al oriente con la línea de costa del Golfo de México y al occidente con la Sierra de Tamaulipas; abarca el área centro oriental del Estado de Tamaulipas y cubre una superficie de 8,226 km2 .Áreas del proyecto: Lerma y Soto la Marina.Objetivo: Evaluar un recurso prospectivo con un volumen que varía de 120 mmbpce en el percentil 10 a 553 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 277 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas, calizas oolíticas, calcarenitas y areniscas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos siliciclásticos y lutitas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 67 pozos exploratorios en un periodo de 36 años (2011 - 2046); obtener 63 estudios geológicos y ninguno geofísico (sísmica 2D y 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 4,028 mmp (estratégica 3,209 mmp y operacional 819 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
1,397
Recurso prospectivo
1,143 231 53254 46 14
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 1,397 277 67
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 1,620 1,620 (dólares por barril de pce*)mmpesos 4,412 1,907
VME/VPI pesos/pesos 2.72 1.18Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 2.79 1.38
9.7
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.17 USD/b; Precio del gas: 6.03 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
4.14.41.2
Geológico
15 - 3615 - 20
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
1
2
3
4
5
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 83
P10 583Media 1,013P90 1,744
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
Malpaso 5,097 1,013 86
Malpaso
Proyecto 5,097 1,013 86
11. Proyecto Malpaso (Exploración)
Localización: Se ubica en el sureste de México y cubre la porción suroriental del Estado de Veracruz, la occidental de Tabasco y la nororiental de Chiapas; limita con los proyectos Cuichapa (norte), Comalcalco (noreste), Simojovel (este), Papaloapan B (oeste) y la Sierra de Chiapas (sur); presenta una superficie de 10,460 km2.Áreas del proyecto: Malpaso.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero para incorporar reservas con un volumen que varía de 583 mmbpce en el percentil 10 a 1,744 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,013 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por areniscas, lutitas y calizas del jurásico y dolomías, lutitas arenosas y calcáreas del cretácico (mesozoico); lutitas, areniscas y arcillas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 86 pozos exploratorios en un periodo de 20 años (2011 - 2030); considera la adquisición de 6,572 km2 de sísmica 3D; obtener 58 estudios geológicos y 5 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 28,948 mmp (estratégica 26,943 mmp y operacional 2,005 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
5,097
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 18,291 18,291 (dólares por barril de pce*)mmpesos 97,125 35,345
VME/VPI pesos/pesos 5.31 1.93Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 4.67 1.40
8.9
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 76.5 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
3.82.72.3
Geológico
10 - 54 10 - 53
Costos por barril de pce*
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
01020304050607080
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación84
Kama P10 244Pegazo Media 587
P90 1,303sep-12
Kama 12 - 23Pegazo 12 - 17
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
12. Proyecto Delta Del Bravo (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en una franja situada en la porción norte del litoral del Estado de Tamaulipas; colinda con la línea fronteriza de los EE.UU. (norte) y el paralelo 24°30' de latitud norte (sur); abarca desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m con un área aproximada de 16,055 km2 .Áreas del proyecto: Kama y Pegazo.Objetivo: Evaluar el potencial de reservas de gas y aceite con un volumen que varía de 244 mmbpce en el percentil 10 a 1,303 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 587 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por bioclastos, carbonatos y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico); rocas silisiclásticas, arcillas y arenas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 29 pozos exploratorios en un periodo de 14 años (2011 - 2028); adquirir 4,500 km2 de sísmica 3D; obtener 66 estudios geológicos, 1 geofísico (de sísmica 3D) y 29 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 19,719 mmp (estratégica 19,269 mmp y operacional 450 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
3,454
Recurso prospectivo
1,663 309 141,791 279 15
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 3,454 588 29
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 24,094 24,094 (dólares por barril de pce*)mmpesos 23,190 4,264
VME/VPI pesos/pesos 0.96 0.18Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 1.88 1.09
12.2
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.1 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
1.58.32.4
Geológico
13 - 2513 - 18
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
1
2
3
4
5
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0100200300400500600
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 85
Gema P10 352Lamprea Norte Media 613
P90 1,062sep-12
Gema 5 - 21Lamprea Norte 9 - 20
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
13. Proyecto Potencial Lamprea (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en la franja situada entre el litoral costero de la porción central del Estado de Tamaulipas y la isóbata de 500 m, frente al municipio de Soto la Marina y los pararlelos 23°00' y 24°30' de latitud norte; cubre un área de 8,813 km2.Áreas del proyecto: Gema y Lamprea Norte.Objetivo: Evaluar el potencial de reservas de gas y aceite con un volumen que varía de 352 mmbpce en el percentil 10 a 1,062 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 613 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por arcillas y calcáreas del jurásico y carbonatos y arcillas del cretácico (mesozoico); en el terciario, rocas silisiclásticas, lutitas, arcillas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 96 pozos exploratorios en un periodo de 24 años (2011 - 2037); obtener 82 estudios geológicos y 96 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 50,957 mmp (estratégica 50,437 mmp y operacional 520 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
3,302
Recurso prospectivo
2,153 405 541,149 209 42
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 3,302 614 96
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 15,117 15,117 (dólares por barril de pce*)mmpesos 31,306 605
VME/VPI pesos/pesos 2.07 0.04Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 2.91 1.01
13.3
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.1 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
1.55.56.3
Geológico
13 - 2314 - 23
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
10
20
30
40
50
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
300
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación86
Chicxulub norte P10 21Chicxulub sur Media 323
P90 975sep-12
Chicxulub norte 7 - 18Chicxulub sur 6 - 19
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
Indicadores económicos /1 Poniente de Chicxulub
Probalidad de Éxito
7 - 17
Área del proyecto ComercialGeológico
14. Proyecto Progreso (Exploración)
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Estado de Yucatán; limita al norte con el proyecto Golfo de México B hasta la isobata de 500 m, al oriente con la isobata de 500 m y por aguas territoriales del Estado de Quintana Roo, al occidente con el proyecto Campeche Oriente y al sur por la línea de costa del Estado de Yucatán; cubre un área de 90,704 km2.Áreas del proyecto: Chicxulub norte, Chicxulub sur, Poniente de Chicxulub y Oriente de Chicxulub.Objetivo: Evaluar reservas de aceite pesado, con un volumen que varía de 21 mmbpce en el percentil 10 a 975 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 323 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas cillo-calcáreas, carbonatos arcillosos, lutitas y arenas del jurásico y calizas, dolomías, calizas arrecifales dolomitizadas y carbonatos fracturados del cretácico (mesozoico); lutitas y calizas arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 15 pozos exploratorios en un período de 14 años (2013-2026); adquirir 800 km2 de sísmica 3D; obtener 14 estudios geológicos, 1 geofísico (sísmica 3D) y 15 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 15,054 mmp (estratégica 14,697 mmp y operacional 358, mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
1,322 175 7847 119 6
Volumen prospectivo
2,446Poniente de Chicxulub Proyecto 2,446 323 15
277 29 2
mmpesos 9,640 9,640 (dólares por barril de pce*)
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 23,780 1,059
VME/VPI pesos/pesos 2.47 0.11Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 3.19 1.03
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 10.1
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 65.2 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.24.23.8
7 - 196 - 19
7 - 17
Costos por barril de pce*
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
10
20
30
40
50
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
05
1015202530
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 87
P10 58Media 244P90 543
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
Litoral de Tabasco Terrestre
717 244 11
Proyecto 717 244 11
15. Proyecto Reservas Litoral de Tabasco Terrestre (Exploración)
Localización: Se ubica en el sureste de México, en la planicie costera del Golfo de México y cubre la porción nororiental del Estado de Tabasco y noroccidental de Campeche; colinda con el Golfo de México (norte), los municipios de Jonuta, Palizada y Centla (sur), río Grijalva (oeste) y municipio del Carmen (este); cubre un área de 2,177 km2.Áreas del proyecto: Litoral de Tabasco Terrestre.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y súper ligero con un volumen que varía de 58 mmbpce en el percentil 10 a 543 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 244 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por facies terrígenas, limolitas y lutitas calcáreas del jurásico y rocas dolomitizadas del cretácico (mesozoico); en el terciario, rocas carbonatadas, lutitas, calcáreas y arenas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 11 pozos exploratorios en un periodo de 12 años (2011 - 2022); adquirir 140 km2 de sísmica 3D; obtener 29 estudios geológicos y 1 geofísico (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 4,529 mmp (estratégica 4,441 mmp y operacional 88 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
717
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 40,565 17,732 Costos por barril de pce*mmpesos 7,342 7,342 (dólares por barril de pce*)
VME/VPI pesos/pesos 5.52 2.42Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 4.76 1.53
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 9.4
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 77.88 USD/b; Precio del gas: 6.02 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
3.94.01.4
Geológico
19 - 48Litoral de Tabasco Terrestre 19 - 48
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
5
10
15
20
25
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
020406080
100120
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación88
Salmón P10 494Náyade Media 960
P90 1,722sep-12
Salmón 12 - 40Náyade 12 - 27
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
16. Proyecto Sardina (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, en la franja situada frente al litoral de los Estados de Tamaulipas y Veracruz, entre los paralelos 23°15' y 21°38' de latitud norte y desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 m; cubre un área de 8,338 km2.Áreas del proyecto: Salmón y Náyade.Objetivo: Incorporar nuevas reservas de aceite y gas con un volumen que varía de 494 mmbpce en el percentil 10 a 1,722 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 960 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos y arcillas del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos arcillo-arenosos, lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 81 pozos exploratorios en un periodo de 17 años (2011 - 2027); adquirir 800 km2 de sísmica 3D; obtener 50 estudios geológicos, 4 geofísicos (sísmica 3D) y 75 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 45,950 mmp (estratégica 44,695 mmp y operacional 1,256 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
4,239
Recurso prospectivo
2,860 692 441,379 268 37
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 4,239 960 81
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 25,043 25,043 (dólares por barril de pce*)mmpesos 58,888 5,558
VME/VPI pesos/pesos 2.35 0.22Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 3.10 1.07
10.3
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.17 USD/b; Precio del gas: 6.03 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.24.23.8
Geológico
12 - 4314 - 29
Costos por barril de pce*
Área del proyecto
Comercial
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
20
40
60
80
100
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
020406080
100120140
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 89
P10 431Media 708P90 1,139
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en agosto de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente
Julivá 1,978 708 52
Proyecto 1,978 708 52
17. Proyecto Potencial Julivá (Exploración)
Localización: Se ubica en el sureste de México, en la porción central del Estado de Tabasco; limita al norte con la línea de costa del Golfo de México y con los proyectos Simojovel (sur), Macuspana (oriente) y Comalcalco (poniente); cubre una superficie de 2,526 km2 .Áreas del proyecto: Julivá.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero, súper ligero y gas asociado con un volumen que varía de 431 mmbpce en el percentil 10 a 1,139 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 708 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por dolomías, ooides y bioclastos del jurásico y arcillas y carbonatos del cretácico (mesozoico); lutitas calcáreas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 52 pozos exploratorios en un periodo de 16 años (2011 - 2026); considera la adquisición de 245 km2 de sísmica 3D; obtener 45 estudios geológicos y 2 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 17,163 mmp (estratégica 15,582 mmp y operacional 1,581 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
1,978
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 19,371 19,371 (dólares por barril de pce*)mmpesos 112,897 38,235
VME/VPI pesos/pesos 5.83 1.97Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 5.70 1.39
7.6
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 76.5 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
2.13.61.9
Geológico
19 - 50 18 - 50Julivá
Costos por barril de pce*
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
01020304050607080
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación90
Bolol-Chuktah P10 25Le-Acach Media 129
P90 284sep-12
Bolol-Chuktah 18 - 26Le-Acach 22
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
18. Proyecto Integral Campeche Poniente Terciario (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental de la zona económica exclusiva del Golfo de México al norte del litoral centro-oriental del Estado de Tabasco y occidental de Campeche, entre las isóbatas de 20 a 500 m; cubre una superficie de 6,712 km2.Áreas del proyecto: Bolol-Chuktah, Le-Acach y Alto de Akal.Objetivo: Evaluar el potencial petrolero con un volumen que varía de 25 mmbpce en el percentil 10 a 284 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 129 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas, roca calcárea, limolita, arcillas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un periodo de 5 años (2021 - 2025); obtener 24 estudios geológicos y 17 geofísicos y geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 9,344 mmp (estratégica 9,021 mmp y operacional 323 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
484 122 1628 7 1
Volumen prospectivo
Área del proyecto
Comercial
Proyecto 512 129 17
Probalidad de Éxito
512
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
Costos por barril de pce*mmpesos 3,064 3,064 (dólares por barril de pce*)mmpesos 6,778 131
Geológico
21 - 3426
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 3.05 1.01VME/VPI pesos/pesos 2.21 0.04
Proyecto a dictamenVariable
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
11.03.01.56.4
0
5
10
15
20
25
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
05
10152025303540
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 91
P10 40Media 127P90 256
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011 *pce: petróleo crudo equivalente
Akalan 17127619
Akalan
Proyecto 619 127 17
19. Proyecto Campeche Oriente Terciario (Exploración)
Localización: Se ubica en aguas territoriales de la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a la costa del Estado de Campeche y representa la porción marina hacia el norte de la Cuenca de Macuspana; colinda al norte y al oriente con el proyecto Campeche Oriente, al sur con la línea de costa del Estado de Campeche y al poniente con los proyectos Campeche Poniente y Crudo Ligero Marino; cubre una superficie de 2,875 km2 .Áreas del proyecto: Akalán.Objetivo: Evaluar reservas de gas húmedo con un volumen que varía de 40 mmbpce en el percentil 10 a 256 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 127 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas y carbonatos del jurásico (mesozoico); en el terciario, por arcillas, areniscas y lutitas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 17 pozos exploratorios en un periodo de 4 años (2020 - 2023); obtener 12 estudios geológicos y 17 geofísicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos : Inversión exploratoria 8,159 mmp (estratégica 7,802 mmp y operacional 357 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
Área del proyecto Comercial
Probalidad de Éxito
Volumen prospectivo
619
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 4,686 4,686 (dólares por barril de pce*)mmpesos 1,864 337
VME/VPI pesos/pesos 0.40 0.07Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 1.38 1.05
14.2
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 6.02 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
1.57.74.9
Geológico
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
9 - 26
Costos por barril de pce*
10 - 31
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
20
40
60
80
100
120
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación92
P10 2,202Media 4,803P90 8,995
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2011. *pce: petróleo crudo equivalente
20. Proyecto Área Perdido (Exploración)
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Recurso prospectivo
Volumen prospectivo
17,300Cinturón Plegado Perdido 8,861 2,732 22
Cinturón Subsalino 8,439 2,033 25
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
Indicadores económicos /1 Cinturón Subsalino
17 – 51
13 - 43
Proyecto 17,300 4,765 47
Probalidad de Éxito
mmpesos 177,294 177,294 (dólares por barril de pce*)
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 242,510 79,791
VME/VPI pesos/pesos 1.37 0.45Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 2.12 1.21
21.9
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.85 USD/b; Precio del gas: 5.51 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.9 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2011; Año base de los indicadores: 2012.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
6.313.32.3
Geológico
17 - 52
15 - 44
Costos por barril de pce*
Área del proyecto Comercial
Cinturón Plegado Perdido
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
100
200
300
400
500
600
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
200
400
600
800
1,000
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
Producción de gas (mmpcd)
gas
Localización: Se ubica frente al litoral del Estado de Tamaulipas, en la zona exclusiva económica del Golfo de México; colinda con la frontera de EE.UU. (norte), con la isóbata de 500 m (occidente) y con el proyecto Golfo de México Sur (oriente y sur); cubre un área de 26,892 km .Áreas del proyecto: Cinturón Plegado Perdido y Cinturón Subsalino.Objetivo: Evaluar recursos prospectivos de aceite ligero y gas asociado con un volumen que varía de 2,202 mmbpce en el percentil 10 a 8,995 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 4,803 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por terrígenos clásticos y carbonatos (mesozoico); y, arenas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 47 pozos exploratorios en un periodo de 15 años (2012 - 2026); adquirir 3,000 km de sísmica 3D; obtener 68 estudios geológicos, 2 geofísicos (1 de sísmica 3D y 1 electromagnético) y 44 geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 127,783 mmp (estratégica 127,006 mmp y operacional 777 mmp).
2
2
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 93
P10 1,152Media 1,655
Alak P90 2,322sep-12 Bolol
Alak 32 - 51Bolol 4 - 53
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011.
21. Proyecto Campeche Poniente (Exploración)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente al litoral centro-oriental del Estado de Tabasco y occidental del de Campeche, entre las isóbatas de 20 y 500 m; el proyecto cubre una superficie de 6,712 km2 .Áreas del proyecto: Abkatún-Pol Chuc, Alak y Bolol.Objetivo: Incorporar reservas de hidrocarburos con un volumen que varía de 1,152 mmbpce en el percentil 10 a 2,322 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,655 mmbpce .Columna geológica: Se constituye por areniscas, arenas, limolitas, bentonitas, calizas y rocas carbonatadas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario lutitas con intercalaciones de arenas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 52 pozos exploratorios en un periodo de 14 años (2011 - 2024); adquirir 3,700 km2 de sísmica 3D; obtener 57 estudios geológicos, 3 geofísicos (sísmica 3D) y 53 geotécnicos de apoyo a la perforación.Inversión y costos: Inversión exploratoria 61,371 mmp (estratégica 59,381 mmp y operacional 1,990 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Proyecto 4,707 1,655 52
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
2,614 676 22
Recurso prospectivo
Abkatun Pol Chuc (APC) 1,583 755 25
4,707
Categoria Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Área del proyecto
Geológico Comercial
Abkatun Pol Chuc (APC) 24 - 90 24 - 89
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
VME/VPI pesos/pesos 2.69 0.19Variable
2.211.5
Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 79,195 79,195 (dólares por mpc)mmpesos 212,994 14,693
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6.0 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
510 224 5
4 - 5332 - 51
Proyecto a dictamenB/C** USD/bpce 3.38 1.05*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2059; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
2.86.5
050
100150200250300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
50
100
150
200
250
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
Producción de gas (mmpcd)
gas
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación94PROYECTOS DE EXPLOTACION
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 95
sep-12 VPN Esperado* 73,125 5,647VPI*** 15,832 15,832VPN/VPI 4.60 0.40B/C** 3.60 1.07
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
1. Proyecto Poza Rica (Explotación)
Localización: Se ubica en la planicie costera del Golfo de México en la porción norte del Estado de Veracruz; colinda con el río Pánuco (norte), río Nautla (sur), afloramientos de la Sierra Madre Oriental (oeste) y línea de costa de Veracruz (este); cubre un área de 126.5 km2.Campos: Álamo San Isidro, Bugambilia, Cerro del Carbón, Cerro Viejo, Chichimantla, Hallazgo, Horcón, Jiliapa, La Laja, Moralillo, Muro, Paso de Oro, Pitahaya, Pontón, Poza Rica, Rancho Nuevo, San Andrés, Solís Tierra Amarilla, Tecolutla, Temapache, Tierra Blanca Chapopote-Núñez, Tres Hermanos, Zacamixtle, Zapotalillo (51 campos en total).Objetivo: Alcanzar una producción 166.2 mmb de aceite y 203.2 mmmpc de gas (207 mmbpce) en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por sedimentos siliciclásticos, carbonatos y arcillas del jurásico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 121 pozos; realizar 262 reparaciones mayores; continuar con la inyección de agua (17,000 bd) en el campo Poza Rica y rehabilitar el campo San Andrés.Inversión y costos: Inversión 20,652 mmp (costo de abandono 350 mmp); gasto de operación 21,404 mmp.Transporte: Optimizar y/o desincorporar instalaciones, así como construir 246 km de oleoductos y gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 3,809 mmb, gas 3,786 mmmpc y equivalente 4,537 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyectoenviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 137
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 70.07 USD/b; Precio del gas: 4.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 15,893 2P 365
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 17,957 3P 505Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 15,846
29% 30% 31% Análisis de Sensibilidad28% 30% 31%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
166 203 22%203 230 13%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
207 249 21%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
26.6 80%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
7.2 1.9 -74%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
7.5 24.8 229%14.8
0
5
10
15
20
25
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050
2052
2054
Producción de aceite(mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050
2052
2054
Producción de gas(mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-82%
-26% -72%
-6%
462%
36%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación96
sep-12 VPN Esperado* 102,164 10,072VPI*** 29,426 29,426VPN/VPI 3.47 0.34B/C** 4.07 1.08
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
2. Proyecto Yaxche (Explotación)
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México sobre la Plataforma Continental, a 13 kilómetros al norte y 50° oeste de la terminal marítima de Dos Bocas, en el municipio de Paraíso, Tabasco; cubre un área de 1,185 km2.Campos: Xanab y Yaxché.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 203 mmb de aceite y 120 mmmpc de gas (226.2 mmbpce) en el periodo 2011 - 2034.Columna geológica: Se constituye por sedimentos de carbonatos y lutitas del jurásico y carbonatos arcillosos del cretácico (mesozoico); en el terciario por sedimentos terrígenos (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar 20 pozos y terminar 21 pozos de desarrollo; realizar 159 intervenciones a pozos (3 reparaciones mayores, 105 menores y 51 estimulaciones) y 35 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 44,818 mmp (costo de abandono 1,902 mmp); gasto de operación 6,394 mmp.Transporte: Construir 3 estructuras marinas y poner en operación 4 gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 59 mmb, gas 35 mmmpc y equivalente 66 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 1,106 2P 273
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 440 1P 97
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2034;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,985 3P 532Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
1% 22% 26% Análisis de Sensibilidad1% 21% 26%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
202 227 12%118 143 21%
Equivalente (mmbpce)
226 256 13%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
7.6 -55%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 76.22 USD/b; Precio del gas: 7.32 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
14.9 4.8 -68%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
2.0 2.8 38%16.9
0
5
10
15
20
25
30
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-78% -24%
-75% -7%
347%
34%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 97
VPN Esperado* 13,063 973VPI*** 3,814 3,814VPN/VPI 3.43 0.26B/C** 2.99 1.05
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
3. Proyecto Carmito-Artesa (Explotación)
Localización: Se ubica en los municipios de Reforma, Juárez y Pichucalco del Estado de Chiapas y los municipios Huimanguillo y Jalapa de Tabasco; cubre un área apróximada de 5,982 km2.Campos: Agave, Artesa, Carmito, Gaucho, Giraldas e Iris.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 14 mmb de aceite y 210 mmmpc de gas (57.4 mmbpce) en el periodo 2011-2039; así como disminuir la declinación de los campos de este proyecto.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas, calizas y dolomías del cretácico (mesozoico) y lutitas, calizas y areniscas-arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 2 pozos de desarrollo, realizar 23 intervenciones a pozos (13 mayores y 10 conversiones a sistemas artificiales de producción) y el taponamiento de 62 pozos.Inversión y costos: Inversión 6,702 mmp (costo de abandono 43 mmp); gasto de operación 5,106 mmp.Transporte: Rehabilitar y mantener 6 ductos (2 oleoductos, 3 oleogasoductos y 1 gasoducto), 5 líneas de descarga, 1 sistema de deshidratación de crudo e inyección de agua en la batería Artesa, la optimización de la batería Gaucho y el mantenimiento del tanque de almacenamiento de 55,000 bpd en la batería Giraldas. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 405 mmb, gas 3,812 mmmpc y equivalente 1,175 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1
1P 44
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.62 USD/b; Precio del gas: 5.46 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 2,890 2P 72
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2039;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 2,890 3P 72Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 2,739
30% 31% 32% Análisis de Sensibilidad48% 51% 52%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
13 14 8%195 209 7%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
52 56 7%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
18.8 23%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
8.7 0.6 -93%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
6.6 18.1 174%15.3
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
30
35
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-77% -10%
-67% -5%
343%
26%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación98
sep-12 VPN Esperado* 29,443 781VPI*** 3,706 3,706VPN/VPI 7.94 0.21B/C** 3.23 1.02
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en enero de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.
4. Proyecto Cárdenas (Explotación)
Localización: Se ubica a 51 km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, a 18°03' y 17°58' latitud norte y 93°30' y 93°23' longitud oeste, en el municipio de Cárdenas; cubre una superficie de 264.9 km2.Campos: Cárdenas.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 50 mmb de aceite y 100 mmmpc de gas (70 mmbpce), en el periodo 2011 - 2021.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, limonitas y bancos eolíticos del jurásico y carbonatos, calizas y sedimentos lutíticos y bentoníticos del cretácico (mesozoico); lutitas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 4 pozos de desarrollo, 13 intervenciones (4 reparaciones mayores, 5 menores y 4 recondicionamientos), taponamiento de 2 pozos y la inyección de 10 mmpcd de gas amargo hasta el 2019 en el bloque KISW.Inversión y costos: Inversión 5,021 mmp (en abandono 3 mmp); gasto de operación 17,353 mmp.Transporte: Construir y operar 1 oleogasoducto, así como 4 líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 452 mmb, gas 899 mmmpc y equivalente 641 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 88
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 78.6 USD/b; Precio del gas: 6.7 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 1,812 2P 88
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2021;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,812 3P 88Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 1,812
33% 37% 38% Análisis de Sensibilidad36% 40% 42%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
50 47 -6%100 127 27%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
70 72 3%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
7.7 -67%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
5.2 1.5 -71%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
18.0 6.2 -66%23.3
0
2
4
6
8
10
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
02468
10121416
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-89% -13% -69%
-2%
794%
21%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 99
VPN Esperado* 303,694 25,474VPI*** 55,653 55,653VPN/VPI 5.46 0.46B/C** 3.68 1.07
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
5. Proyecto Antonio J. Bermúdez (Explotación)
Localización: Se ubica entre los meridianos 18°45' de latitud norte, -95°40' de longitud oeste, en una zona que comparten los Estados de Veracruz y Tabasco; comprende 6 municipios: Agua Dulce, Las Choapas y Nanchital en Veracruz, y La Venta, Cunduacán y el Centro en Tabasco.Campos: Arroyo Prieto, Bacal, Blasillo, Carrizo, Cerro Nanchital, Cinco Presidentes, Cunduacán, Guaricho, Íride, Lacamango, Los Soldados, Magallanes-Tucán-Majonal, Moloacán, Nelash, Ogarrio, Otates, Oxiacaque, Platanal, Rabasa, Rodador, Samaria, San Ramón y Tiumut.Objetivo: Acelerar el ritmo de extracción de hidrocarburos, mejorar el factor de recuperación de los yacimientos y continuar operando campos de aceite ligero, pesado y extra-pesado, maximizando el valor económico mediante la extracción de 669 mmb de aceite y 1,012 mmmpc de gas (871.4 mmbpce), en el periodo 2011 - 2059.Columna geológica: Se constituye por calizas y dolomías del cretácico y jurásico (mesozoico) y arenas y lutitas de ambiente turbidítico del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 341 pozos de desarrollo, 2,302 intervenciones (1,942 reparaciones mayores y 360 menores); aplicar métodos de recuperación secundaria con inyección de 190 mmpcd de nitrógeno en el área de A.J. Bermúdez y 120 mmpcd de gas en Samaria Somero; finalmente, 1,600 taponamientos de pozos.Inversión y costos: Inversión 84,653 mmp; gasto de operación 140,974 mmp.Transporte : Construir y operar 130 ductos (13 oleoductos, 7 gasoducto y 14 oleo-gasoductos, así como 25 líneas de descarga para pozos nuevos. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 4,226 mmb, gas 6,208 mmmpc y equivalente 5,530 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente. Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 1,775
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 77.24 USD/b; Precio del gas: 7.68 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 21,712 2P 2,204
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2059;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 22,520 3P 2,452Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 20,960
25% 29% 34% Análisis de Sensibilidad34% 40% 50%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
603 721 20%940 833 -11%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
791 888 12%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
13.1 -30%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
7.0 1.2 -83%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
11.7 11.9 1%18.8
01020304050607080
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
20
40
60
80
100
120
140
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-85%
-22% -73%
-6%
546%
46%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación100
sep-12 VPN Esperado* 39,403 442VPI*** 8,902 8,902VPN/VPI 4.43 0.05B/C** 3.04 1.01
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
6. Proyecto Cactus-Sitio Grande (Explotación)
Localización: Se encuentra a 32 kilómetros al suroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, en los municipios de Reforma Chiapas y Centro Tabasco.Campos: Arroyo Zanapa, Cacho López, Cactus, Juspí, Níspero, Sitio Grande y Teotleco.Objetivo: Continuar la explotación de los yacimientos y extraer 74 mmb de aceite y 220 mmmpc de gas (125.9 mmbpce) en el periodo 2011-2047; así como disminuir la declinación de la producción del crudo producido por los campos de este proyecto.Columna geológica: Se constituye por carbonatos del cretácico (mesozoico), así como arenas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 12 pozos de desarrollo y realizar 46 intervenciones a pozos (34 reparaciones mayores y 12 conversiones a sistemas artificiales de producción). Adicionalmente, planear la optimización de un sistema de bombeo de gas y el taponamiento de 53 pozos. Inversión y costos: Inversión 13,134 mmp (costo de abandono 80 mmp); gasto de operación 26,976 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 15 ductos (1 oleoducto, 11 oleogasoductos y 3 gasoductos), 3 cabezales de recolección, 21 líneas de descarga, 1 sistema de deshidratación de crudo, la construcción de 1 batería de separación en el campo Juspí y 1 estación de compresión de gas.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 969 mmb, gas 1,772 mmmpc y equivalente 1,321 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 106
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 75.7 USD/b; Precio del gas: 6.5 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 6,588 2P 167
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2047;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 6,685 3P 318Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 6,285
20% 22% 22% Análisis de Sensibilidad18% 20% 22%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
73 29 -60%216 229 6%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
116 75 -36%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
7.3 -71%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
8.1 2.3 -71%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
16.6 4.9 -70%24.7
0
2
4
6
8
10
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
30
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-82%
-5% -67%
-1%
443%
5%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 101
sep-12 VPN Esperado* 50,653 15,176VPI*** 5,582 5,582VPN/VPI 9.07 2.72B/C** 5.43 1.30
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
7. Proyecto Desarrollo de campos Costero Terrestre (Explotación)
Localización: Se localiza al sureste de México, en el municipio de Centla, en Tabasco y el municipio del Carmen, en Campeche.Campos: Costero y Ribereño.Objetivo: Acelerar el ritmo de explotación de sus campos y extraer 51.2 mmb de aceite y 406.6 mmmpc de gas (132.5 mmbpce) en el periodo 2011-2031.Columna geológica: Se constituye por sedimentos carbonatados y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: Perforar y terminar 5 pozos de desarrollo y realizar 2 reparaciones mayores y 18 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 8,125 mmp (costo de abandono 375 mmp); gasto de operación 11,038 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 5 líneas de descarga, 4 ductos (2 oleogasoductos y 2 oleoductos) y 2 instalaciones de producción.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 27 mmb, gas 199 mmmpc y equivalente 65 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 80
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 83.94 USD/b; Precio del gas: 5.61 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 320 2P 151
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2031;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 401 3P 199Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 148
8% 43% 48% Análisis de Sensibilidad9% 55% 61%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
50 50 0%400 403 1%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
130 131 0%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
10.3 0%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
4.8 3.4 -29%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
5.5 6.9 24%10.3
0
2
4
6
8
10
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
10
20
30
40
50
60
70
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-90% -66% -82% -17%
907%
192%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación102
sep-12 VPN Esperado* 51,254 3,014VPI*** 13,703 13,703VPN/VPI 3.74 0.22B/C** 3.41 1.04
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
8. Proyecto Arenque (Explotación)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tamaulipas y Veracruz; localizado entre los paralelos 24°15' y 20°18' de latitud norte, al este colinda con la isóbata de 500 m y al oeste con la línea de costa; cubre una superficie de 23,600 km2 .Campos: Arenque, Atún, Bagre A, Bagre B, Carpa, Isla de Lobos, Jurel, Lobina y Marsopa.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 112 mmb de aceite y 222 mmmpc de gas (156 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por carbonatos, clásticos y bancos de oolitas del jurásico y carbonatos y calizas del cretácico (mesozoico); en el terciario secuencias caracterizadas por lutitas, limonitas, areniscas y calcáreas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 23 pozos de desarrollo y terminar 24, 12 reentradas; recuperar 1 pozo exploratorio, 4 cambios de intervalo, una estimulación y 30 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 18,273 mmp (por abandono 54 mmp); gasto de operación 13,670 mmp.Transporte: Adquirir 2 plataformas nuevas y construir 2 oleogasoductos; el primero de 12'' y 5.6 km (de la plataforma Arenque B a Arenque D), el segundo de 12'' y 1.7 km (de la plataforma Arenque E a Arenque B).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 299 mmb, gas 671 mmmpc y equivalente 428 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 132
Variable
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.11 USD/b; Precio del gas: 5.54 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 2,623 2P 165
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 3,545 3P 210Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 2,539
15% 20% 20% Análisis de Sensibilidad24% 32% 34%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
112 100 -11%222 249 12%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
156 150 -4%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
12.2 -17%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
8.5 3.1 -64%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
6.3 9.2 45%14.8
0
2
4
6
8
10
12
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-79%
-18% -71%
-4%
392%
28%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 103
sep-12 VPN Esperado* 34,466 735VPI*** 12,016 12,016VPN/VPI 2.87 0.06B/C** 3.11 1.02
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.
9. Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas - Constituciones (Explotación)
Localización: Se ubica en los Estados de Tamaulipas, Veracruz y San Luis Potosí al oeste de la ciudad de Tampico, Tamaulipas; yace en la Cuenca Tampico-Misantla, en la porción occidental de la Isla Jurásica de Tamaulipas – Constituciones y en la Planicie Costera del Golfo de México, formando parte del Archipiélago Jurásico Superior; cubre una superficie de 11,397.09 km2.Campos: Altamira, Barcodón, Cacalilao, Corcovado, Ebano Chapacao, Limón, Pánuco, Salinas Barco Caracol, Tamaulipas Constituciones, Topila.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de reservas de aceite por 103 mmb y 44 mmmpc de gas natural (112.8 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por facies carbonatadas, limolitas, arcillas y lutitas del jurásico y secuencias carbonatadas del cretácico (mesozoico); del terciario, formaciones arcillo-arenosas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar 550 pozos de desarrollo; realizar 58 cambios de intervalo y 366 reparaciones menores; en un futuro se considera implementar recuperación mejorada; finalmente, adquirir 710 km 2 de sísmica 3D y 900 km de sísmica 2D.Inversión y costos: Inversión 15,354 mmp (incluye costo de abandono 99.7 mmp ); gasto de operación 7,792 mmp.Transporte: Construir 14 macroperas, 14 cabezales colectores e interconexiones, 28 oleogasoductos de campo, 1 terminal integral y 2 tanques de almacenamiento; aunado a la infraestructura existente (32 instalaciones de producción y red de ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,303 mmb, gas 2,920 mmmpc y equivalente 1,864 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1
1P 58
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 58.36 USD/b; Precio del gas: 5.41 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 17,757 2P 124
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 17,757 3P 124Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 17,698
10% 11% 11% Análisis de Sensibilidad11% 11% 11%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
104 105 1%45 44 -3%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
113 114 1%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
28.0 88%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
9.9 6.7 -33%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
5.0 21.3 325%14.9
0
2
4
6
8
10
12
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
1
2
3
4
5
6
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-74% -7%
-68% -2%
298%
7%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación104
sep-12 VPN Esperado* 5,287 2,005VPI*** 1,794 1,794VPN/VPI 2.95 1.12B/C** 2.85 1.33
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
10. Proyecto Lerma-Malta-Talismán (Explotación)
Localización: Se ubica en la porción sur de la Cuenca de Burgos dentro del área San José de las Rusias (23°50'-24°30' latitud norte y 97°55'-98°15' longitud oeste); cubre una superficie de 56 km2.Campos: Lerma y Talismán. Si bien el campo Malta forma parte del proyecto, éste no se contempla en el plan de desarrollo analizado.Objetivo: Desarrollar los campos Lerma y Talismán para la extración de 150 mmmpc de gas (30 mmbpce ) en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por calizas arcillosas y oolíticas del jurásico (mesozoico). Estrategia de Explotación: Perforar 20 pozos de desarrollo e instalar infraestructura para la recolección, compresión, estabilización y endulzamiento de gas, así como 1 planta para inyectar agua congénita producida.Inversión y costos: Inversión 3,009 mmp (incluye costo de abandono 60 mmp); gasto de operación 1,925 mmp.Transporte: 2 estaciones de recolección de gas, 2 estaciones de compresión, 1 planta de estabilización de gas, 1 planta endulzadora, 4 gasoductos (21 km) y 100 km de líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 0
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 6.6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 49 2P 31
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 57 3P 40Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 0
0% 0% 0% Análisis de Sensibilidad0% 61% 64%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
0 0 0%150 156 4%
Equivalente (mmbpce)
30 31 4%
Costos por millar de pies cúbicos
0.7 -72%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
1.5 0.2 -85%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
0.9 0.4 -53%2.4
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
30
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-75% -49% -65% -25%
295%
112%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 105
sep-12 VPN Esperado* 2,929 73VPI*** 4,213 4,213VPN/VPI 0.70 0.02B/C** 1.61 1.01
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.
11. Proyecto Gas del Terciario (Explotación)
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México sobre la Plataforma Continental frente a la línea de costa de los Estados de Tabasco y Campeche; cubre una superficie aproximada de 11,664 Km².Campos: Akpul y Chukúa.Objetivo: Maximizar el valor económico de sus reservas con el fin de extraer 243 mmmpc de gas (49 mmbpce) en el periodo 2011-2034.Columna geológica: Se constituye por rocas siliciclásticas del cretácico (mesozoico) y terciario (cenozoico); entre ellas, arenas, lutitas y areniscas.Estrategia de Recuperación: Perforar 6 pozos de desarrollo; realizar 36 intervenciones (20 reparaciones mayores y 16 menores) y el taponamiento de 6 pozos.Inversión y costos: Inversión 8,961 mmp (costo de abandono 374 mmp); gasto de operación 1,451 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 2 estructuras marinas y 2 gasoductos (28.2 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 15
Variable
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 5.68 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 61 2P 50
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2034;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 90 3P 75Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 19
0% 0% 0% Análisis de Sensibilidad0% 75% 81%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
0 0 0%243 249 2%
Equivalente (mmbpce)
49 50 2%
Costos por millar de pies cúbicos
1.8 -43%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
2.7 1.2 -55%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
0.4 0.6 31%3.1
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
10
20
30
40
50
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-41%
-2%
-38%
-1%
70%
2%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación106
sep-12 VPN Esperado* 14,299 5,749VPI*** 13,867 13,867VPN/VPI 1.03 0.41B/C** 1.90 1.24
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
12. Proyecto Lakach (Explotación)
Localización: Se ubica a 131 km al noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz y 98 km al sureste de la Ciudad de Veracruz, Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de México; cubre un área de aproximadamente 100 km2 .Campos: Lakach.Objetivo: Extraer 650 mmmpc de gas natural, totalizando un volumen a venta de 625 mmmpc de gas y 8 mmb de condensado, en el periodo de 2011-2023.Columna geológica: Se constituye por areniscas líticas, lutitas y sedimentos limo-arcillosos del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Diseñar y construir la infraestructura del proyecto (1 pozo delimitador, 6 pozos de desarrollo, sistemas submarinos, ductos y centro de proceso terrestre); inició en el 2008 con la fase de visualización; en el 2014 se estima la primera producción.Inversión y costos: Inversión 20,281 mmp (incluye costo de abandono 1,041 mmp ); gasto de operación 4,034 mmp.Transporte: Construir sistemas submarinos, ductos (2 gasoductos de 18" por 60 km de longitud), umbilicales y una estación terrestre de proceso para el acondicionamiento de gas.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 62
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.3 USD/b; Precio del gas: 5.93 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 187 2P 135
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2023;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 347 3P 260Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 86
0% 0% 0% Análisis de Sensibilidad0% 67% 72%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
0 0 0%625 673 8%
Equivalente (mmbpce)
125 135 8%
Costos por millar de pies cúbicos
2.5 -11%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
2.4 1.9 -18%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
0.5 0.6 26%2.8
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
020406080
100120140160
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-51% -29%
-47%
-19%
103%
41%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 107
VPN Esperado* 75,250 16,184VPI*** 9,554 9,554VPN/VPI 7.88 1.69B/C** 7.20 1.23
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en marzo de 2011. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
13. Proyecto Ayin-Alux (Explotación)
Localización: Se ubica dentro del área denominada Pilar Tectónico Reforma-Akal en la Plataforma Continental del Golfo de México, aproximadamente a 84 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, Tabasco, entre tirantes de agua de 75 y 176 m; la superficie de la asignación es de 969.7 km 2 y el área del proyecto de 352 km2 .Campos: Ayín, Alux.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 197 mmb de aceite y 46 mmmpc de gas (equivalente a 206 mmbpce), en el periodo 2011-2033.Columna geológica: Se constituye por lutitas, limolitas, areniscas y sedimentos terrígenos del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Explotación: Los campos presentan desarrollo limitado, por lo que la estrategia de explotación considera perforar 7 pozos (recuperación primaria), realizar 21 reparaciones menores, construir un tetrápodo reforzado y 1 plataforma; finalmente, instalar 1 equipo de perforación auto elevable. Inversión y costos: Inversión 17,810 mmp (incluye costo de abandono 439 mmp ); gasto de operación 5,812 mmp.Transporte: Construir 1 oleogasoducto (24.3 km), aunado a una plataforma y un oleogasoducto existentes. Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 2 mmb, gas 1 mmmpc y equivalente 2 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 837 2P 181
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 463 1P 82
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2033;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,189 3P 353Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
0% 22% 22% Análisis de Sensibilidad0% 22% 22%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
180 119 -34%43 29 -32%
Equivalente (mmbpce) 188 125 -34%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
6.3 2.9 -54%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
2.0 2.7 34%8.3 5.6 -32%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 68.74 USD/b; Precio del gas: 7.33 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0112233445
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-89% -62% -86% -19%
788%
169%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación108
VPN Esperado* 70,070 10,449VPI*** 14,612 14,612VPN/VPI 4.80 0.72B/C** 4.57 1.13
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
14. Proyecto Caan (Explotación)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 143 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco, y a 80 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche; el proyecto cubre un área de 481.2 Km2 .Campos: Abkatún, Caan, Kanaab, Taratunich.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 94 mmb de aceite y 239 mmmpc de gas (equivalente a 141 mmbpce), en el periodo 2011-2027.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico) y en el terciario por lutitas y terrígenas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 2 pozos, realizar 6 reparaciones mayores y 17 conversiones a Bombeo Neumático (BN).Inversión y costos: Inversión 20,963 mmp (incluye costo de abandono 4,620 mmp ); gasto de operación 7,020 mmp.Transporte: Utilizar infraestructura existente (24 plataformas, ductos, equipos de procesamiento de separación, deshidratación de aceite, tratamiento de agua y almacenamiento) y construir 2 gasoductos (26.5 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 3,391 mmb, gas 3,938 mmmpc y equivalente 4,179 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1
P50 9,614 2P 207
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 9,602 1P 179
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2027;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 9,623 3P 212Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
41% 42% 43% Análisis de Sensibilidad51% 54% 56%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
94 103 9%239 252 5%
Equivalente (mmbpce)
142 153 8%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
10.7 2.6 -76%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
3.6 48.0 1234%14.3 50.6 253%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 72.76 USD/b; Precio del gas: 7.11 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
10
20
30
40
50
60
70
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-83% -38% -78%
-12%
480%
72%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 109
VPN Esperado* 200,459 31,514VPI*** 38,677 38,677VPN/VPI 5.18 0.81B/C** 4.83 1.14
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
15. Proyecto Chuc (Explotación)
Localización: Se ubica frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 132 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas (Tabasco) y a 79 km al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche.Campos: Batab, Ché, Chuc, Chuhuk, Etkal, Homol, Kuil, Onel, Pokoch, Pol, Tumut, Uchak y Wayil.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de 404 mmb de aceite y 810 mmmpc de gas natural (561.5 mmbpce) en el periodo 2011-2046.Columna geológica: Se constituye por rocas sedimentarias arcillosas, siliciclásticas y carbonatadas del jurásico y carbonatos del cretácico (mesozoico).Estrategia de Recuperación: El plan de explotación contempla perforar 25 pozos de desarrollo, terminar 10 pozos (Bombeo Neumático), 12 reparaciones mayores, recuperar 7 pozos exploratorios, instalar 8 estructuras marinas, perforar 6 pozos inyectores e implementar un proceso de recuperación mejorada (inyección de 30 mmpcd de gas) en el bloque este del campo Chuc.Inversión y costos: Inversión 57,631 mmp (costo de abandono 6,473 mmp); gasto de operación 30,300 mmp.Transporte: Construir 62.6 km de oleogasoductos y 23.2 de gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,935 mmb, gas 2,007 mmmpc y equivalente 2,336 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1
P50 7,113 2P 567
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 6,337 1P 327
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2046;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 7,406 3P 633Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
32% 39% 39% Análisis de Sensibilidad29% 41% 41%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
330 347 5%735 582 -21%
Equivalente (mmbpce)
477 463 -3%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
8.3 5.7 -32%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
4.4 4.9 13%12.7 10.6 -16%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.0 USD/b; Precio del gas: 7.3 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
20
40
60
80
100
120
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-84% -42% -79%
-12%
518%
81%
Antes de impuestos
Después de impuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación110
VPN Esperado* 9,675 3,626VPI*** 4,231 4,231VPN/VPI 2.29 0.86B/C** 3.20 1.30
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en abril de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
16. Proyecto Coatzacoalcos Marino (Explotación)
Localización: Se ubica en aguas territoriales en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a la línea limítrofe de los Estados de Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua de 15 a 28 m de profundidad; la superficie asignada es de 2,920.9 km 2 y el área del proyecto de 650.4 km2.Campos: Amoca y Tecoalli.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para extraer 46 mmb de aceite y 23 mmmpc de gas natural (equivalente a 52 mmbpce), en el periodo 2015-2050.Columna geológica: Se constituye por sedimentos terrígenos, arcillas, areniscas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 7 pozos de desarrollo, recuperar 1 pozo exploratorio, instalar estructuras marinas y ductos, así como implementar un sistema artificial de producción con bombeo neumático (BN).Inversión y costos: Inversión 9,183 mmp; gasto de operación 762 mmp.Transporte: instalar 2 estructuras marinas y construir 46.6 km de ductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 0 mmmpc y equivalente 0 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos/1
P50 299 2P 51
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 231 1P 34
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2015-2050;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 557 3P 100Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
0% 17% 17% Análisis de Sensibilidad0% 18% 18%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
33 36 9%17 17 -2%
Equivalente (mmbpce)
36 39 8%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
13.8 6.9 -50%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
1.7 3.0 74%15.6 10.0 -36%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 69.7 USD/b; Precio del gas: 6.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
1
1
2
2
3
3
4
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-70% -46%
-68% -26%
229%
86%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 111
VPN Esperado* 45,745 5,767VPI*** 10,479 10,479VPN/VPI 4.37 0.55B/C** 4.43 1.11
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
17. Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba (Explotación)
Localización: Se ubica al noroeste del Estado de Tabasco en los municipios de Jalpa de Méndez, Paraíso, Comalcalco y Cárdenas; el proyecto tiene una superficie de 1,800 km2 .Campos: Ayapa, Castarrical, El Golpe, Mayacaste, Puerto Ceiba, Santuario, Tajón, Tintal, Tupilco.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos de hidrocarburos para extraer 84 mmb de aceite y 63 mmmpc de gas natural (equivalente a 97 mmbpce), en el periodo 2011-2028.Columna geológica: Se constituye por arcillas, rocas carbonatadas y dolomías del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario, lutitas calcáreas y formaciones arenosas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación onsidera perforar 24 pozos de desarrollo (pozos de alcance extendido y direccionales , desde macroperas existentes), realizar 121 intervenciones a pozos (74 reparaciones mayores, 32 menores y la implementación de 15 sistemas artificiales de producción) y 65 taponamientos; actualizar modelos estáticos y dinámicos de los campos; desarrollar y reactivar el campo Mayacaste, y, finalmente, dar mantenimiento a las instalaciones existentes.Inversión y costos: Inversión 15,338 mmp (incluye costo de abandono 101 mmp); gasto de operación 4,478 mmp.Transporte: instalación de 1 cabezal de recolección y 26 líneas de descarga, aunado a las instalaciones existentes (cabezales, baterías de separación, estaciones de compresión, ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 494 mmb, gas 401 mmmpc y equivalente 574 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 3,821 2P 215
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 3,124 1P 135
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2028;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 3,869 3P 225Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
14% 20% 20% Análisis de Sensibilidad17% 23% 23%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
83 141 69%62 48 -23%
Equivalente (mmbpce)
96 150 57%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
11.6 2.9 -75%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
3.4 5.9 75%15.0 8.8 -41%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.3 USD/b; Precio del gas: 6.6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.8 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
2
4
6
8
10
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010 -81% -32%
-77% -10%
437%
55%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación112
VPN Esperado* 142,480 6,744VPI*** 24,026 24,026VPN/VPI 5.93 0.28B/C** 3.41 1.03
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
18. Proyecto Jujo-Tecominoacán (Explotación)
Localización: Se localiza en la parte Sureste de la República Mexicana, en los municipios de Cárdenas y Huimanguillo del estado de Tabasco, entre los meridianos 93° 25’ - 93° 35 de longitud Oeste y los 17° 50’ - 17° 55’ de latitud Norte.Campos: Jacinto, Jujo - Tecominoacán, Paredón y Tepeyil.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos con el fin de extraer 391 mmb de aceite y 637 mmmpc de gas (518.4 mmbpce), en el periodo 2011-2051.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y arcillo-arenosas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por lutitas con intercalaciones de arenas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar y terminar 26 pozos y realizar 110 intervenciones (38 reparaciones mayores y 72 menores); aplicar métodos de recuperación secundaria (inyección de 90 mmpcd de nitrógeno y 35 de gas amargo hasta el 2017 para mantenimiento de la presión del campo Jujo-Tecominoacán); finalmente, el taponamiento de 5 pozos.Inversión y costos: Inversión 38,137 mmp (costo de abandono 8 mmp); gasto de operación 84,474 mmp.Transporte: Construir 2 gasoductos, 30 líneas de descarga y 2 sistemas para el tratamiento de aguas residuales.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,468 mmb, gas 2,355 mmmpc y equivalente 1,939 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 6,246 2P 852
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 6,063 1P 818
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2051;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 6,246 3P 852Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
29% 42% 41% Análisis de Sensibilidad32% 52% 51%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
277 371 34%429 449 5%
Equivalente (mmbpce)
362 461 27%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
5.3 0.9 -82%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
11.8 9.3 -21%17.2 10.3 -40%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 77.2 USD/b; Precio del gas: 6.8 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
5.0
10.015.0
20.0
25.0
30.035.0
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
05
1015202530354045
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
2043
2046
2049
2052
2055
2058
2061
2064
2067
2070
2073
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010 -86% -6%
-71% -3%
593%
28%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 113
VPN Esperado* 38,394 6,877VPI*** 6,945 6,945VPN/VPI 5.50 1.00B/C** 5.50 1.17
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
19. Proyecto Och-Uech-Kax (Explotación)
Localización: Se ubica en la porción central de la Sonda de Campeche, al occidente de la Península de Yucatán, frente a los Estados de Campeche y Tabasco, dentro de las aguas territoriales del Golfo de México; el área asignada tiene una superficie de 969.7 km 2 y el proyecto un área de estudio de 402.8 km 2.Campos: Kax, Och y Uech.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 51 mmb de aceite y 98 mmmpc de gas (equivalente a 74 mmbpce) en el periodo 2011-2027.Columna geológica: Se constituye por depósitos carbonatados, dolomías, sedimentos arcillosos y lutitas del jurásico y carbonatos arcillosos del cretácico (mesozoico); en el terciario se identifican lutitas y sedimentos terrígenos (cenozoico).Estrategia de Recuperación: El plan de explotación contempla perforar 3 pozos, terminar 2 pozos y realizar 1 reparación mayor del pozo Och-12 utilizando una plataforma autoelevable.Inversión y costos: Inversión 9,998 mmp (costo de abandono 1,167 mmp); gasto de operación 2,133 mmp.Transporte: Construir la interconexión submarina del oleogasoducto de 24” x 24 km hacia Pol-A.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 272 mmb, gas 563 mmmpc y equivalente 385 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 923 2P 89
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 923 1P 89
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2027;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 923 3P 89Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
39% 47% 49% Análisis de Sensibilidad38% 45% 47%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
52 54 6%98 87 -11%
Equivalente (mmbpce)
71 72 1%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
10.2 2.1 -80%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
2.2 3.0 39%12.4 5.1 -59%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 76.91 USD/b; Precio del gas: 6.95 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
5
10
15
20
25
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-85% -47% -82%
-15%
553%
112%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación114
VPN Esperado* 49,724 11,993VPI*** 5,869 5,869VPN/VPI 8.47 2.04B/C** 4.23 1.23
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
20. Proyecto San Manuel (Explotación)
Localización: Se ubica a 43 km al suroeste de Villahermosa, Tabasco; comprende los municipios de Juárez, Pichucalco y Ostuacán en el Estado de Chiapas; el área colinda con el cinturón plegado de la Sierra de Chiapas (sur) y las cuencas de Macuspana (este) y Comalcalco (oeste y noroeste); el proyecto cubre un área de 1,642 km2 .Campos: Catedral, Chiapas-Copanó, Chintul, Comoapa, Malva, Mundo Nuevo, Muspac, Sunuapa.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 75 mmb de aceite y 496 mmmpc de gas (equivalente a 174 mmbpce), en el periodo 2011-2041.Columna geológica: Se constituye por lutitas, areniscas arcillosas, dolomías y rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación contempla perforar y terminar 6 pozos, realizar 45 intervenciones (23 reparaciones mayores y 22 menores, las cuales incluyen conversiones a sistemas artificiales de producción), implantar procesos de recuperación mejorada en el bloque este del campo Sunuapa (inyección de 30 mmpcd de gas), construir infraestructura adicional, además de mantenimiento, adecuar las instalaciones existentes y llevar a cabo 31 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 9,258 mmp (costo de abandono 22 mmp); gasto de operación 24,043 mmp.Transporte: Construir 8 ductos, 5 líneas de descarga y otras instalaciones de producción.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 362 mmb, gas 3,981 mmmpc y equivalente 1,158 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 2,706 2P 193
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 2,682 1P 167
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2041;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 2,804 3P 232Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
30% 36% 37% Análisis de Sensibilidad52% 59% 59%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
65 63 -3%425 418 -2%
Equivalente (mmbpce)
150 146 -2%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
1.4 0.4 -74%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
3.5 4.0 14%4.9 4.4 -10%
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 78.5 USD/b; Precio del gas: 5.75 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.01.02.03.04.05.06.07.08.0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
10
20
30
40
50
60
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-89% -60% -76% -18%
847%
204%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 115
VPN Esperado* 119,680 27,635VPI*** 11,527 11,527VPN/VPI 10.38 2.40B/C** 7.60 1.25
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en noviembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
21. Proyecto Desarrollo de Campos Ixtal - Manik (Explotación)
Localización: Se ubica frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 140 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco, y a 95 km de Ciudad del Carmen, Camp., entre las isobatas de 70 y 80 m. La superficie de las asignaciones es de 1,925 km2 y el área del proyecto de 15 km2 .Campos: Ixtal y Manik.Objetivo: Explotar los yacimientos de hidrocarburos para la extracción de 146 mmb de aceite y 281 mmmpc de gas natural (equivalente a 201 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y calizas dolomitizadas del jurásico (mesozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 2 pozos, 5 reparaciones mayores, instalar un separador remoto y un equipo para el aprovechamiento de gas amargo, así como dar mantenimiento a las instalaciones existentes y 17 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 16,762 mmp (costo de abandono, 754 mmp); gasto de operación 9,090 mmp.Transporte: No considera el desarrollo de infraestructura adicional a la existente (3 estructuras marinas y 5 ductos).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 212 mmb, gas 409 mmmpc y equivalente 294 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
P50 1,064 2P 277
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
P90 1,064 1P 277
Variable Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,171 3P 321Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
16% 34% 40% Análisis de Sensibilidad19% 41% 49%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
146 144 -1%281 223 -21%
Equivalente (mmbpce)
202 189 -7%
Costos por millar de pies cúbicos(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
6.0 1.7 -71%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
3.3 2.9 -12%9.3 4.6 -51%
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 70.86 USD/b; Precio del gas: 6.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
20
40
60
80
100
120
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-91% -67% -87% -20%
1038%
240%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación116PROYECTOS INTEGRALES
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 117
VPN Esperado* 54,357 27,920VPI*** 11,109 11,109VPN/VPI 4.89 2.51B/C** 4.40 1.66
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
1. Proyecto Integral Cuenca de Veracruz (Explotación)
Localización: Se ubica en la margen occidental del Golfo de México, en la parte central del Estado de Veracruz; colinda con el eje Neovolcánico y la Cuenca Tampico-Misantla (norte), la Cuenca Salina del Istmo y el Complejo Volcánico de los Tuxtlas (sur), con el Frente Tectónico Sepultado (occidente) y el Golfo de México (oriente).Campos: Cuenta con 37.Objetivo: Asegurar la continuidad en la producción de gas y aceite a partir de la reclasificación e incorporación de reservas de hidrocarburos con 18.5 mmb de aceite y 1,081 mmmpc de gas (235 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por conglomerados, areniscas calcáreas y lutitas bioturbadas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 72 pozos de desarrollo (55 de gas no asociado y 17 de aceite), 26 intervenciones mayores y 120 menores y 120 taponamientos de pozos.Inversión y costos: Inversión 16,179 mmp (por abandono 151 mmp); gasto de operación 6,316 mmp.Transporte: Construir y operar 2 estaciones de recolección de aceite y/o gas, 19 gasoductos, 1 oleoducto y 95 líneas de descarga.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 79 mmb, gas 3,183 mmmpc y equivalente 703 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 189
Variable
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 69.27 USD/b; Precio del gas: 5.46 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 1,848 2P 206
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,872 3P 235Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 1,848
10% 12% 12% Análisis de Sensibilidad48% 66% 65%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
19 12 -37%1,081 661 -39%
Equivalente (mmbpce)
235 144 -39%
Costos por millar de pies cúbicos
0.5 -68%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
1.2 0.0 -96%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
0.5 0.5 2%1.6
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
50
100
150
200
250
300
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-83% -72% -77% -40%
489%
251%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación118
Cosamaloapan P10 276Tinajas Media 426
P90 704sep-12
Cosamaloapan 10 - 61Tinajas 14 - 33
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010.
2. Proyecto Integral Cuenca de Veracruz (Exploración)
Localización: Se ubica en el margen occidental del Golfo de México; comprende la parte central del Estado de Veracruz y una porción de Oaxaca; cubre una superficie de 11,356 km2 .Áreas del proyecto: Cosamaloapan y Tinajas.Objetivo: Incorporar reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 276 mmbpce en el percentil 10 a 704 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 426 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas del cretácico (mesozoico) y lutitas, areniscas y conglomerados del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 155 pozos exploratorios en un periodo de 25 años (2011 - 2025); considera la adquisición de 2,400 km2 de sísmica 3D; obtener 68 estudios geológicos y 3 geofísicos (de sísmica 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 13,509 mmp (estratégica 11,681 mmp y operacional 1,828 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
1,549
Recurso prospectivo
950 268 119599 158 36
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 1,549 426 155
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 10,136 10,136 (dólares por mpc)mmpesos 32,259 9,097
VME/VPI pesos/pesos 3.18 0.90Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 3.76 1.26
3.0
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 70.1 USD/b; Precio del gas: 5.4 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
0.51.60.9
Geológico
15 - 6218 - 33
Costos por millar de pies cúbicos
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0
5
10
15
20
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
50
100
150
200
250
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 119
VPN Esperado* 6,072 1,620VPI*** 4,050 4,050VPN/VPI 1.50 0.40B/C** 1.95 1.15
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
1.5 1.0 -35%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
1.1 0.9 -14%2.6
Costos por millar de pies cúbicos
1.9 -27%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
277 7 -97%Equivalente (mmbpce)
55 1 -97%
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
0 0 0%
Análisis de Sensibilidad9% 35% 33%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
P90 103
0% 0% 0%
P10 236 3P 73Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
1P 16
Variable
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 5.45 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 213 2P 63
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
3. Proyecto Integral Lankahuasa (Explotación)
Localización: Se ubica al norte del Estado de Veracruz, entre los poblados de Tecolutla y Punta Delgada desde la línea de costa hasta la isobata de 500 metros; yace en la Plataforma Continental del Golfo de México en la porción sureste costa fuera de la Cuenca Tampico-Misantla y comprende parte del segmento terciario progradacional de la cuenca; cubre un área de 3,447 km 2.Campos: Kosni y Lankahuasa.Objetivo: Continuar con la explotación y desarrollo de los yacimientos de gas seco y extraer 277 mmmpc de gas (55 mmbpce), en el periodo 2011-2025.Columna geológica: Se constituye por rocas calcáreas, areniscas y arcillas del jurásico y cretácico (mesozoico); en el terciario por sedimentos siliciclásticas y areniscas (cenozoico). Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 10 pozos de desarrollo horizontales en el periodo 2011 - 2025.Inversión y costos: Inversión 5,904 mmp; gasto de operación 4,092 mmp.Transporte: Construir e instalar 2 plataformas tipo tetrápodo y 2 gasoductos (1.5 km y 14 km).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 117 mmmpc y equivalente 22 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
05
101520253035
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-60%
-29% -49%
-13%
150%
40%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación120
Lankahuasa P10 78Canatla Media 203
P90 394sep-12
Lankahuasa 14 - 44Canatla 14 - 15
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en octubre de 2010.
4. Proyecto Integral Lankahuasa (Exploración)
Localización: Se ubica al norte del estado de Veracruz, entre los poblados de Tecolutla y Punta Delgada desde la línea de costa hasta la isóbata de 500 metros; se encuentra en la Plataforma Continental del Golfo de México, costa afuera de la Cuenca Tampico-Misantla (porción sureste); comprende parte del segmento terciario progradacional de esta cuenca y cubre un área de 3,447 km 2.Áreas del proyecto: Lankahuasa y Canatla.Objetivo: Evaluar los recursos prospecticvos de gas no asociado y descubrir nuevos campos con un volumen que varía de 78 mmbpce en el percentil 10 a 394 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 203 mmbpce.Columna geológica: Se constiuye por rocas calcáreas, areniscas, lutitas y dolomías del jurásico y carbonatos y arcillas del cretácico (mesozoico); en el terciario, sedimentos arcillo-arenosos, arenas, conglomerados, lutitas y areniscas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 18 pozos exploratorios en un período de 7 años (2011-2026); obtener 18 estudios geológicos y 18 estudios geofísico-geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 8,916 mmp (estratégica 8,328 mmp y operacional 588, mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria
776
Recurso prospectivo
620 178 15156 25 3
Volumen prospectivo
Probalidad de Éxito
Proyecto 776 203 18
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 4,829 4,829 (dólares por mpc)mmpesos 3,499 125
VME/VPI pesos/pesos 0.72 0.03Proyecto a dictamenVariable
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
B/C** USD/bpce 1.66 1.01
2.5
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.3 USD/b; Precio del gas: 5.3 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
0.31.40.7
Geológico
15 - 5215 - 17
Costos por millar de pies cúbicos
Área del proyecto
Comercial
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
01122334
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
050
100150200250300350400
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 121
sep-12 VPN Esperado* 154,505 73,820VPI*** 92,962 92,962VPN/VPI 1.66 0.79B/C** 2.36 1.38
AceiteGas
Antes deimpuestos
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
5. Proyecto Integral Burgos (Explotación)
Localización: Se ubica en el noreste de México, al norte del Estado de Tamaulipas y forma parte de algunos municipios de Nuevo León y Coahuila; colinda con los EE.UU. (norte) y con la margen occidental del Golfo de México (este); cubre una superficie de 120,000 km2.Campos: Cuenta con 142.Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 4,253 mmmpc de gas (851 mmbpce), en el periodo 2011 - 2025.Columna geológica: Se constituye por sedimentos terrígenos siliciclásticos (alternancias de areniscas y lutitas) del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: Perforar y terminar 1,598 pozos de desarrollo (terminación tubingless), 2,082 intervenciones mayores y 1,078 taponamientos.Inversión y costos: Inversión 136,034 mmp (por abandono 1,486 mmp); gasto de operación 30,861 mmp.Transporte: Construir y operar 50 estaciones de recolección de gas y 49 gasoductos.Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 20 mmb, gas 10,933 mmmpc y equivalente 2,167 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 383
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 5.72 USD/mpc; Precio del condensado: 74.22 USD/bpce; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 3,965 2P 583
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2025;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 4,533 3P 852Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 3,478
24% 24% 24% Análisis de Sensibilidad56% 77% 70%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación Después de
0 0 0%4,253 2,217 -48%
Equivalente (mmbpce)
851 443 -48%
Costos por millar de pies cúbicos
2.0 -31%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
2.3 0.6 -72%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
0.5 1.3 152%2.8
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
100
200
300
400
500
600
700
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-79% -18%
-71% -4%
392%
28%
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación122
Reynosa P10 1,602Camargo Media 1,778Herreras P90 2,138
sep-12 Presa FalcónMúzquiz
Reynosa 13 - 43Camargo 14 - 42Herreras 18 - 52Presa Falcón 13 - 36Múzquiz 6 - 44
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en diciembre de 2010.
6. Proyecto Integral Burgos (Exploración)
Localización: Se ubica en el noreste de México, al norte del Estado de Tamaulipas y forma parte de algunos municipios de Nuevo León y Coahuila; colinda con los EE.UU. (norte) y con la margen occidental del Golfo de México (este); cubre una superficie de 109,605 km2 .Áreas del proyecto: Reynosa, Camargo, Herreras, Presa Falcón y Múzquiz.Objetivo: Incorporar nuevas reservas de gas seco, húmedo y aceite con un volumen que varía de 1,602 mmbpce en el percentil 10 a 2,138 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 1,778 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por rocas carbonatadas y silisiclásticas del cretácico (mesozoico); en el terciario, por rocas siliciclásticas (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 879 pozos exploratorios en un periodo de 18 años (2011 - 2028); considera la adquisición de 9,200 km de sísmica 2D y 20,800 km2 de sísmica 3D; obtener 160 estudios geológicos y 20 geofísicos (de sísmica 2D y 3D).Inversión y costos: Inversión exploratoria 71,604 mmp (estratégica 66,580 mmp y operacional 5,024 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
2,088 502 2341,308 342 175
Volumen prospectivo
7,1051,153 299 1531,025 285 2041531 350 113
Proyecto 7,105 1,778 879 Probalidad de ÉxitoÁrea del proyecto
Comercial
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 61,943 5,890 Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 74,842 74,842 (dólares por mpc)
VME/VPI pesos/pesos 0.83 1.04Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 1.64 1.04
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 2.7
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.12 USD/b; Precio del gas: 5.72 USD/mpc; Precio del condensado: 74.21 USD/bpce; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
0.81.20.7
Geológico
14 - 4415 - 4318 - 5317 - 3813 - 61
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0200400600800
1,0001,2001,4001,600
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 123
sep-12 VPN Esperado* 19,832 4,390VPI*** 8,332 8,332VPN/VPI 2.38 0.53B/C** 2.48 1.15
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septeimbre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
7. Proyecto Integral Cuenca de Macuspana (Explotación)
Localización: Se ubica entre los Estados de Tabasco, Campeche y Chiapas; comprende los municipios de Centla, Centro, Jalapa, Jonuta y Macuspana en el Estado de Tabasco, parte de los municipios del Carmen y Palizada en Campeche y Catazaj, Palenque, Salto del Agua, Tila, Sabanilla, Tumbala, Huitiupan, Chilón, Yajalón y La Libertad en Chiapas; cubre una extensión de 18,061 km 2.Campos: Acachu, Almendro, Bitzal, Cafeto, Cantemoc, Cobo, Fortuna Nacional, Güiro, Hormiguero , Jimbal, José Colomo, Laguna Alegre, Mangar, Nuevos Lirios, Ojillal, Rasha, Shishito, Tepetitán, Usumacinta, Vernet, Viche y Xicalango.Objetivo: Acelerar el ritmo de explotación de sus campos y extraer 13.9 mmb de aceite y 429 mmmpc de gas (99.7 mmbpce) en el periodo 2011-2042.Columna geológica: Se constituye por sedimentos silisiclásticos, areniscas y lutitas del terciario (cenozoico).Estrategia de Recuperación: Terminar 37 pozos de desarrollo, realizar 134 intervenciones a pozos (62 reparaciones mayores y 72 menores) y el taponamiento de 146 pozos.Inversión y costos: Inversión 12,534 mmp (costo de abandono 522 mmp); gasto de operación 15,542 mmp.Transporte: Realizar la construcción de 42 líneas de descarga, 7 ductos (5 gasoductos, 1 oleoducto y 1 oleogasoducto) y 11 instalaciones (9 cabezales, 1 batería de separación y 1 estación de compresión). Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 35 mmb, gas 5,782 mmmpc y equivalente 1,165 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 78
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 78.63 USD/b; Precio del gas: 5.64 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 1,820 2P 117
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2042;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 1,832 3P 123Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 1,692
11% 17% 19% Análisis de Sensibilidad72% 78% 78%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
14 14 1%418 427 2%
Equivalente (mmbpce)
98 99 2%
Costos por millar de pies cúbicos
1.2 -74%
(dólares/mpc)
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
2.1 0.5 -75%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
2.6 0.7 -73%4.8
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
10
20
30
40
50
60
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010-70%
-29% -60%
-13%
238%
53%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación124
P10 317Media 569P90 1,012
sep-12
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septeimbre de 2010.
Probalidad de Éxito
8. Proyecto Integral Cuenca de Macuspana (Exploración)
Localización: se ubica al oriente de Villahermosa, Tabasco; colinda con los proyectos Litoral de Tabasco Terrestre (norte), Reforma Terciario (sur y este) y Julivá (oeste); cubre un área total de 5,670 km2 .Áreas del proyecto: Cuenca de Macuspana.Objetivo: Incorporar reservas de aceite súper ligero, ligero, gas húmedo y seco con un volumen que varía de 317 mmbpce en el percentil 10 a 1,012 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 569 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por lutitas, areniscas y limolitas del jurásico y dolomías del cretácico (mesozoico); lutitas y rocas arcillosas del terciario (cenozoico).Estrategia de Exploración: Perforar 58 pozos exploratorios en un período de 24 años (2011-2034); adquirir 2,092 km2 de sísmica 3D; obtener 39 estudios geológicos y 5 geofísiscos (sísmica 3D). Inversión y costos: Inversión exploratoria 18,477 mmp (estratégica 17,798 mmp y operacional 679 mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Recurso prospectivo
Cuenca de Macuspana
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Volumen prospectivo
2,983569 582,983
Proyecto 2,983 569 58
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 58,715 19,302 Costos por millar de pies cúbicosmmpesos 12,798 12,798 (dólares por mpc)
VME/VPI pesos/pesos 4.59 1.51Proyecto a dictamenVariableB/C** USD/bpce 4.33 1.34
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión. 5.5
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 77.6 USD/b; Precio del gas: 5.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
2.11.81.5
Geológico
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
12 - 57
Área del proyecto
Comercial
Cuenca de Macuspana 12 - 62
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
05
10152025303540
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
020406080
100120140160
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 125
sep-12 VPN Esperado* 477,985 53,396VPI*** 134,974 134,974VPN/VPI 3.54 0.40B/C** 3.90 1.09
AceiteGas
Aceite (mmb)Gas (mmmpc)
DesarrolloProducciónTotal*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. **Elaboración propia con información de Pemex.
9. Proyecto Integral Crudo Ligero Marino (Explotación)
Localización: Se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 75 km al noreste de la terminal marítima Dos Bocas (Tabasco) entre las isobatas de 20 y 100 m. El proyecto integral cubre un área de 7,545 km2 y la componente de explotación de 6,451 km 2.Campos: Bolontikú, Ichalkil, Kab, Kix, May, Misón, Nak, Sinán, Tsimín, Xux y Yum.Objetivo: Continuar con la explotación de los yacimientos para la extracción de 792 mmb de aceite y 3,717 mmmpc de gas (equivalente a 1,535 mmbpce), en el periodo 2011-2045.Columna geológica: Se constituye por depósitos de carbonatos fracturados del cretácico y arenas y areniscas del terciario (cenozoico).Estrategia de Explotación: El plan de explotación considera perforar 69 pozos de desarrollo, 4 pozos inyectores y 16 reparaciones mayores; aplicar métodos de recuperación secundaria con inyección de gas al campo May e inyección de agua al campo Bolontikú; finalmente, iniciar el desarrollo de las reservas recien incorporadas de los campos Tsimin y Xux.Inversión y costos: Inversión 239,687 mmp (costo de abandono 10,060 mmp); gasto de operación 59,483 mmp.Transporte: Construir 16 estructuras marinas y 23 ductos (297 kilómetros).Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 373 mmb, gas 1,021 mmmpc y equivalente 570 mmbpce.
Recursos al primero de enero de 2010 Indicadores Económicos /1
1P 698
Variable
/1 En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 74.25 USD/b; Precio del gas: 6.74 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
(mmbpce)
P50 4,249 2P 1,332
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente Después de impuestos
Antes de impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2011-2045;**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010
P10 7,672 3P 2,690Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 2,777
10% 40% 35% Análisis de Sensibilidad8% 53% 48%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2011-2025
Variable Proyecto a dictamen Reserva 2P 2010 Variación
694 589 -15%3,221 2,870 -11%
(dólares/barril de petróleo crudo equivalente)
Equivalente (mmbpce)
1,338 1,163 -13%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
8.0 -44%
Costos Proyecto a dictamen* Reserva 2P 2010** Variación
11.3 3.8 -67%Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los reportados en Reservas al 1° de enero de 2010
2.8 4.2 49%14.1
010
20
30
40
5060
70
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
Producción de aceite (mbd)
Proyecto Reservas 2010
0
50
100
150
200
250
300
350
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
Producción de gas (mmpcd)
Proyecto Reservas 2010
-78% -28%
-74% -8%
354%
40%
Antes deimpuestos
Después deimpuestos
Volumen Precio Inversión
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen. Cabe señalar que, desde que se recibió el Proyecto a la fecha, pudieron haberse incorporado nuevos campos. Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo equivalente.
Anexo estadístico de los proyectos dictaminados de exploración y explotación126
Yaxche-Xanab P10 1,831Pilar de Akal Media 2,330Teekit P90 2,926
sep-12 Xulum
Yaxche-Xanab 23 - 56Pilar de Akal 23 - 76Teekit 26 - 32Xulum 46
VM Esperado*VPI***
ExploraciónDesarrolloProducciónTotal
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en septiembre de 2010. *pce: petróleo crudo equivalente/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 73.47 USD/b; Precio del gas: 6 USD/mpc; Tipo de cambio: 13.77 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2010; Año base de los indicadores: 2011.
10. Proyecto Integral Crudo Ligero Marino (Exploración)
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México frente a la costa de los Estados de Tabasco y Campeche; colinda con los proyectos Campeche Poniente (norte), Campeche Oriente (oriente), Coatzacoalcos (occidente) y con la línea de costa (sur). El proyecto integral cubre un área total de 7,545 km2 y la componente de exploración de 6,618 km2.Áreas del proyecto: Yaxche-Xanab, Pilar de Akal, Xulum y Teekit.Objetivo: Incorporar reservas de aceite ligero y gas no asociado, con un volumen que varía de 1,831 mmbpce en el percentil 10 a 2,926 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 2,330 mmbpce.Columna geológica: Se constituye por depósitos de rocas arcillo-calcáreas del jurásico superior kimmeridgiano, carbonatos fracturados del cretácico y arenas del mioceno.Estrategia de Exploración: Perforar 63 pozos exploratorios en un período de 15 años (2011-2025), incluyendo 7 pozos delimitadores; adquirir 2,318 km2 de sísmica 3D; obtener 55 estudios geológicos, 3 geofísiscos (sísmica 3D) y 38 geotécnicos de apoyo a la perforación. Inversión y costos: Inversión exploratoria 62,178 mmp (estratégica 57,835 mmp y operacional 4,343, mmp).
Volumen y recursos prospectivos medios Recursos prospectivos con riesgo(mmbpce) (mmbpce)
Área del proyecto Volumen prospectivo
Recurso prospectivo
Oportunidades exploratorias
Categoria Recurso prospectivo
1,956 831 292,359 1,362 28
Volumen prospectivo
291 111 555 26 1
4,661
Proyecto 4,661 2,330 63Probalidad de Éxito
Área del proyecto
Comercial
Indicadores económicos /1
Variable Unidades Antes de impuestos
Después de impuestos
mmpesos 289,381 26,773 Costos por barril de pce*mmpesos 105,292 105,292 (dólares por barril de pce*)
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2011-2045; **Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos. ***VPI: Valor Presente de la Inversión.
VME/VPI pesos/pesos 2.75 0.25B/C** USD/bpce 3.42 1.07 Proyecto a dictamenVariable
Geológico
23 - 5624 - 8427 - 33
47
Elaboración propia con información del proyecto enviado a dictamen
11.67.32.22.1
050
100150200250300
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de aceite (mbd)
aceite
0
100
200
300
400
500
600
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2041
2043
2045
2047
2049
2051
2053
2055
2057
2059
2061
2063
2065
2067
2069
Producción de gas (mmpcd)
gas
Informe de Labores 2010 • 2011 / 2011 • 2012 127
Informe de labores
2010 • 20112011 • 2012