Portada Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. Foro: Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana

Transcripción

1 Portada Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. Foro: Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana Ing. José R. Serrano Lozano Presidente del CIPM México, D.F. a 5 de Noviembre de

2 Introducción Es un privilegio poder participar en este importante Foro de Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana en un tema tan trascendente de Reservas y Volúmenes Remanentes de Hidrocarburos en México, a más de 30 años de laborar en esta gran industria. Esta presentación contiene información confidencial de PEMEX Exploración y Producción cuya interpretación es total responsabilidad de un servidor y cuyo único propósito es compartir mi opinión con este especializado auditorio respecto de algunas sugerencias de como aprovechar el enorme recurso potencial de hidrocarburos con que cuenta nuestro país. 1

3 Contenido

4 Objetivo 3

5 Objetivo Externar una opinión técnica sobre el potencial remanente de reservas y volúmenes de hidrocarburos descubiertos con que cuenta nuestro país y analizar algunas alternativas para capitalizar ese potencial que contribuya al desarrollo de México para bien de la sociedad. 4

6 Antecedentes 5

7 Principales Yacimientos del Mundo Campo País Descubierto Volumen original (MMMbls) Ghawar Tengiz Rumaila Greater Burgan Safaniyah Arabia Saudita Kazajistán Iraq Kuwait Arabia Saudita Ahwaz Daqing Irán 1958 China Cantarell Ku Maloob Zaap México México

8 Principales Yacimientos del Mundo Campo País Año Producción máxima anual (Mbd) FR (%) Ghawar Arabia Saudita , Samotlor Rusia , Greater Burgan Safaniyah Cantarell Rumaila Ahwaz Ku-Maloob-Zaap Zakum Azeri-Chirag Kuwait ,415 Arabia Saudita ,128 México ,054 Iraq ,493 Irán ,082 México Abu Dhabi Azerbaiyán *Fuente: EIA

9 Metodología Empleada 8

10 Metodología Empleada Partiendo del hecho de que Pemex cuenta con un inventario de reservas, cuya determinación está sustentada con todos los elementos técnicos y económicos establecidos por los procedimientos y lineamientos para certificación de reservas, se consideraron estos valores como los volúmenes que pueden ser extraídos mediante diversas tecnologías. De la misma manera se estimaron los tiempos y costos promedio para la perforación de un pozo tipo en cada proyecto, y los tiempos requeridos para mover los equipos de una localización/conductor a otro. Con base en los elementos anteriores y considerando que cada categoría de reserva tiene diferentes niveles de certidumbre (probada desarrollada (PD), probada no desarrollada (PND), probable (P2) y posible (P3)), se estableció para cada una de ellas y en cada proyecto, el número de pozos necesarios para extraerlas y con base en esto, el número de equipos de perforación requeridos. 9

11 Desarrollo de Reservas Remanentes 11

12 Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos Volumen de Hidrocarburos y Reservas Remanentes MMMBPCE Factor Rec. (3P) 15.4% (con ATG) (1P) 25.3% (sin ATG) Volumen Original en Yacimiento Producción Acumulada Reservas 3P Remanentes Volumen Remanente in situ 12

13 Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos Producción Acumulada por Cuenca Reservas Remanentes Sureste 45.4 (82.5%) Tampico- Misantla 6.5 (11.8%) Burgos, 2.3 (4.2%) Veracruz 0.7 (1.3%) Sabinas 0.1 (0.2%) Posible 18.3 Probable 12.3 Probada 13.9 (41%) (31%) (28%) 55 MMMBPCE 44.5 MMMBPCE 13

14 Reservas de hidrocarburos 3P Región Reserva 3P (MMbpce) Relación Reserva 3P / Producción (años) Norte 19, Marina Noreste Marina Suroeste 12, , Sur 5, Norte 19,014 (43%) Total PEP 44,530 Suroeste 7,338 (16%) Sur 5,688 (13%) Noreste 12,490 (28%) Total 44, Reservas preliminares al 1º de enero de 2013 Reservas 3P = probada + probable + posible 14

15 MMMBPCE Factor de Recuperación (%) Desarrollo de Reservas Remanentes 80 Producción Acumulada: 55 MMMBPCE Total de Campos Descubiertos: (26%) 2.7 (5%) 2.6 (5%) 2.3 (4%) 2.1 (4%) 1.7 (3%) 1.5 (3%) 1.2 (2%) 1.1 (2%) (2%) (1%) (1%) (1%) (1%) 20 Campos 37.2 MMMBPCE (68%) 737 Campos 17.8 MMMBPCE (32%) (1%) (1%) (1%) (1%) (1%) (1%) 37.2 (68%) 0.0 Fuente: PEMEX Exploración y Producción 15

16 MMMBPCE Factor de Recuperación (%) Desarrollo de Reservas Remanentes 60 Reserva Remanente: 44.5 MMMBPCE Total de Campos Descubiertos: (9.5%) 2.2 (4.9%) (2.1%) (2.5%) (2.6%) (2.0%) (1.9%) (1.4%) (1.3%) (1.3%) (1.3%) (1.1%) (1.0%) (0.9%) (0.9%) (0.8%) (0.7%) (0.7%) (0.7%) (0.7%) 21 Campos 33.8 MMMBPCE (76%) (76%) (38%) 736 Campos 10.7 MMMBPCE (24%) 0.0 Fuente: PEMEX Exploración y Producción 16

17 Desarrollo de Reservas Remanentes Otros R. Norte ATG Perfil de Producción de aceite para Reserva PD Otros R. Sur A.J. Bermudez Bellota-Chinchorro Otros RMSO Chuc Crudo Ligero marino Ek-Balam Cantarell Otros Bellota-Chinchorro ATG Crudo Ligero Marino A.J. Bermúdez KMZ Cantarell Ku Maloob Zaap Este perfil considera la intensificación de actividades de mantenimiento de pozos y optimización de los sistemas artificiales. Años 17

18 Desarrollo de Reservas Remanentes Otros R. Norte Perfil de Producción de aceite para Reserva PND ATG Otros Otros R. Sur KMZ A.J. Bermudez Bellota-Chinchorro Chuc Otros RMSO Tsimin-Xux Chuc Extra pesado Crudo Ligero Marino A.J. Bermúdez ATG Ligero marino Extrapesados Ek-Balam Cantarell Ku Maloob Zaap 18

19 Desarrollo de Reservas Remanentes Perfil de Producción de aceite para Reserva Probable Otros R. Norte Otros R. Sur A.J. Bermudez Bellota-Chinchorro Otros RMSO Tsimin-Xux Chuc Ligero marino Extrapesados Ek-Balam Otros Ek-Balam Bellota Chinchorro Crudo Ligero Marino Cantarell ATG KMZ ATG Cantarell Ku Maloob Zaap Para la reserva probable y posible es fundamental haber concretado y capitalizado prácticas y aplicaciones tecnológicas para el desarrollo de yacimientos de alta complejidad geológica y consolidado procesos de recuperación secundaria y mejorada. 19

20 Desarrollo de Reservas Remanentes Perfil de Producción de aceite para Reserva Posible Poza Rica Otros R. Sur A.J. Bermudez Bellota-Chinchorro Otros RMSO Tsimin-Xux Chuc Tsimin-Xux KMZ Otros ATG Ligero marino Crudo Ligero Marino Extra pesado Cantarell Extrapesados ATG Cantarell Ku Maloob Zaap 20

21 Desarrollo de Reservas Remanentes 4,000 Escenario Superior Aceite Cartera Oficial (MBD) 3,500 3,000 Uchukil 2,500 2,000 Delta del Grijalva Ogarrio-Sanchéz M. CLM Bellota-Chinc. Antonio J. Bermúdez Área perdido 1,500 Chuc Yaxché 1,000 Cantarell ATG 500 Ku-Maloob-Zaap Fuente: PEMEX Exploración y Producción 21

22 Desarrollo de Reservas Remanentes , % 3% 4% 4% 502 Escenario Superior Aceite Cartera Oficial Proyectos de Explotación (10,150) (MMB) Proyectos de Exploración (3,243) 5% 20% 5% 578 6% 11% 27% 1,065 12% 2,769 1, % 204 6% 12% 224 6% 191 7% 6% 19% % 1,138 Ku-Maloob-Zaap ATG Ayatsil-Tekel-Pit Tsimin-Xux Ek-Balam Otros Proy. Explotación Cantarell Chuc Yaxché Antonio J. Bermúdez CLM Aceite y Gas en Lutitas Área perdido Chalabil Uchukil Campeche Oriente Comalcalco Cuichapa Otros Proy. Exploración Fuente: PEMEX Exploración y Producción 22

23 Desarrollo de Reservas Remanentes Producción de aceite total por tipo de reserva (perfil esperado + mejora en desempeño + exploratorios) Exploración terrestres Exploración aguas someras PD (Base) PND Exploración aguas profundas Mejora en desempeño Posible Probable EA EB PD (Base) PND Probable Posible Escenario esperado 23

24 Desarrollo de Reservas Remanentes 8,000 Escenario Base Gas Cartera Oficial (MMPCD) 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 Veracruz Antonio J. Bermúdez Cactus-Sitio Grande Lakach CLM Otros Proy. Exploración Chalabil Holok 2,000 Cantarell Chuc Tsimin-Xux 1,000 ATG Burgos Fuente: PEMEX Exploración y Producción 24

25 Desarrollo de Reservas Remanentes 5,422 Proyectos de Explotación (19,704) 27% 16% Escenario Base Gas Cartera Oficial (MMMPC) 3,123 1,689 Proyectos de Exploración (6,932) 24% 31% 2,139 12% 2, % % 4% 4% 5% 5% % 987 6% 13% 1,161 2, % 12% 804 9% % 794 Burgos Tsimin-Xux Cantarell CLM Cactus-Sitio Grande Otros Proy. Explotación ATG Chuc Ku-Maloob-Zaap Lakach Antonio J. Bermúdez Aceite y Gas en Lutitas Holok Chalabil Otros Proy. Exploración Comalcalco Camargo Área perdido Fuente: PEMEX Exploración y Producción 25

26 Desarrollo de Reservas Remanentes Producción de gas total por tipo de reserva (perfil esperado + superior + exploratorios) Exploración PD (Base) PND Probable Posible Incremental por escenario superior EA EB PD (Base) PND Probable Posible Escenario esperado Años Mejora en desempeño Exploración (Recurso prospectivo) 26

27 Esquemas de Ejecución 27

28 Esquemas de ejecución Región Marina Noreste Proyecto Campo Alcance Cantarell Ek-Balam Ku- Maloob- Zaap Akal Pruebas piloto de EOR Recuperación mejorada, Perforación de pozos de relleno en zonas dulces, pozos monitores y de investigación (Sor) Propuesta de ejecución Alianza estratégica en la etapa de masificación Capacidades Internas Chac Recuperación Mejorada Capacidades Internas Kutz Recuperación Secundaria Capacidades Internas Ixtoc Perforación adicional Capacidades Internas Nohoch Recuperación Mejorada Capacidades Internas Sihil Pozos adicionales (relleno) Capacidades Internas Ek-Balam Perforación horizontal, control de arenas; mantenimiento de presión Capacidades Internas Ku, Maloob y Zaap Perforación adicional y Recuperación Mejorada. Capacidades Internas Bacab - Lum Perforación adicional Capacidades Internas Ayatsil-Tekel-Pit Acelerar el desarrollo, aseguramiento de flujo Capacidades Internas Crudos extrapesados Acelerar el desarrollo, aseguramiento de flujo Alianza estratégica Opinión personal 28

29 Esquemas de ejecución Región Marina Suroeste Proyecto Campo Alcance Propuesta de ejecución Integral Campo Caan Abkatun Inyección de gas Capacidades Internas Caan Perforación horizontal Capacidades Internas Taratunich Inyección de gas,sistema artificial (BN) Capacidades Internas Integral Crudo Ligero Marino Bolontiku Inyección de agua, perforación horizontal Capacidades Internas May Inyección de gas, sistema artificial (BN) Capacidades Internas Integral Chuc Chuc Inyección de gas, perforación horizontal, sistema artificial (BN) Capacidades Internas Batab Inyección de gas, sistema artificial (BN) Capacidades Internas Ixtal - Manik Ixtal Inyección de gas Capacidades Internas Alak-Kach Alak, Kach Sistema artificial (BEC) Capacidades Internas Lakach Lakach Desarrollar proyecto de gas en Aguas Profundas Capacidades Internas Opinión personal 29

30 Esquemas de ejecución Región Sur Proyecto Campo(s) Alcance Propuesta de ejecución Ogarrio-Sánchez Magallanes Rabasa-Brillante, Ogarrio y Blasillo San Ramón Inyección de agua (Recuperación secundaria) Capacidades Internas Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas Cactus-Sitio Grande Juspí Cactus Inyección de gas (Recuperación secundaria) Inyección de CO 2 (Recuperación secundaria) Capacidades Internas Capacidades Internas Bellota-Chinchorro Cárdenas Mora Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas Inyección de gas (Mantenimiento de presión) Capacidades Internas Jujo-Tecominoacán Jujo-Tecominoacán Inyección de N 2 (Mantenimiento de Presión) Monitoreo y redistribución de pozos Capacidades Internas Opinión personal 30

31 Esquemas de ejecución Región Sur Proyecto Campo(s) Alcance Propuesta de ejecución El Golpe-Puerto ceiba Bricol Inyección de gas Capacidades Internas Pareto,Tokal y Madrefil Desarrollar bloques adyacentes Capacidades Internas Complejo Antonio J. Bermúdez Complejo Antonio J. Bermúdez Inyección de espumas (control de movilidad del N 2 ) Capacidades Internas Delta del Grijalva Navegante Desarrollo del campo y bloques adyacentes, procesos de recuperación secundaria(estudios) Capacidades Internas Campos Marginales Carrizo, El Golpe, Jacinto, S. Magallanes, Paredón, Tepeyil, Santuario Incremento en capacidad de ejecución Contratos Incentivados de Exploración y Producción. Opinión personal 31

32 Esquemas de ejecución Región Norte Proyecto Campo Alcance Propuesta de ejecución Integral Poza Rica Aguacate Toteco- Cerro Azul Poza Rica Perforación horizontal Inyección de agua Capacidades Internas Integral Arenque ATG Bagre Carpa Arenque Campos de Chicontepec Perforación horizontal Inyección de agua Aplicación de nuevas técnicas para representación del yacimiento. Incremento en la productividad de pozos Reducir costos de desarrollo Contratos Incentivados de Exploración y Producción. Capacidades Internas Laboratorios de Campo Contratos Incentivados de Exploración y Producción. Aguas profundas Trion, Supremus, Perdido. Aprovechar la infraestructura desarrollada por compañías en el golfo de México. Alianza Estratégica Recursos no convencionales Dimensionar y validar el Potencial Desarrollo Capacidades Internas Alianza Estratégica Opinión personal 32

33 Retos y Reflexiones Finales 33

34 Retos Incremento del factor de recuperación. Incremento capacidad de ejecución en áreas marginales. Propiciar esquemas de complementariedad en áreas tecnológicamente complejas. Impulsar la competitividad técnica de la Ingeniería Petrolera en México. Fortalecimiento a los proceso técnicos internos. Elevar el nivel de competitividad ante nuevos jugadores. 34

35 Reflexiones finales El país cuenta con recursos petroleros significativos tales como reservas probadas, probables y posibles; recursos prospectivos como en tierra, plataforma continental y aguas profundas además de recursos no convencionales de gas y aceite en donde la participación de la Ing. Petrolera para su extracción es fundamental. Debemos aprovechar nuestras ventajas competitivas y comparativas en costo, capacidades técnicas y de desarrollo; esto significa que debemos incrementar las inversiones en áreas de desarrollo terrestres y marinas y complementar y diversificar inversiones con capacidad de ejecución y recursos adicionales en aguas profundas, yacimientos de alta complejidad geológica y recursos no convencionales. Para incrementar la recuperación de los volúmenes remanentes es imperativo impulsar de manera decidida proyectos de recuperación secundaria y mejorada y en consecuencia incrementar los factores de recuperación. 35

36 Reflexiones finales Para enfrentar los Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana y aprovechar el potencial y los volúmenes remanentes de hidrocarburos en México es necesario: Dotar de mayor Autonomía de Gestión a PEMEX Exploración y Producción. Adecuar el Régimen Fiscal para permitir ser una empresa competitiva en términos de utilidades e inversiones. Simplificar la administración, regulación administrativa y los esquemas de aprobación para implementar los proyectos que se requieren. Reorganizar la empresa privilegiando y fortaleciendo las áreas sustantivas y simplificando y optimizando las áreas corporativas y de soporte. 36

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