Febrero, 02006
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EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Producción de aceite Producción de gas Reservas de aceite Reservas de gas Ventas 3 4 0 29 9 Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre 2, 2005 con base en cifras de 2004 3
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente 3,428 46,94 Líquidos 7.3% Gas seco 9.9% 5,836 Aceite 72.8% 7,650 Probadas Probables Posibles Totales 3P 4 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Gerencia de Reservas de Hidrocarburos
! Miles de millones de dólares 6 4 0 mil millones USD por año* 2 0 8 8.22 6 4 2 2.27 0 978 980 982 984 986 988 990 992 994 996 998 2000 2002 2004 2006 * Incluye amortización de proyectos Pidiregas Las cifras de 2005 son cierre preliminar, 2006 es lo solicitado POT. 5
"!# #! 4,000 Aceite miles de barriles diarios 6,000 Gas millones de pies cúbicos c diarios 3,500 5,000 3,000 2,500 2,000 Ligero 4,000 3,000 No asociado,500,000 2,000 Asociado 500 Pesado,000 0 980 985 990 995 2000 2006 0 980 985 990 995 2000 2006 Fuente: Base de datos institucional, BDI POT 2006, v0.2 6
7
! "! $ El negocio de la Exploración y Producción de hidrocarburos: Importancia estratégica para el país Alta capacidad de generar valor Incertidumbre inherente Plan Estratégico de Negocios de PEP (2002-200) Crecimiento Competitividad Cultura Empresarial Pemex/PEP sea reconocida como la mejor inversión de los mexicanos 8
%! "! Evaluación del Potencial Incorporación de Reservas Delimitación Desarrollo de Campos Transporte y Comercialización Clientes Exploración Exploración Perforación de Pozos Producción Desarrollo de Campos Gas Gas y Petroquímica Básica Aceite Refinación Campos en operación 343 9 Exportación
&! Incrementar producción de crudo ligero y mantener crudo pesado Temas estratégicos del Plan de Negocios de PEP Contribuir a satisfacer demanda de gas Eficiencia operativa, seguridad y ecología Incrementar el ritmo de reposición de reservas Integrales de explotación y exploración a 6 Ligero Pesado Explotación 4 Gas Exploración EP 5 IR Explotación a 37 30 Ligero 5 Pesado 2 Gas Total 89 CSM Gas Exploración a 2 3 EP b 8 IR Infraestructura / Soporte 24 9 Soporte administrativo 5 EP = Evaluación del Potencial IR = Incorporación de Reservas a. Incluyen inversiones de Seguridad Industrial y Protección Ambiental b. Se tienen 3 proyectos para evaluar el potencial petrolero del Golfo de México Profundo 0
Exploración Desarrollo El Golpe-Puerto Ceiba Lankahuasa Gas Terciario Coatzacoalcos Marino Veracruz Regiones Ku-Maloob Maloob-Zaap Yaxché Crudo Ligero Marino Agua fría Amatitlán Ixtal-Manik Humapa - Bornita Coyula - Japeto Costero Terrestre Area 5 de Chicontepec Lerma Malta Talismán Ayin - Alux Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste Fuente: Subd. de Planeación y Evaluación Máximo Cantarell Burgos Antonio J Bermúdez Bellota Chinchorro Jujo-Tecominoac Tecominoacán Cactus-Sitio Grande Arenque Chuc San Manuel Ek - Balam Integral Poza Rica Och-Uech Uech-Kax Delta del Grijalva Macuspana Cardenas Ogarrio-Magallanes Tres Hermanos Carmito Artesa Jacinto Paredón Reingeniería a Tamps-Const. Pol Abkatún Kanaab Taratunich Batab Caan Proyectos Aguas Profundas Declinación y mantenimiento Evaluación n del Potencial Golfo de México M Sur Área Perdido Golfo de México M B Cuichapa Coatzacoalcos Lankahuasa Lamprea Delta del Bravo Malpaso Progreso Campeche Ote. Terc. Campeche Pte. Terc. Julivá Recuperación secundaria y mejorada Incorporación de reservas Litoral de Tabasco Marino Campeche Poniente Sardina Reforma Comalcalco Simojovel Burgos Veracruz Macuspana Sihil Campeche Oriente Cazones Litoral Tabasco Terrestre Total de proyectos 65 2 Límite técnico
í " Sabinas Piedras Negras Burgos Tampico-Misantla Veracruz Sureste y Marino Golfo de México Profundo Plataforma de Yucatán Territorio Nal.,923,040 Plat. Continental 263,259 Aguas Profundas 567,477 TOTAL (km 2 ) 2,753,776 No prospectiva,699,90 Prospectiva,054,586 Cuencas Estudiadas 74,400 % estudiado 7 3
! Costa-dentro.- Múzquiz 2.- Burgos Camargo 3.- Burgos Herreras 4.- Burgos Presa Falcón 5.- Burgos Reynosa 6.- Cosamaloapan 7.- Tinajas 8.- San José de las Rusias 9.- Macuspana Terciario 0.-Simojovel.-Comalcalco 2.-Juliv Julivá 3.-Reforma 4.-Cuichapa 5.-Malpaso 6.-Bellota Chinchorro Costa-fuera.- Lamprea 2.- Lankahuasa 3.- Sardina 4.- Arenque Integral 5.- Golfo de México M B 6.- Delta del Bravo 7.- Golfo de México M Sur 8.- Area Perdido 9.- Progreso 0.-Campeche Oriente.-Campeche Oriente Terciario 2.-Sihil 3.-Campeche Poniente 4.-Campeche Poniente Terciario 5.-Coatzacoalcos 6.-Litoral de Tabasco Marino 7.- Integral Chuc 4 3 2 5 8 3 6 7 2 7 6 8 5 2 7 3 0 4 6 5 6 9 4 5 0 2 3 9 4
'(" &" )& $ Más de 23,000 km 2 de sísmica 3D y 0,000 km de sísmica 2D de 200 a 2006 Máximo Regional 2D Norte Chanit- Tlatoani Regional 2D Sur 200 2002 2003 2004 2005 2006 Lank. Norte Lank. Profundo Lankahuasa (998) Lank. Sur Yoka Holok Nox-Hux Kayab Tamil (997) 5
! Horizonte 2006-2020 Proyecto Pozos Exploratorios Sísmica 2D (km( km) 3D Sísmica (km 2 ) Crudo Ligero Marino* 96 Burgos* 58 Lankahuasa 66 Campeche Oriente 35 Area Perdido Golfo de México M B 56 9,900 Golfo de México M Sur 52 Otros,05 6,600 2,600 Total,939 6,600 32,500 * Proyecto Integral Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 Máximo Potencial 6
* "! Reemplazo de producción por reservas en 200: 00% millones de bpce 2500 2000 Promedio 990-200: 339 Incorporaciones 2005: 950 00% 500 Producción 62% 000 59% 500 Incorporaciones 26% 4% 0 990 99 992 993 994 995 996 997 998 999 2000 200 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 200 Años 7 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Evaluación al de enero de 2005 y base de datos de la Gerencia de Reservas de Hidrocarburos
! Costa-dentro.- Burgos/CSM 2.- Lerma/Malta/Talismán 3.- Chicontepec 4.- Poza Rica 5.- San Andrés 6.- Tamaulipas/Constituciones 7.- Tres Hermanos 8.- Veracruz 9.- Jujo Tecominoacán 0.-Antonio J. Bermúdez.-Bellota Chinchorro 2.-El Golpe Puerto Ceiba 3.-Cactus / Sitio Grande 4.-Cárdenas 5.-Carmito Carmito-Artesa 6.-San Manuel 7.-Jos José Colomo 8.-Delta del Grijalva Costa-fuera.- Lankahuasa 2.- Arenque 3.- Cantarell 4.- Ku-Maloob Maloob-Zaap 5.- Crudo Ligero Marino 6.- Chuc 7.- Caan 8.- Abkatún 9.- Taratunich 0.-Batab 2 7 6 4 2 5 3 4 0 2 9 9 8 6 5 4 3 7 8 0 7 8 3 6 5 8
! Cartera 2006-2020 Projecto Pozos de Desarrollo Reparaciones mayores Plataformas Ductos (km) Crudo Ligero Marino* 48 50 7 77 Burgos* 3,584,275 372 Cantarell* 75 9 66 Ku Maloob Zaap* 77 7 20 89 Jujo Tecominoacán 3 40 2 Antonio J. Bermúdez 07 74 Chicontepec* 8,370 5,367 9,656 Otros 248,965 34,356 Total 2,405 8,82 70,792 * Proyecto Integral Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 Máximo Potencial 9
& "! miles de barriles por día 4,200 Escenario de inversión anual: 0 mil millones de dólares 3,500 Otros 2,800 Cantarell Exploración y Chicontepec 2,00,400 + Ku-Maloob-Zaap 700 Proyectos de crudo ligero 0 2000 2002 2004 2006 2008 200 202 204 206 208 2020 Considera Inversiones de 0,000 millones de dólares anuales en promedio. Fuentes: BDI, POT 2006 ver. 0.2, Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 - Máximo Potencial; Prospectiva del mercado de gas natural 2005-204, Secretaría de Energía. 20
& "! Millones de pies cúbicos por día,000 0,000 9,000 Escenario de inversión anual: 0 miles de millones de dólares + 8,000 7,000 6,000 5,000 Burgos Río Bravo Exploración 4,000 3,000 2,000,000 San Manuel Cantarell Antonio J. Bermúdez Otros 0 2000 2002 2004 2006 2008 200 202 204 206 208 2020 Considera Inversiones de 0,000 millones de dólares anuales en promedio. Fuentes: BDI, POT 2006 ver. 0.2, Cartera de Proyectos PEP v.5.2 - Máximo Potencial; Prospectiva del mercado de gas natural 2005-204, Secretaría de Energía. 2
!! Portafolio 2006-2020 Pozos Exploratorios Sísmica 2D (km( km),939 6,600 Símica 3D (km 2 ) 32,500 Pozos de desarrollo Reparaciones mayores Plataformas Ductos (km 2 ) 2,405 8,82 70,792 Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 - Máximo Potencial 22
*!& &(,!! millones de pesos de 2005 94,24 06,525 63,45 72,525 Estratégico 2,284 9,380 2,904 3,096 34,000 Exploración Explotación Total Operacional 23
24
-" 25
* -" Cuenca de Piedras Negras Proyecto de gas no asociado más importante del país. Superficie ~ 50,000 Km 2. Cuenca de Sabinas Burgos Delta del Bravo Área con posibilidades prospectivas 0,000 Km 2 (Burgos, Sabinas y Piedras Negras). Área en desarrollo 29,000 Km 2. San José de las Rusias Lamprea Tamaulipas 7,60 793 64.6 Nuevo León 0,600 423 35.0 Coahuila,200 6 0.4 Total,222 mmpcd 26
../ -"!"#$$$$$$$ $ $%& ' ($$$ )$$$ $' *+$$$$ $ Incorporar nuevas reservas de gas. Mejorar grado de conocimiento de campos y disminuir riesgo exploratorio. Incrementar el ritmo de producción a,000 MMPCD. 27
0! "!-" Millones de pies cúbicos diarios 400 Cierre 2005:,27 200 000 800 600 400 200 0 960 965 970 975 980 985 990 995 2000 2005 Fuente BDI-PEP 28
Integral -" Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 6,000 4,000 2,000 0,000 8,000 6,000 4,000 2,000 40 20 00 80 60 40 20 Millones de Barriles PCE 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 0 Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005 Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción,244 VP EVA 86,457 65,640 VPN/VPI.32 7,079 VPN/BPCE (DLS/BPCE).68 9.83 99% 29
Explotación -" Objetivo Desarrollar las reservas probadas y probables en la Cuenca de Burgos. Ejecutar un plan agresivo de exploración para incrementar reservas de gas. Mejorar el conocimiento geológico-geofísico. Metas Físicas Pozos de desarrollo: Intervenciones mayores: Gasoductos (km): Cartera 2005 (horizonte 2006-2020),33 840 39 Aspectos críticos Aumento en los costos de perforación y terminación de los pozos por el incremento en las profundidades programadas. Decremento del volumen a recuperar de reservas. 30
# 3
Localización: Porción N del Veracruz y E de Puebla Fecha de Descubrimiento: 926 Inicio de Explotación: Febrero de 952 Superficie: 3,785 km 2 Pozos Perforados:,38 Pozos operando: 482 Densidad del Aceite: Tipo de Empuje: 8-45 API Expansión del Gas en Solución Porosidad 5-4 % Permeabilidad: 0.0-5 md Presiones Iniciales: 80-360 kg/cm 2 Presión de Burbuja: 50-330 kg/cm 2 Viscosidad a c. yacimiento 0.5-7 cp 32
%!)2 2 2P 44 33 55 Objetivo Explotar la reserva 2P con la perforación de 7,603 pozos con una inversión estratégica de 439 MMM$. Áreas Agua Fría-Coapechaca-Tajín 2 Amatitlán-Profeta-Tzap.-Vinazco 3 Coyula-Japeto 4 Humapa-Bornita 5 Área 5 Calidad del Aceite ( API ) 26 > 40 25-30 26-33 9-39 33
2 3! Principales campos del Paleocanal Chicontepec: Agua Fría, Coapechaca y Tajín Amp Tajín- 80-85 Amp_tajin-80-85 Walker, 985 CONGLOMERADOS (CANAL) A ARENISCAS C (ABANICO MEDIO PROXIMAL) C 2 ARENISCAS (ABANICO MEDIO DISTAL) ABANICO SUPERIOR ARENISCAS GRANO FINO (ABANICO INFERIOR MEDIO) CANAL ALIMENTADOR TURBIDITAS CLASICAS FANGLOMERADOS (TALUD) LUTITAS (PLANICIE FONDO MARINO) Relación Modelo de Walker con la respuesta de amplitud RMS de la arena 80-85 del Campo Tajín del Proyecto Chicontepec D 2 G F D E B D 3 LUTITAS Y ARENISCAS (DESBORDE DE CANAL) B 2 MMCH-5/03/2005 Trampas estratigráficas formadas por abanicos submarinos. ARENISCAS GUIJARROSAS (CANAL) ARENISCAS MASIVAS (CANAL) ARENISCAS (ABANICO INFERIOR INTERNO) ARENISCAS GRANO MUY FINO (ABANICO INFERIOR EXTERNO) Yacimiento estratificado de características petrofísicas variables. Yacimientos volumétrico (gas disuelto) con declinación exponencial. Bajo factor de recuperación: menor al 7%. Presión de yacimiento muy cercana a la Presión de burbujeo. Yacimiento de baja permeabilidad. Posible cierre de fracturas hidráulicas. Limitado arealmente. RGA Presión Empuje por Gas Disuelto El yacimiento requiere energía adicional para mantener la presión e incrementar la recuperación final. 34
0 "!# Miles de barriles diarios 25 Cierre 2005: 23.6 20 5 0 5 0 970 975 980 985 990 995 2000 2005 35 Fuente: BDI-PEP
Explotación 4 # Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 8,000 6,000 4,000 2,000 0,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 70 60 50 40 30 20 0 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción Cartera 2005 Cartera 2005,477 VP EVA 2,309 3,433 VPN/VPI 0.39 7,906 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 5.3 6.97 8% 36
Explotación 4 # Objetivo Desarrollar de manera eficiente las reservas de hidrocarburos, mediante la utilización de macroplataformas. Metas Físicas Pozos de desarrollo: Ductos (Km): Líneas de descarga: Baterías de separación: Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 8,65 8,437 9,366 43 Aspectos críticos El incremento en las inversiones en Infraestructura y pozos (perforación, terminación y reparaciones). Decremento del volumen a recuperar en las reservas 2P. 37
56#" 38
) D9-06 Golfo de México Reservas (MMMpc): P: 252 2P: 38 3P: 64 TUXPAN POZA RICA Tipo de hidrocarburo: Gas seco Roca almacén: Areniscas terciarias TECOLUTLA Tirante de agua: 63 m NAUTLA Kosni Lankahuasa Profundidad del yacimiento: 2000-3000 m Gasoducto Existente Gasoducto Planeado VEGA DE ALATORRE 50 km 39
" Probada 6 Pozos de desarrollo terminados. Plataforma de producción Lankahuasa -. Probable Posible Gasoducto de 24 x 25 km. Estación de proceso y manejo de gas El Raudal (en terminación). DL2 Estado de Pozos Arena LK-90 2 22 2 2 Pozo Estado actual Terminación Producción Inicial Esperada (MMpcd) DL Lankahuasa - 2 Terminado y amarrado, limpieza pend. Doble 2 Lankahuasa - Terminado y amarrado Doble 3 Lankahuasa - Terminado y amarrado Sencilla Selectiva 8.5 Lankahuasa - 2 Terminado y amarrado Doble 24 Lankahuasa - 22 Lankahuasa - 2 Terminado y amarrado/con problema mecánico Terminado y amarrado/con problema en camisas superiores Doble 2.8 Sencilla Selectiva 4 Total:.3 MMPCD 40
"!) 56#" Integral Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000,500,000 500 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 45 40 35 30 25 20 5 0 5 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005 Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción 465 VP EVA 6,009 3,078 VPN/VPI.22 3,336 VPN/BPCE (DLS/BPCE).3.4 93% 4
"!)56#" Explotación Objetivo Incrementar la producción temprana de gas, para satisfacer una parte de la demanda nacional. Metas Físicas Pozos de desarrollo: Reparaciones mayores: Trípode: Ducto (Km): Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 3 0 4 Aspectos críticos El campo Kosni tiene un alto grado de compartamentalización y es necesario perforar otro pozo delimitador para justificar la inversión de desarrollo. 42
)7 " 2 43
5800 8) )7" 29 El Proyecto Integral El Golpe Puerto Ceiba se desarrolla en la porción n Norte-Oeste del Estado de Tabasco y sus campos están localizados en los municipios de Jalpa de Méndez, Paraíso, Cárdenas C y Comalcalco. El campo Puerto Ceiba se descubrió en 985 con el pozo Puerto Ceiba 0-B, productor W N S E DL 67 70 PLAT-2 62 5600 PLAT- 63 6 DL2 65 68 9 33 7 57 5600 5400 66 55 25 29 59 5500 20 07 30 53 35 5400 5 7 37 54 500 3B A 0 05A 03D 02 0B 03 05 MP 03T 5600 5600 5650 5700 5700 5600 5400 5500 5300 5650 5600 5750 5550 5800 5500 5800 5200 5850 5800 5750 5600 5700 5700 5750 5500 5400 5750 5300 5500 5550 5800 5750 69 5600 MP 5700 5700 5750 5900 5850 5850 5950 en la formación n JSK. Pozos perforados: 33 Pozos operando: 7 Producción n actual: Aceite: 79.3 MBPD Area Probada Desarrollada Area Probable Modelo geológico actual (KI) Gas: API: 32 53. MMPCD 44
* :", " 2 Proyecto Marino Estudios Geofísicos y Geotécnicos Manifiesto de impacto ambiental modalidad regional y 2 estudios de riesgo Acondicionamiento de 2 estructuras aligeradas y servicios Ingeniería de ductos de 2" x.7 kilómetros 2 pozos marinos a perforar (3 etapas c/u) Total Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba Concepto Costo MM$ 25 2 250 2 733,02 Ingeniería Total Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba Concepto Infraestructura (Dos Bocas) Separador trifásico a 4 Kg/Cm 2 Enfriador Soloaire para corriente principal Planta de tratamiento de agua Rehabilitación de compresoras Equipo de medición de aceite Costo MM$ 8 60 30 40 8 5 7 Techo Presupuestal Requerido,83 MM$ 45
0 "!) )7" 2 Miles de barriles diarios 90 80 Cierre 2005: 79.3 70 60 50 40 30 20 0 0 985 989 993 997 200 2005 46 Fuente: BDI-PEP
Explotación * )7 " 2 Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 2,500 2,000,500,000 500 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 45 40 35 30 25 20 5 0 5 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción Cartera 2005 Cartera 2005 259 VP EVA 38,453 5,639 VPN/VPI 6.82 2,034 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 9.25 3.84 % 47
Explotación * ); " 2 Objetivo Desarrollo de reservas adicionales Implementación de sistemas artificiales, mantenimiento de pozos y mejoramiento de instalaciones. Metas Físicas Pozos de desarrollo: Conversión a Sistemas artificiales: Intervenciones mayores: Reparaciones menores: Ductos (Km.) Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 9 39 2 84 2 Aspectos críticos Monitorear el comportamiento de la producción al perforar pozos de desarrollo adicionales. Supervisar y controlar el efecto de entrada de agua sobre la declinación de la producción, el ritmo de explotación del yacimiento y la certidumbre en la caracterización del yacimiento. 48
<=>-?@ 49
Localización: a 20 km Noroeste de Villahermosa, Tab. Campos: Samaria, Iride, Cunduacán, Oxiacaque, Platanal y Carrizo Descubrimiento: 973, Samaria 0 G O L F O D E M E X I C O LUNA TIZON COSACO FRONTERA Pozos perforados: 334 Mesozoicos y 90 Terciarios Pozos productores operando: 97 Mesozoicos y 7 Terciarios Producción máxima: Producción actual: 660,000 BPD de aceite en 979 53,096 BPD 286 MMPCD Costo de Producción: 4.06 DLS/BPCE MAYACASTE CASTARRICAL TUPILCO YAGUAL CHIPILIN PTO. CEIBA ARRASTRADERO CHINCHORRO PARAISO PALANGRE BELLOTA JOLOTE CARDENAS COMALCALCO DOS BOCAS CUNDUACAN TINTAL SAMARIA PARAISO MANEA MELOCOTON ESCARBADO MECOACAN CARDO RICINO MENTA SEN MUSGO AYAPA JALPA NACAJUCA CUNDUACAN OXIACAQUE IRIDE PLATANAL VILLAHERMOSA PALAPA PIJIJE CAPARROSO ESCUINTLE JACINTO PAREDON CACTUS NISPERO 3º en importancia a nivel nacional, Aceite ligero (30 API) 50
(A Área : 262 km 2 Petrofísicas Tipos de yacimiento: Naturalmente fracturados Roca : Calizas y dolomías Porosidad : 2-6 % Permeabilidad : 5 200 milidarcies Tipo de Fluido y Condiciones Tipo de fluido: Aceite negro ligero Densidad de aceite: 28 a 30 API Densidad relativa de gas: 0.78 (aire = ) Presión Actual: 80 Kg/cm 2 Campos Maduros Espesor :,500 metros Profundidad : 3,00 4,500 metros Núcleo pozo Samaria 45 Fluido pozo Íride 248 5
(A Reservas * y Factor de Recuperación Volumen original: Aceite:,048 MMBls Gas: Volumen extraído: 2,927 MMMPC Aceite: 2,585 MMBls Gas: 3,488 MMMPC Reserva remanente 2P*: Aceite:,600 MMBls Gas: 3,272 MMMPC Factor de recuperación actual: Aceite: 23 % Gas: 27 % Formaciones productoras Terciario Mesozoico * Al de Enero de 2005 30 años de Explotación y 3,457 MMBPCE Acumulado 52
0 "!=- 700 Miles de barriles diarios Cierre 2005: 50. 600 500 400 300 200 00 0 962 967 972 977 982 987 992 997 2002 53 Fuente: BDI-PEP
Explotación * =>-?@ Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 3,500 3,000 2,500 2,000,500,000 500 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 00 90 80 70 60 50 40 30 20 0 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005 Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción 2,054 VP EVA 00,275 2,026 VPN/VPI 8.34 34,728 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 4.74 6.87 30% 54
* <=>-?@ Explotación Objetivo Mantener la presión de los yacimientos del complejo mediante la implementación de un sistema de inyección de Nitrógeno. Acelerar el ritmo de extracción, mediante la perforación de pozos, reparaciones mayores y conversiones al sistema artificial de bombeo neumático. Metas Físicas Pozos de desarrollo/intermedios: Conversión a pozos inyectores: Intervenciones Mayores: Reparaciones Menores: Ductos (Km.) Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 32 4 06 78 74 Aspectos críticos Cumplimiento al calendario de construcción de planta de Nitrógeno Optimización del esquema de inyección y arreglo de pozos inyectores Diseño óptimo de los aparejos de bombeo neumático 55
="< ="<7B 3 56
C2! Ubicación: a 73 km al Suroeste de Villahermosa, Tab. Superficie: 73 km 2 Municipio: Huimanguillo. Volumen original Aceite: 3,829.0 MMBls Gas: Huimanguillo Paraíso 3,928.0 MMMPC Centla Comalcalco Nacajuca Cárdenas Jalpa Villahermosa Cunduacán Jonuta Centro Macuspana Jalapa Teapa Tacotalpa Balancán Emiliano Zapata Tenosique Campos : Jujo y Tecominoacán Descubrimiento: 980, Pozo Jujo 2-A. Pozos operando: 53 pozos. Producción máxima: 205,000 BPD de aceite 24 MMPCD de gas en 986 Producción actual: 8,800 BPD de aceite. 99 MMPCD de gas. Volumen producido:,027 MMB de aceite,284 MMMPC de gas Reserva Remanente (2P): 674 MMB de aceite,473 MMMPC de gas Factor de recuperación total: Aceite: 44.6 % Gas: 69.2 % 57
(A Área : 73 km 2 Petrofísicas Tipos de yacimiento: Naturalmente fracturado Roca : Dolomía fracturada Porosidad (%) : 3 Permeabilidad (md) : 0 50 Espesor bruto (m) :,000 -,200 Espesor neto (m) : 787 Profundidad (m) : 5,00 6,400 Tipo de Fluido y Condiciones Tipo de fluido: Aceite ligero Densidad de aceite: 38 API Densidad relativa de gas: 0.62 (aire = ) RGA: 80 m 3 /m 3 Presiones (kg/cm 2 ): Inicial: 707 Actual: 240 Saturación: 262 Temperatura: 53 C Núcleos pozo Tecominoacán 488 58
0 "! Miles de barriles diarios 250 Cierre 2005: 73. 200 50 00 50 0 980 985 990 995 2000 2005 59 Fuente: BDI-PEP
Explotación * ="< 7B 3 Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos,800,600,400,200,000 800 600 400 200 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 45 40 35 30 25 20 5 0 5 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción Cartera 2005 Cartera 2005 676 VP EVA 45,693 5,56 VPN/VPI 8.28 3,93 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 5.9 6.22 6% 60
Explotación * ="<; B 3 Objetivo Metas Físicas Recuperación de la reserva remanente del campo mediante pozos de desarrollo, intervenciones mayores y conversión a sistemas artificiales. Pozos de desarrollo intermedios: Cambio de intervalo: Conversión de pozos: Oleogasoductos(km): Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 3 4 7 Aspectos críticos La puesta en operación oportuna del Proyecto de Inyección de Nitrógeno al Campo Jujo-Tecominoacán con objeto de mantener la presión del yacimiento y lograr un mayor control en la entrada de agua al yacimiento. Diseño eficiente del programa de inyección anterior y del arreglo de pozos inyectores. 6
"5 62
2 20 0 20 2 40 20 30 90 A TC B TA 30 C 40 50 F C 60 70 "5 Desarrollo de una Reserva 2P de 999 MMBPCE en 0 campos a través de: Perforación de 99 pozos de desarrollo Recuperación de 2 pozos exploratorios Instalación de: 7 octápodos, tetrápodo, 2 trípodes y 5 estructuras aligeradas (6 SH, 5 SP, 4 SSP) Tendido de 24 km de ductos Producción máxima esperada 96 MBD de aceite en 2008 PARAISO XULUM BOYA No. 2 TERMINAL MARITIMA DOS BOCAS GOLFO DE MEXICO ACACH BOYA No. PEMECH Laguna de Mecoacan CITAM 0 PEP ALUX OKTAN IXMIMI A YAABKA N 2 CHUM Laguna Sta. ANA SINAN 20 PIJIJE 0 FRONTERA 0 REBOMBEO KAB MAY AKANUN OCH TA 0 B UECH KI B A CHEM BOLONTIKU MUCUY 0 IXTAL HAYABIL YUM COSTERO KAX Nvo. Progreso Río San Pedro Río Chilapa TOLOK MISON BEEK BATAB A TB A A E B KIX D TF 30 B TC POOL F A CHUC TD 0 20 KEKEN TAKAN ZINIC PROYECTO INTEGRAL CRUDO LIGERO MARINO PICH 0 TE O PTB PCS P DL3 D H S CHE C Q 93 A B E F M I ABKATUM N R PEK J G P 92º00' Laguna de POM Laguna de Atasta PALIZADA F S 20 G H R KAY ESTACION DE RECOMPRESION ATASTA INY.-I B CAAN C NOHOCH "A" INY.-J ECO Puerto Rico A PECH Xicalango SAM CHAC 0 THUL Zacatal TAKIN NIX Laguna del Corte PETEN MANAB XOC Laguna del Este Río Palizada 2 CHILAM CD. DEL CARMEN LAGUNA DE TERMINOS ESTADO DE CAMPECHE Producción máxima esperada 657 MMPCD de gas en 2008 63 a. Valores a abril de 2005. Fuente: BDI-PEP
í "5 Campo Tirante agua (m) Yacimiento Profundidad (mbnm) Tipo Fluido Densidad (ºAPI) RGA (m³/m³) Sinan 37 KM 5,032 Aceite Negro 30 52 37 JSK 5,448 Aceite Ligero 37 48 Citam 32 KS 5,70 Aceite Negro 30 Bolontiku 26 JSK 5,080 Aceite Volátil 39 430 May 6 KM 5,00 6 JSK 5,639 Mison 23 JSK 5,707 Kab 24 JSK 5,69 Yum 6 KS 4,72 Costero 7 K 5,750 Men RP Gas y Condensado Gas y Condensado Aceite Volátil Aceite Ligero Aceite Volátil Gas y Condensado 43 43 43 4 36 38 45 840,5 Ribereño 7 KM 2,750 Gas y Condensado 38 35 5 2,20 Gas seco 35 86 545 35 64
0 "! Miles de barriles diarios Cierre 2005: 60.9 70 60 50 40 30 20 0 0 990 993 996 999 2002 2005 65 Fuente: BDI-PEP
* "5 Integral Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 4,000 2,000 0,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 80 60 40 20 00 80 60 40 20 0 Millones de Barriles PCE Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción Cartera 2005 Cartera 2005,729 VP EVA 39,020 42,338 VPN/VPI 3.28,906 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 5.5 6.05 49% 66
* "5 Exploración Objetivo Incorporar nuevas reservas de gas no asociado en rocas de edad Terciaria y aceite ligero en rocas Mesozoicas. Metas Físicas Pozos exploratorios : Sísmica 3D (km2): Estudios: Res. a incorporar (mmbpce): Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 37 0 85 77 Aspectos críticos Efectuar levantamientos sísmicos tridimensionales enfocados a definir con mayor precisión las dimensiones y tipo de trampas. Adquirir habilidades en interpretación de atributos sísmicos. 67
D" D"7 2 27E 68
Localización: 05 km al Noreste de Cd. del Carmen, Camp. Se descubrió en 979 con la Perforación del Pozo Maloob- SONDA DE CAMPECHE ACTIVO INTEGRAL MALOOB ZAAP KU BACAB LUM Pozos Perforados: 76 Pozos operando: 64 (Dic/05) Ku(40), Maloob(2), Zaap(0), Bacab (2) Producción actual: (09-Feb-06) Aceite: 389.7 MBD Gas: 20.8 MMPCD 200 m. 00 m. CD. DEL CARMEN 50 m. 25 m. DOS BOCAS FRONTERA0 30Km. Está Integrado por los campos Ku, Maloob, Zaap, Lum y Bacab 69
( Campo Unidad KU KU KU MALOOB ZAAP ZAAP ZAAP *** BACAB Tipo de yacimiento ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO ACEITE NEGRO API 22 6 27.25 3.7 3.7 7.26 25.2 6 Presión estática inicial [kg/cm2] 320 248 298 294 220 275 500 339.9 Presión de saturación [kg/cm2] 87 3 47 56 56 26 205 90 Presión estática actual [kg/cm2] 35 7 250 45 49 238 289 335 Formación productora BP EOM JSK BP BP EOM JSK BP Área del yacimiento [km2] 40.69.3 8.9 37.06 35.6 7.93 7.68 5.89 Espesor neto [m] 298.82 37.2 52.25 267.86 299.92 29.6 58.8 53 Porosidad [%] 7. 2. 5 8 8.7 22.3 9.7 7.78 Permeabilidad [md] 2000-5000 40-400 00 2000-7000 2000-6000 200-350 500-000 7500 Temperatura [ C] 9 26 3 3 02 30 7 70
D"2 2E Reserva original: Aceite 5,83 MMB Gas 2,636 MMMPC Reserva remanente: Aceite 3,794 MMB Gas,565 MMMPC Producción acumulada: Aceite 2,09 MMB Gas,07 MMMPC Factor de recuperación: Aceite 44.6% Gas 49.4% Fuente: PEMEX/PEP. Las reservas de hidrocarburos de México, Enero º. 2005 Valor al º. de Enero de 2005 7
0 "! 350 Miles de barriles diarios Cierre 2005: 32.6 300 250 200 50 00 50 0 I/979 984 989 994 999 Fuente: BDI-PEP 72
Explotación * D" D"; 27 E Comparativo Inversión/Producción Milllones de pesos 25,000 20,000 5,000 0,000 5,000 350 300 250 200 50 00 50 Millones de Barriles PCE 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 0 Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005 Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción 4,305 VP EVA 259,848 62,477 VPN/VPI 4.6 46,32 VPN/BPCE (DLS/BPCE).58 4.84 7% 73
Objetivo * D" D"; 2 2; E Explotación Acelerar la extracción de reservas de crudo pesado y gas. Incrementar el factor de recuperación a través de un sistema de mantenimiento de presión. Infraestructura para almacenar crudo pesado. Aspectos críticos Metas Físicas Pozos de desarrollo/intermedios: Conversión a Inyectores: Conversión a Sistemas Artificiales: Intervenciones Mayores: Reparaciones Menores: Plataformas: Ductos (Km.): Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) 83 3 7 404 20 89 Conclusión oportuna de obras Implantación de un sistema de deshidratación Manejo de crudos pesados (por ejemplo; en Maloob 2 API y en Bacab 6 API) 74
75
< 6º más grande del mundo El mayor de México Uno de los más grandes campos costa fuera a nivel mundial Producción actual Aceite:,998 a mbd Gas: 752 a mmpcd Pozos operando: 26 Producción promedio por pozo: 9,829 MBD 76 a. Valores a diciembre de 2005. Fuente: BDI-PEP
( Área (km cuadrados): 23 Espesor promedio (metros): 5-890 Gravedad específica del aceite ( o API): 7-22 Formaciones geológicas: Paleoceno, Cretácico y Eoceno Rocas productoras: Carbonatos naturalmente fracturados Rango de permeabilidad (darcies): 2-4 Rango de porosidad: 8-2% Mecanismos de explotación: Segregación gravitacional, expansión del casquete de gas e inyección de nitrógeno para mantenimiento de presión RECIENTE- PLEISTOCENO MIOCENO OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO CRETACICO J.S.TITHO. J.S.KIMMER. J.S.OXFORD. SIHIL NIVEL DE REFERENCIA NIVEL DEL MAR CANTARELL J.S.OXFORD. J.S.TITHO. J.S.KIMMER. CRETACICO C. A/A 500,000 2,000 3,000 4,000 5,000 77 a. Considera el promedio de los cuatro principales yacimientos de Cantarell: Akal, Kutz, Nohoch y Chac
< Reserva original: Aceite: 2,052 MMB Gas natural: 8,837 MMMPC Producción acumulada a : Aceite: 0,93 MMB Gas natural: 4,666 MMMPC Reserva remanente: Aceite b : 9,486 MMB Gas natural: 4,37 MMMPC Factor de recuperación: Aceite: 52% Gas natural: 53% Indicadores económicos 997-2004: Inversión física: 5,083 Millones de dólares Ventas de hidrocarburos: 0,267 Millones de dólares Fuente: PEMEX/PEP. Las reservas de hidrocarburos de México, Enero º. 2005 a. Valor al º. de Enero de 2005 b. Incluye líquidos y condensados de gas 78
0 "! Miles de barriles diarios 2500 2000 Cierre 2005: 2,035 500 000 500 0 979 98 983 985 987 989 99 993 995 997 999 200 2003 2005 79 Fuente: BDI-PEP
Comparativo Inversión/Producción 20,000 900 Millones de pesos 8,000 6,000 4,000 2,000 0,000 8,000 6,000 4,000 2,000 800 700 600 500 400 300 200 00 Millones de Barriles PCE 0 2006 2007 2008 2009 200 20 202 203 204 205 206 207 208 209 2020 0 Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción Horizonte de Evaluación 2006-2045 Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005 Producción Total (MMBPCE) VPInversión VPCostos Precio Equilibrio* (DLS/BPCE) Participación del Gas en la Producción 5,730 VP EVA 605,860 64,663 VPN/VPI 9.37 93,873 VPN/BPCE (DLS/BPCE) 4.99 3.92 7% 80
Objetivo Explotación Acelerar la recuperación de la reservas de aceite y gas. Incrementar el aprovechamiento del gas producido. Mejorar la flexibilidad operativa en los sistemas de producción, transporte y distribución de crudo pesado y gas. Metas Físicas Cartera 2005 (horizonte 2006-2020) Pozos de desarrollo/intermedios: 75 Conversión a Sistemas Artificiales: 8 Intervenciones Mayores: 92 Reparaciones Menores: 66 Plataformas: 9 Ductos (km): 66 Aspectos críticos Resultado de cuotas de producción de pozos nuevos y reparaciones. Control de los avances de los contactos agua aceite y gas aceite. Conclusión oportuna de las obras. Cierre de pozos que ocasionan una declinación del campo Akal, como resultado de cumplimiento de la norma para no sobrepasar el 5 % mol de N 2 que se tiene que entregar en plantas. 8
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Mayor autonomía de gestión. Incrementar las capacidades operativas a través de nuevos modelos de negocios. Acceder la siguiente frontera de hidrocarburos de Pemex/PEP - aguas profundas en el Golfo de México - Se ha establecido una estrategia, basada en convenios de colaboración que permitirá la formación de recursos humanos capaces y el acceso a tecnología y a las mejores prácticas utilizadas en este tipo de proyectos. 83
Dentro de la exploración petrolera, es necesario desarrollar tecnologías que permitan identificar de una manera más precisa las estructuras o trampas que contengan hidrocarburos. La operación de campos maduros es actualmente uno de los retos técnicos y económicos más importantes para la industria petrolera debido a la baja productividad. El desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías permitirá incrementar el factor de recuperación de campos maduros. Es necesario contar a corto plazo con la tecnología para explotar, transportar, manejar, acondicionar y procesar crudos pesados y extrapesados, mejorando su calidad, con el propósito de maximizar la rentabilidad de los proyectos de inversión. 84