Estrategia de PEMEX para Optimización de Campos Maduros. Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción

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1 Estrategia de PEMEX para Optimización de Campos Maduros Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción Enero, 2015

2 Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción. 2

3 Contenido Antecedentes Campos Maduros Escenarios actuales y producción Retos y oportunidades PEMEX-Post Reforma Energética

4 Contenido Antecedentes Campos Maduros

5 Qué son los Campos Maduros? (1/2) Los campos maduros en México se definen como aquellos campos donde el margen de utilidad es rentable pero no suficientemente competitivo con otros proyectos en la cartera de inversiones de PEP. El concepto de madurez es dinámico, es decir, puede ser temporal en función de las condiciones del mercado y nivel de costos de extracción y producción. También se define como Campos maduros aquellos campos que han alcanzado el pico máximo de su producción y empieza su etapa de declinación. Su clasificación esta relacionada a criterios volumétricos y económicos que dependen de la condición del campo, su límite de producción y su costo de rentabilidad. En función de las definiciones México estaría produciendo de campos maduros entre el 40-70% de la producción de aceite en México proviene de campos maduros Actualmente, alrededor del 50% de la producción mundial de hidrocarburos proviene de campos maduros y entre 75-80% de la producción acumulada se ha producido de campos de más de 30 años de antigüedad. Son yacimientos que han sido clasificados con factores de recuperación basados en el know-how técnico de décadas pasadas *Política energética, José Luis Calva, UNAM, 01/01/2007 La mejora del valor de un campo maduro esta en función de la tecnología o de la eficiencia. 5

6 Qué son los Campos Maduros? (2/2) Desde un punto de vista técnico, existen siete áreas que necesariamente influyen en el factor de recuperación de campos maduros: Identificación, cuantificación y factibilidad de producir las reservas remanentes de aceite y gas Acceso apropiado para drenar hidrocarburos Optimización de la productividad a través de reparación de pozos Sistemas artificiales y aseguramiento de flujo de fluidos Mantenimiento de presión y comportamiento de barrido Separación y manejo de fluidos Administración de yacimientos 6

7 Valor de un Activo de explotación 7

8 Análisis integral de un yacimiento Definición Es el empleo de recursos humanos, Es el empleo técnicos de recursos y financieros humanos, para técnicos maximizar y las financieros ganancias para obtenidas de un maximizar yacimiento, las optimizando ganancias la obtenidas recuperación de un de hidrocarburos yacimiento, optimizando mientras que se la minimizan recuperación los costos de de inversión hidrocarburos y de operación*. mientras que se minimizan los costos de inversión y de operación*. 9 Objetivos y Localizaciones: Planificación y Monitoreo 8 Transferencia Simulación: Malla 3D y Escalamiento 10 Automatización: Actualización 1 Modelo Geofísico 3D: Cimas, Fallas y Atributos 2 Modelo Estructural 3D: Tectónica y Volumen de Roca 3 Modelo Sedimentológico 3D: Facies Texturales Carbonatos 4 Modelo Petrofísico 3D: Triple Porosidad (Mx, Vug, Fract) 7 Volumen Original: Reservas P10,P50,P90 5 Geomecánica 3D: Esfuerzos y FMI 6 Modelo de Fracturas: DFN, KF, Sigma & Lz *Satter y Thakur: Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach, Penn Well Publishing Co., 1994 Tulsa, 8

9 Análisis integral de un yacimiento Objetivo General: en el largo plazo Optimizar el valor económico asociado a la recuperación de hidrocarburos de un yacimiento. Exploración El objetivo general se consigue mediante Objetivos Específicos, que se establecen a lo largo del tiempo de acuerdo a las etapas que atraviesa el yacimiento durante su vida productiva. Recuperación Mejorada Abandono Ciclo de vida de un yacimiento Descubrimiento Delimitación Recuperación Secundaria Desarrollo Recuperación Primaria Las etapas son interdependientes: Cualquier operación que en ellas se realice, o deje de realizarse, incide en la agregación de valor económico en el largo plazo. 9

10 Producción Etapas de explotación de un campo La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementar procesos durante la etapa productiva del campo que incluyen sistemas artificiales de producción, recuperación adicional, para cumplir con el objetivo de maximizar el valor económico del campo. Factores de Recuperación Típicos Primaria 40% 25% Rec. Primaria Sistema Artificial Rec. Secundaria Secundaria Mejorada 10% 15% 10% Rec. Mejorada Volumen Remanente Emplea energía natural del yacimiento. Usa sistemas artificiales de producción. Agrega energía al yacimiento. Acelera producción de aceite móvil. Libera aceite atrapado en el yacimiento. Tiempo 10

11 MBPD Eventos relevantes en la explotación en México Desarrollo de los YNF* de Chiapas- Tabasco y de la sonda de Campeche Inyección de agua, resultados pobres. Implementación de bombeo neumático *Yacimientos Naturalmente Fracturados Primer Reactivación del Proyecto 2000 proyecto de Integral Delta de Grijalva Inicio y recuperación Inicio de inyección de bióxido desarro secundaria e Optimización de de carbono en Sitio Grande llo de inyección de pozos e Inicio de estudios de campos agua instalaciones recuperación mejorada Región Inyección de Declinación natural de los 1000 Norte nitrógeno en campos maduros Cantarell (proyecto principalmente Cantarell más grande en su Reingeniería y desarrollo de los 500 tipo en el mundo) proyectos Ku-Maloob-Zaap, Ixtal-Manik y Crudo Ligero Marino Actual 11

12 Producción de aceite diaria Rango de incertidumbre Abandono Cambio de la incertidumbre y los métodos de evaluación del ciclo de vida de un proyecto de exploración y producción Recuperación Final Estimada (EUR) Exploración y Evaluación, Fase I Reservas Esperadas Estimación Baja Estimación Alta Producción, Fase II Producción Acumulada Campos maduros Recuperación Final (UR) Métodos Volumétricos Periodo de plataforma Tiempo temprano Tiempo tardío lla llb llc Limite económico Tiempo Analogía y Métodos Analíticos (Periodo de declinación) Simulación Numérica y Métodos de Balance de Materia Análisis del Comportamiento de Tendencias de Producción (PPT) Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, PRMS,

13 Contenido Escenarios actuales y producción

14 Producción Ciclo de Vida de los Proyectos Exploración Desarrollo Producción Declinación y mantenimiento Recuperación secundaria y mejorada Ku-Maloob-Zaap Costero Terrestre Veracruz Burgos Crudo Ligero Marino, Aceite Terciario del Golfo Arenque Ixtal-Manik Tsimin-Xux Lakach Ayin Alux Yaxché Lankahuasa Ayatsil-Tekel Chuc Ek Balam Cactus-Sitio Grande Ogarrio-Magallanes Bellota Chinchorro Macuspana Delta del Grijalva Poza Rica Cantarell Abkatun Tamaulipas Constituciones Jujo-Tecominoacán, Antonio J Bermúdez Límite técnico Tiempo Exploración Crudo y Gas Asociado Gas No Asociado 14

15 Campos Maduros en México Ilustrativo Región Sur Altamira Región Norte Se localiza en la planicie costera del Golfo de México, al sur del estado de Tamaulipas. 1 1 Magallanes: Otates y Sánchez Magallanes Pertenece al complejo Ogarrio- Magallanes del Activo Integral Cinco Presidentes, Huimanguillo, Tabasco Arenque: Arenque, Lobina, Jurel, Merluza y Náyade Se ubica en la plataforma continental en aguas territoriales a 30 Km de la ciudad de Tampico Tamaulipas Atún: Atún, Cangrejo, Escualo, Mejillón y Morsa Se localiza dentro de la plataforma continental en aguas territoriales del Golfo de México, frente a la costa norte del Estado de Veracruz Pánuco: Salinas, Pánuco, Topila y parte del Cacalilao Se ubica en la planicie costera del Golfo de México en la porción norte del Estado de Veracruz San Andrés se localiza en el sur del Activo de Producción Poza Rica-Altamira Tierra Blanca: Tierra Blanca- Chapopote Núñez, Cerro Viejo, Vara Alta, Potrero del Llano- Horcones, Temapache, Alazán y la parte norte del campo Álamo- San Isidro Se localiza en la porción central de la Faja de Oro Terrestre, del Activo de Producción Poza Rica-Altamira Santuario: Caracolillo, El Golpe, Santuario Pertenece al complejo El Golpe-Puerto Ceiba, del activo integral Bellota-Jujo, Comalcalco, Tabasco Carrizo: Pertenece al complejo Antonio J. Bermúdez, del Activo Integral Samaria - Luna, Villahermosa, Tabasco 15

16 PEMEX, jugador importante en el mundo Comparación Internacional Producción de petróleo crudo MMbd Reservas de aceite crudo (1P)* MMMb Producción de gas natural 5856 MMMpcd Reservas de gas natural (1P)* MMMMpc Costo de descubrimiento y desarrollo USD/bl Costo de producción 7.91 USD/bl Posición entre las IOC s 2 entre las IOC s *Subdirección de Planeación, PEP Enero

17 PEP: Evolución de la producción de crudo Mbpd 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 Los campos gigantes de crudo pesado costa fuera han dominado la producción de crudo durante 30 años Ku-Maloob-Zaap Cantarell 71% Estabilización de la producción 52% 1,000 Otros campos marinos 500 Mesozoico Chiapas-Tabasco Tampico-Misantla Basin % Portafolio diversificado de productos 35% 54% Pesado Ligero Extra ligero 17

18 Contenido Retos y oportunidades

19 Retos y oportunidades a corto y mediano plazo Retos Oportunidades Mantenimiento de la Producción Yacimientos Admón. Producción de pozos Mejoramiento de Productividad Mantenimiento Optim. SAP Rec. Secundaria Monitoreo continuo La fuerte declinación de la producción de aceite del complejo Cantarell (Akal) experimentada a partir de 2005 ha impuesto el reto de mantener la producción de aceite en niveles de 2.5 MMBD Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado Retos Incremento del Factor de Recuperación de Aceite Las tecnologías de procesos de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente fracturados están actualmente limitadas y deben ser adaptadas o desarrolladas para su aplicación en los campos de México Yacimientos Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado Admón. Producción de pozos Mejoramiento de Productividad Mantenimiento Optim. SAP Rec. Secundaria Monitoreo continuo 19

20 INCREMENTO DE RIESGO INNOVACIÓN TECNOLÓGICA MAYOR INVERSIÓN Retos actuales de la industria petrolera mexicana Ilustrativo Yacimientos convencionales: Campos maduros Recuperación adicional Aceite y gas Ambientes complejos: Desarrollo difícil Volúmenes grandes Yacimientos Compactos Aceites extrapesados Aguas profundas Yacimientos No convencionales: Desarrollos masivos Volúmenes gigantes Shale gas Shale oil Tamaño del Recurso de Hidrocarburos 20

21 Para afrontar los retos de la empresa Plan de Negocios Resultados esperados Enfoque en los principales proyectos Talento Reservas Producción Flexibilidad para la asignación óptima de recursos Eficiencia en la Tecnología AC Prácticas Factor de recuperación Costos ejecución Excelencia técnica Declinación de la producción AC: Administración del Conocimiento PROYECTOS 21

22 Estrategia de Gestión del Talento NO EXHAUSTIVO Cómo acceder al talento? Cuando retener o reemplazar? Que requieren los proyectos? 1 Planear 2 Reclutar 6 3 Desarrollar Planear sucesión 5 Evaluar Proyectos Cómo darle competencias? Cómo medir y reconocer el desempeño? 4 Asignar Logros Reclutamiento de 400 profesionistas Carrera dual Desarrollo de competencias Posgrados Modelo de Gobierno Cómo tripular los proyectos? 22

23 Evolución de la estrategia tecnológica de PEP mbd 4,000 3,500 Producción máxima de aceite 3,382.9 mbd Litoral de Tabasco 2010 Desarrollo del proyecto Ku-Maloob-Zaap 3,000 2,500 2,000 Ku-Maalob-Zaap Inyección de N 2 en Optimización Cantarell de Cantarell 1,500 Cantarell 1, Mesozoico Chiapas-Tabasco Consolidación de la industria petrolera Recursos propios Crecimiento y estabilización Acceso masivo a servicios o ciclo de desarrollo Seguidor fuerte de tecnologías Declinación y reactivación Nueva estrategia tecnológica 23

24 Contenido PEMEX-Post Reforma Energética

25 La reforma energética cambia el paradigma de los recursos petroleros del país bajo tres principios fundamentales Introducción de competencia Participación privada en toda la cadena de valor de hidrocarburos Asignaciones y contratos para E & P/ Autorizaciones y permisos para el resto de las actividades Licitaciones abiertas por bloques para E & P Transformación de la NOC* Pemex se convertirá en Empresa Productiva del Estado Conversión de PEP a Empresa Productiva Subsidiaria Nuevos esquemas de remuneración, contratación, presupuesto, etc. Posibilidad de asociaciones con otras compañías Necesidad de competir por áreas para explorar y campos * Por sus siglas en inglés, Compañía Nacional de Petróleo (National Oil Company) PEMEX Mercado Arreglo institucional Fortalecimiento de las autoridades del Estado Nuevos mandatos para SENER, CNH y SHCP Fortalecimiento de la CNH y CRE como reguladores Creación de una nueva entidad de regulación. ANSIPA Creación del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos Creación del Fondo Mexicano de Estabilización y Desarrollo y el Centro Nacional de Gas 25

26 Cuál es el nuevo rol de Pemex Exploración y Producción? Antes de la reforma Organismo público descentralizado Después de la reforma Conversión a Empresa Productiva del Estado Administrador en la práctica - de los recursos petroleros del Estado SENER definirá las áreas contractuales y los lineamientos para la licitación de contratos de E & P, mientras que la CNH llevará a cabo la licitación, adjudicación y la administración de los contratos Responsable de la seguridad energética (mandato de ley) SENER es responsable de la seguridad energética El único operador Pemex tiene que competir solo o en alianza para ganar bloques (contratos) de E & P en un mercado abierto 26

27 Para asegurar el crecimiento de la producción Millones de barriles diarios Corto plazo Ronda Cero Migración de contratos Mediano plazo Farm outs Contratos de E&E (Ronda Uno): Largo plazo Aceite extrapesado No convencionales Chicontepec Rondas 1+ Contratos de E&E (Rondas futuras): Aceite extrapesado No convencionales Chicontepec Aguas profundas 27

28 En la reforma: Cómo debería ser la transición? Intervención excesiva del gobierno Control ex-ante sobre procedimientos Reglas de entidad gubernamental para aspectos clave Mandato de Estado (Seguridad Energética) Conversión de Petróleos Mexicanos en Empresa Productiva del Estado - Instrumento de política energética + Orientada al negocio Más libertad para la compañía Control ex-post sobre resultados Reglas ad hoc para Pemex como entidad productiva (esencial para competir) Mandato de creación de valor 28

29 Campos maduros Comentarios finales PEMEX y PEP se transformarán para competir y mantener una posición de liderazgo Ser la mejor opción para la monetización de los recursos de hidrocarburos y el desarrollo nacional Asociaciones estratégicas dirigidas a consolidar posición de relevancia Capital humano de excelencia y eficiencia en asociaciones Insuperable desempeño en Seguridad Industrial, Protección Ambiental y responsabilidad social Desarrollo de capacidades para enfrentar proyectos complejos 29

30 Gracias Estrategia de PEMEX para Optimización de Campos Maduros Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción

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