La Industria Petrolera, soporte para el crecimiento de la economía mexicana

Transcripción

1 La Industria Petrolera, soporte para el crecimiento de la economía mexicana Ing. Carlos Morales Gil Director General, PEMEX Exploración y Producción México D.F. Noviembre, 2013

2 El proceso de exploración y producción demanda conocimientos profundos en múltiples disciplinas Exploración Desarrollo Producción Evaluación del Potencial Petrolero Delimitación Incorporación de Reservas Diseño Construcción Perforación Extracción / Administración del yacimiento Distribución y Comercialización PROYECTOS 2

3 Cuencas productoras de hidrocarburos México No convencional (shale gas) Sureste Tampico-Misantla Burgos Golfo de México Veracruz Sabinas Aguas profundas Plataforma de Yucatán Diversidad de las rocas del yacimiento Chicontepec Tsimin Cantarell 3

4 Recursos y reservas, origen de los proyectos Miles de millones de barriles de Petróleo crudo equivalente Cuencas de crudo y gas Cuenca Prod. Acum. Reservas 1P 2P 3P Conv. Sureste Rec. Prosp. No Conv. Tampico Misantla Burgos Veracruz No convencional (Shale Gas) Sabinas Aguas Profundas Plataf. Yucatán Total Proyectos de desarrollo y explotación Proyectos exploratorios 4

5 Cartera de proyectos diversificada Proyecto Ubicación Tipo de fluido Integrales 2 tierra 2 gas Exploración Desarrollo y Producción 8 tierra 7 costafuera 6 aguas profundas 12 tierra 12 costafuera 1 aguas profundas 12 aceite ligero 2 aceite pesado 2 ligero & aceite pesado 5 gas 18 aceite ligero 4 aceite pesado 3 gas 5

6 Estrategia integral Plan de negocios Enfoque en los principales proyectos Flexibilidad para la asignación óptima de recursos Eficiencia en la ejecución Excelencia técnica Resultados esperados Reservas Ciclo de desarrollo Producción Factor de Recuperación Costos Declinación del yacimiento PROYECTOS Generación de valor 6

7 Gestión del talento, fundamental para el éxito Quién? Retener o reemplazar Necesidades de los proyectos Planear Reclutar Desarrollar Planear sucesión 5 Evaluar Proyectos Habilidades crecientes Cómo medir y reconocer el desempeño? 4 Asignar Modelo de Gobierno Asignación eficiente de personas 7

8 Estrategia tecnológica de PEP Hasta el momento PEP ha detectado dos áreas donde busca ser líder y seis temas tecnológicos para adaptar. En todo lo demás, busca convertirse en un comprador inteligente. Líder EOR/ IOR en carbonatos naturalmente fracturados Aceite extra-pesado costa fuera Adaptador Tecnología para aguas profundas Imágenes del subsuelo Yacimientos no convencionales Monitoreo de yacimientos Perforación y terminación HPHT Yacimientos de gas cercanos al punto crítico Comprador inteligente Caracterización de fluidos Químicos y equipos para la perforación Instalaciones de procesamiento Shale gas Petrofísica Control de arena Manejo de agua Sistemas artificiales Estimulaciones Equipo para la terminación Sistemas de ductos y risers Aseguramiento de flujo Subsuelo Perforación y terminación Instalaciones Producción 8

9 Origen de los recursos financieros Fuente de recursos de inversión, 2012 a Miles de millones de pesos Composición de la deuda de largo plazo, Financiamien to de Proyectos, 13.0% Crédito Directo, 2.1% Otros, 0.5% Contratos de Obra Pública Financiada, 2.6% Certificados Bursátiles, 19.4% Emisión de Bonos, 56.4% Gasto de Inversión Recursos propios Deuda Crédito Sindicado, 6.0% a. Supone que el endeudamiento de largo plazo se destina a financiar gasto de inversión. 9

10 Establecer estrategias de contratación por: Proyecto, Activo y Región Alcance del contrato Ejemplo Sí cuenta con tecnología y recursos humanos Contratos transaccionales Cantarell Ku-Maloob-Zaap Litoral de Tabasco Contratación Sí cuenta con recursos financieros No cuenta con tecnología y recursos humanos Contratos integrales sin financiamiento Burgos Chicontepec Complejo A.J. Bermúdez Jujo-Teco No cuenta con recursos financieros Contratos integrales con financiamiento Bienes y servicios Tecnología y recurso humano Recursos financieros Capacidad de ejecución Aguas profundas Chicontepec Campos maduros 10

11 Modelos contractuales Transaccionales COPF CIEP Entregable Obras, materiales o servicios Obras y servicios para producción Unidad de pago Precios unitarios Precios unitarios Producción Recuperación de costos más tarifa Pago Sujeto a cumplimiento en tiempo y forma Sujeto a la terminación y entrega de obras Sujeto a entrega de producción Plazo Promedio: 18 meses De 3 a 20 años De 2 a 35 años Especificaciones Determinadas Caracteristicas principales determinadas Flexible Gobernanza Supervisión Grupo directivo Grupo de dirección Adjudicación Oferta técnica y precio Precio Precio e inversión Presupuesto Pre-determinado por techos Techo por proyecto Flexible, sujeto a flujo de efectivo del proyecto 11

12 725 90% de la producción de aceite proviene de 52 campos 66 Qo > 5 mbd Región Sur 47 Campos Maduros por Región Reservas remanentes (MMbpce) 105 1P 2P 3P Campos maduros Existe un gran número de campos que no pueden ser explotados por falta de inversión y recursos humanos Volumen original Fr prom. 3P 10, Volumen original (MMbpce) Fr prom. (%) 379 Qo < 5 mbd Región Norte Poza Rica - Altamira Campos descubiertos Campos maduros RNorte y RSur Volumen original Fr prom P 20, Destacan los campos Salina del Istmo y Comalcalco en la Región Sur y Poza Rica, Faja de Oro y Altamira en la Región Norte. Características de los campos a reactivar: Potencial, Atractividad y Rentabilidad Fuente: Información de la Región Norte y Sur, valores del libro de reservas al 1 de enero de

13 Contratos Integrales EP Resultados Rondas 1 y 2 Primera ronda 2011 Segunda ronda 2012 Tercera ronda* 2013 Boque Empresa Área km2 Reservas 1P mmbpce Reservas 3P mmbpce Producción inicial** mbd Inversión inicial mm dls Tarifa original (dls/b) Santuario Petrofac Magallanes Petrofac Carrizo Schlumberger Arenque Petrofac 2, Altamira Cheiron 1, Tierra Blanca MPG / Alfasid San Andrés MPG / Alfasid Pánuco Petrofac/ Schlumberger 1, Ébano Diavaz 1, Soledad Petrolite Miquetla Humapa Operadora de Campos DWF Halliburton de México * Los bloques de Pitepec, Amatitlán y Miahuapan quedaron desiertos. ** Producción inicial de Chicontepec al 1 de enero de

14 Tercera ronda de Bloques en Chicontepec El proyecto Aceite Terciario del Golfo concentra el mayor volumen original in situ del país de más de 100 mil MMbpce, así como las reservas probables y posibles más cuantiosas del país Retos: Cuantiosas inversiones Incremento sustancial de capacidad de ejecución Nuevas tecnologías para incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos y rentabilidad Bloque Reservas 3P mmbpce Producción acumulada mmbpce Empresa Tarifa original (dls/b) Soledad Petrolite de México Miquetla Operadora de Campos DWF Humapa Halliburton de México Pitepec 1, Por adjudicarse (23 de enero 2014) Amatitlán Por adjudicarse (16 de enero 2014) Miahuapan Por adjudicarse (9 de enero 2014) Inversión inicial* * Producción a enero de ** Inversión en los primeros dos años 14

15 Limitada capacidad de ejecución Debido a la falta de capacidad de Criterios ejecución (recursos financiero, técnicos y humanos), no se desarrollan a cabalidad proyectos atractivos Capacidades técnicas y operacionales apropiadas Campos maduros Chicontepec Crudos extra- pesados Shale oil/gas Aguas profundas para los campos Capacidad financiera Con base en los términos los términos contractuales de Pemex Asociación con empresas petroleras 15

16 Campos de aceite extra pesado descubiertos Entre 2004 y 2010, se perforaron 16 pozos exploratorios y 5 delimitadores al Noroeste del Activo de Producción Ku- Maloob-Zaap Integrado por los campos: Ayatsil, Tson, Pohp, Lem, Zazil- Ha-Yaxiltun, Kanche, Kayab, Tunich, Nab, Baksha-Pit, Numan, Tekel, Chapabil y Utsil Área total de 1100 km² Los fluidos recuperados mostraron condiciones mas críticas a las esperadas en densidad API y en viscosidad Lem-1 Bok-1 Chapabil-1A Kayab-1 Yaxiltun-1 Kanche-1 Kayab-DL1 Nab-1 Tunich-101 Baksha-1 Numan-1 Tekel 1 Ayatsil-1 Ayatsil-1DL Utsil-1 Pit-1 Pohp Pit-DL1 Maloob-DL 3 Tson-1 Zaap Pozos Productores Pozo invadido Maloob 100 Campo Formación ºAPI 3p OOIP RF (2P) (MMbpce) % Ayatsil BTPK Tekel BTPKS Fase 1- Ayatsil Tekel Kayab BTPK Chapabil BTPK Zazil-Ha / Yaxiltum BTPK Fase 2- Kayab Pit BTPK Baksha BTPK Utsil BTPK Pohp BTPK Pohp JSK JSK Tson BTPK Tson JSK JSK Numan BTPK Fase 3- Pit Nab BTPK Total 2,555 19, Ku 16

17 513 m 623 m 660 m 670 m 681 m 739 m 805 m 810 m 851 m 936 m 945 m 988 m 1029 m 1122 m 1186 m 1194 m 1230 m 1493 m 1698 m 1785 m 1803 m 1928 m 1933 m 2147 m 2185 m 2532 m 2874 m 2919 m 2919 m Confirmando del potencial en aguas profundas Cuenca de Gas: HOLOK, y una cuenca de aceite: PERDIDO Aguas profundas Aguas ultra profundas Worker Max Smith Worker Voyager Worker Voyager Voyager Voyager Voyager Worker Bicent. Worker Max Smith Max Smith West Pegasus Max Smith Max Smith Cent. Max Smith Muralla IV Bicent. Centenario Centenario Bicent. West Pegasus Bicent. 500 m Chuktah 2004 Puskon 2011 Tamil 2008 Nab 2008 Etbakel 2008 Kabilil 2009 Lalail 2007 Chelem 2007 Leek 2009 Noxal 2005 Talipau 2012 Lakach 2006 Holok 2009 Tamha 2008 Hux 2012 Lakach 2DL 2010 Catamat 2009 Nen m 1500 m Tasa de éxito: 60% Labay 2009 Piklis- 1DL Caxa 2012 Piklis 2010 Ahawbil Kunah 2012 Kunah- 1DL m Trion m 17 Supremus Maximino PEP-1

18 La exploración en Aguas Profundas del Golfo de México se enfoca principalmente en dos áreas Al norte en el proyecto Área Perdido, que abarca las provincias geológicas del Cinturón Plegado Perdido y Salina del Bravo, donde el objetivo es encontrar hidrocarburos líquidos en plays del Neógeno y Paleógeno Al sur en los proyectos Holok y Han en las provincias geológicas del Cinturón Plegado de Catemaco y Salina del Istmo Marina, en donde el objetivo es incorporar reservas de gas húmedo en el Neógeno y evaluar el potencial de gas húmedo y aceite ligero hacia el oriente En otras áreas las actividades consistirán primordialmente en efectuar estudios regionales para lograr un mejor entendimiento de los sistemas petroleros 18

19 Los esfuerzos que PEMEX ha realizado en la exploración del Golfo de México Profundo han empezado a rendir frutos De los 54 MMMbpce en recurso prospectivo que hay en el país, 26 corresponden a Aguas Profundas Recurso prospectivo convencional Total: 54,600 MMbpce Plays 19,000 Prospectos 35, , ,525 2, ,206 1,931 2, Veracruz TMG Sabinas Plataforma Yucatan 20,083 6,937 26,547 10,178 13,146 16,369 Burgos Cuencas SE AP GdM Total En 2012, el 55% de la incorporación de reservas 3P provino de Aguas Profundas (AP) El campo Trion, descubierto en 2012, podría estar entre los mayores descubrimientos en el Paleógeno en Aguas Profundas del Golfo de México Recurso descubierto (MMbpce) ,053 82% 1,482 93% 1,774 95% 1,438 1,461 1,731 18% 55% 96% 77% 35% Aguas profundas Cuencas del Sureste Otras 2012 SOURCE. Wood Mackenzie, PEMEX Libro de reservas 19

20 El desempeño alcanzado por PEMEX lo posiciona de manera competitiva a nivel mundial El desempeño alcanzado en incorporación de reservas en el periodo coloca a PEMEX en tercer lugar a nivel mundial PEMEX en su componente exploratoria le ha generado un valor de 125 MMM de dólares al Estado Mexicano Asimismo podría posicionarse como la segunda compañía en la creación de valor por exploración, considerando el régimen fiscal de EUA 20

21 En el área Sur, donde se descubrió una mega-provincia de gas, se continua evaluando, delimitando y desarrollando los yacimientos descubiertos Mioceno Inferior Lipaxan-1 Cordilleras Mexicanas Maklipa-1 Lakach Patokto-1 Qg mmpcd Aktutu-1 Pupuyu-1 Matlani-1 Catla-1 Labay-1 Mapuli-1 Lakach-2DL Lakach-1 Piklis Piklis-1 Noxal Ixic- Sayab Atal-1 Tumtah-1 KUNAH-1 Makkab-1 Piklis-1DL Cinturón Plegado Catemaco Ahawbil-1 Noxal-1 Loc. Nat-1 Hem-1 Loc. Yoka-1 Naajal-1 Kunah-1DL Kuyah-1 Nen-1 Leek Kunah Leek-1 Alaw-1 Paynum-1 Lalail-1 Tabscoob-201 Salina del Istmo Nen Lalail Pronóstico preliminar de producción Años Avances Los campos descubiertos son Noxal, Lakach, Lalail, Leek, Nen, Piklis y Kunah, este último sobresale con 1.8 Tcf El campo Lakach esta siendo desarrollado Los campos Kunah y Piklis están caracterizados y delimitados. Ahora el desarrollo esta en proceso de aprobación técnica y económica Actualmente la exploración se dirige hacia el noreste en busca de gas húmedo y aceite ligero Reservas y Potencial Cerca de 5.0 Tcf de reservas de gas no asociada (3P) han sido certificadas Los recursos prospectivos de gas varían en un rango de 5.5 a 16.5 Tcf Desarrollo del campo Lakach Se estima una inversión de alrededor de 2.5 MMMUSD La 1ª Producción se espera en 2016 y alcanzar una producción máxima de 400 MMpcd de gas natural en 2017 La infraestructura de explotación será útil para incorporar los campos Kunah y Piklis, estimándose alcanzar una producción de 500 MMpcd por más de 7 años 21

22 Alcances del proyecto El objetivo es obtener primera producción en 2016, iniciando con una plataforma de producción de 200 mmpcd durante los primeros 6 meses y con una plataforma de 400 mmpcd durante 22 meses, continuando con su declinación hasta el año 2025, cuando se recuperarán en total 866 mmmpc Ilustrativo Perforación de 7 pozos de desarrollo y recuperación del pozo delimitador Lakach-2DL Instalar 2 ductos de transporte de 18 Ø x 60 km Instalar jumpers de 18 Ø y 6 Ø para la interconexión de los equipos submarinos Instalar Plets e In Line Sleds (ILS) para la interconexión de pozos Instalar 60 km de umbilicales Instalar un sistema de monitoreo y control Construir una estación de acondicionamiento de gas con capacidad de 400 MMpcd 22

23 Estado contratación de obras Proyecto Lakach Evento Contrato 1 Contrato 2 Contrato 3-4 Contrato 5 Contrato 7 Contrato 8-6 Contrato 9 Publicación 27-Nov Mar Oct Ene Oct Dic Nov-14 Fallo 21-Dic Jun May Feb Feb Ene Mar-15 Inicio 7-Ene Ago May Febr Mar Feb Mar-15 Terminación 31-Dic Feb Jun Abr Abr Sep Jun-16 Contratista Doris-Petrofac (Consorcio Asignado) Grupo R La Muralla IV (Contratista Asignado) Halliburton (40% Part Perf. y 100% Part Term.) Schlumberger (40% Part perf.) Aker Onesubsea GE(Vetco) FMC (Licitantes) 22 licitantes entre ellos: Demar Dragados ICA Fluor Tradeco Technip de Mexico ABB Saipem Global Offshore Subsea 7 (Licitantes) Exterran Pro-Term Valerus (Posibles Licitantes) 1er.proceso: Desierto (Licitantes) Estado Contratado Contratado Contratado 2º. Proceso: En espera de presentación de cotizaciones En proceso de licitación En espera de presentación de propuestas En programa Contrato 5: Presentación de propuestas por los participantes etapa de mercadeo: 28/Nov/13. 23

24 Generalidades del Proyecto Área Perdido Objetivo: Evaluar el potencial petrolero de los plays terciarios y mesozoicos, privilegiando la búsqueda de aceite ligero en estructuras de grandes dimensiones. P90 Pm P10 3,900 Fuente: BDOE-II actualizada por la SE 8,200 13,200 Área: 39,172 km 2 Tirantes de agua: 500-3,500 m Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378 km 2 Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas Recursos asociados a oportunidades y localizaciones (MMbpce) P90= 3,900 Pm= 8,200 P10= 13,200 Plays principales: Eoceno Inferior y Oligoceno Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno, Cretácico Riesgo principal: Sello y roca almacén 24

25 Proyecto Área Perdido Evaluación del potencial petrolero Ident. y eval. cuencas Ident. y eval. sistemas Ident. op y eval. rec. play petroleros hipot. Objetivo: Evaluar el potencial petrolero de los plays terciarios y mesozoicos, privilegiando la búsqueda de aceite ligero en estructuras de grandes dimensiones. Área: 39,172 km 2 Tirantes de agua: 500-3,500 m Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378 km 2 Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas Recursos asociados a oportunidades y localizaciones (MMbpce): P90= 3,900 Pm= 8,200 P10= 13,200 Plays principales: Eoceno Inferior y Oligoceno Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno, Frente al litoral de Tamaulipas, Golfo de México, al norte la frontera internacional de EUA, al occidente la isobata de 500 m, al oriente y al sur con el proyecto Tlancanan y Pulhman. Cretácico A A Cuenca de Burgos Provincia Salina del Bravo Cinturón Plegado Perdido Sal alóctona Longitud: 289 km Sal autóctona Corteza continental Corteza transicional Corteza oceánica 25

26 Asociado a su complejidad geológica, grado de conocimiento y retos técnicos, este proyecto se dividió en sectores Sector 1. CPP; Continuar probando su potencial, caracterización, delimitación y desarrollo conceptual de campos descubiertos (Trion y Maximino) Sector 2. CSS; Iniciar la evaluación de estructuras, por debajo de la sal alóctona Sector 3. MCS; Evaluar las estructuras, asociadas a mini cuencas y diapiros salinos Sector 4. CPP; Evaluar el potencial y continuidad de las estructuras del CPP en T.A. >3,000 m 26

27 Además, con base en los resultados obtenidos se han elaborado escenarios de futuro desarrollo del proyecto Área Perdido En uno de ellos, se consideraron nueve agrupamientos económicos, de acuerdo a su ubicación geográfica y su potencial. Estimando un volumen de reservas a recuperar de 4,600 millones de Bpce con una inversión de 40 mil millones de dólares. Caso Base (media) Grupos económicos: Reservas totales: Reservas comercialmente recuperables: Inversión Total: VPN: Maximino, Vasto, PEP, Ostionero, Humus, Plenus, Trion, Corfu, Filium 5.0 MMMbpce 4.6 MMMbpce $39.6 MMMUSD $5.8 MMMUSD VPN contempla desarrollo de todos los polos en el año 0, todos los ingresos bajo las regalías y régimen fiscal de EEUU 27

28 En lo que respecta a los recursos no convencionales, se ha iniciado su evaluación Mapa de distribución de tipos de hidrocarburos Enfoque de Áreas prioritarias: 24,500 km 2 Área de visión total: 120,000 km 2 Leyenda Aceite pesado Aceite ligero Gas húmedo Gas seco 1 Área Garza 4,000 km 2 kilómetros 2 Área Anhélido 11,000 km 2 3 Área Tantocob 9,500 km 2 A la fecha se han terminado 9 pozos exploratorios en las cuencas de Burgos y Sabinas, donde se han identificado áreas con producción de gas seco, gas húmedo y aceite e incorporando una reserva 3P de 112 MMbpce Con el objeto de dar certidumbre a los recursos prospectivos identificados, tipo de hidrocarburos y evaluar la productividad de los yacimientos, se tiene documentado el proyecto Aceite y Gas en Lutitas; el cual ya fue autorizado por la SHCP, acreditado por el Grupo de Trabajo de Inversión (GTI) de PEMEX y enviado a la CNH para su dictamen técnico Con base en la prospectividad de las diferentes provincias y a la distribución de tipos de hidrocarburos, se han definido 3 áreas prioritarias: 1. Área Garza 2. Área Anhélido 3. Área Tantocob 28

29 Objetivo Estratégico: Aprovechar los hidrocarburos disponibles Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país Costo Total: Descubrimiento y desarrollo más costo de producción Precio Terrestre convencional 4-12 USD/barril 100 Terrestre no convencional USD/barril 100 Aguas someras 6 16 USD/barril 100 Aguas profundas USD / barril 100 Gas USD/MPC 9 18 USD / Barril eq. 3.5 USD / MPC 21 USD / Barril Eq. 29

30 Montos de inversión requeridos para el desarrollo de las reservas y los recursos prospectivos Reservas Recursos MMMBPCE Costos USD/BL Monto de inversión MMMUSD Terrestre y Aguas Someras No convencional Aguas profundas Chicontepec, Campos maduros y Gas MMMUSD por año 30

31 Escenarios de producción y necesidades de inversión Crudo Gas Caso Inversión anual Total de pozos Base 24 MMMUSD 20,000 Superior 37 MMMUSD 30,000 Potencial Máximo 62 MMMUSD 50,000 31

32 El desarrollo económico del país demanda el fortalecimiento de la industria de Exploración y Producción de hidrocarburos.