Proyecto final evaluación y administracion de proyectos

UNIVERSIDAD OLMECA

pROYECTO DE INVERSIÓN

“SAMARIA TERCIARIO”

EVALUACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS

ING. ARTURO QUEVEDO HERNÁNDEZ

ING. EN GEOLOGÍA

8VO SEMESTRE

22 – ABRIL -14

INDICE

INTRODUCCIÓN.........................................................................................2

UBICACIÓN GEOGRAFICA..........................................................................4

ANTECEDENTES........................................................................................6

ÁREA DE ESTUDIO.....................................................................................9

JUSTIFICACIÓN........................................................................................11

OBJETIVOS Y ALCANCES DEL PROYECTO................................................12

DESCRIPCIÓN DE LA HIPOTESIS QUE SOPORTA EL PLAY.........................13

VOLUMETRÍAS.........................................................................................23

POSIBLE DESARROLLO............................................................................24

EVALUACIÓN ECONOMICA.......................................................................25

CONCLUSIÓN...........................................................................................30

ANEXOS..................................................................................................31

GLOSARIO...............................................................................................35

BIBLIOGRAFÍA.........................................................................................36

LAS ROCAS HABLAN A QUIEN SABE ESCUCHARLAS

1

INTRODUCCIÓN

Las organizaciones enfrentan el problema de cómo asignar sus recursos

de la manera más eficiente, para obtener los mejores beneficios. La

formulación y evaluación de proyectos es de suma importancia para los

proyectos petroleros de inversión, ya que durante la elaboración de un

estudio de éste tipo, intervienen muchas disciplinas como: estadística,

investigación de mercados, geología, ingeniería de proyectos, geofísica,

contabilidad, distribución de la planta, finanzas, fiscal, ingeniería

económica, ingeniería petrolera, etc.

Por lo que para realizar la evaluación de un proyecto de inversión, se

reúnen grupos interdisciplinarios sobre las áreas mencionadas y cada

uno de los especialistas desarrolla la parte que le corresponde.

El resultado es un estudio completo acerca de la viabilidad técnica,

económica y de mercado que sirve como base para decidir la realización

de la inversión petrolera.

Los beneficios que en el largo plazo una empresa petrolera puede lograr,

dependen en gran parte de la forma en que los siguientes problemas

son resueltos:

1) Selección de fuentes de financiamiento adecuadas,

2) Racionamiento del capital obtenido entre las diferentes propuestas de

inversión disponibles.

Las dos decisiones anteriores deben manejarse en forma separada. La

selección de propuestas de inversión debe basarse en los méritos


2

financieros de cada propuesta, independientemente de la fuente o costo

de la fuente con que se financia cada propuesta.

El problema de seleccionar la fuente de financiamiento más adecuada

debe ser resuelto independientemente de la utilización que se le den a

los fondos obtenidos, y se debe basar en los méritos de cada fuente,

esto es, la fuente seleccionada debe ser aquella de menor costo y al

mismo tiempo aquel que represente el menor riesgo para la empresa.

En la siguiente imagen (VEASE FIGURA 1), se muestra un esquema general

sobre el proyecto de inversión señalando las 4 bases, así como también

se presenta el ciclo de vida de lo que sería un proyecto de inversión

igualmente con sus 4 conceptos condescendientes.


3

FIG. 1 ESQUEMA DE PROYECTO DE INVERSIÓN

UBICACIÓN GEOGRAFICA

El activo se localiza en la carretera Villahermosa-Cunduacán, a 25 km;

entre los poblados Ejido Ceiba 1a. sección y Gregorio Méndez, Municipio

de Cunduacán, Tabasco a 11 km aproximados de la cabecera municipal. (VEASE FIGURA 2).

Ubicación con respecto a los demás activos

Con respecto a los demás activos, el

activo samaria se encuentra al este de

Bellota-Jujo, al norte de Muspac y al

oeste de Macuspana. (véase figura 3).


4

FIG. 2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ACTIVO SAMARIA

FIG. 3 UBICACIÓN RESPECTO A LOS ACTIVOS

Ubicación geológica con respecto a la provincia denominada Cuencas Terciarias del Sureste.

El activo se encuentra en la cuenca de Pilar Reforma Akal el cual está

limitado al oeste por el sistema de fallas Comalcalco y al este por el

sistema de fallas Frontera, el alineamiento de diapiros arcillosos Amate-

Barrancas y la falla Topén-Níspero; limita al sur con el Cinturón Plegado

de la Sierra de Chiapas y al norte con la Plataforma de Yucatán. (véase

figura 4)

El activo samaria-Luna como lo define

petróleos Mexicanos, será nuestra

ubicación esencial para realizar nuestro

proyecto de inversión petrolera. (véase

figura 5)


5

FIG. 4 UBICACIÓN GEOLÓGICA DE SAMARIA

ANTECEDENTES

Está integrado por 3 Proyectos: Antonio J. Bermúdez, Delta de Grijalva y

Samaria Somero.Los principales campos son Samaria, Íride, Cunduacán,

Oxiacaque, Luna, Sen, Pijije, Tizób y Terra.

Se han perforado cerca de 642 pozos, siendo productores 205, mientras

que 199 se encuentran cerrados. Cuenta con 12 instalaciones de

producción: 8 baterías de separación, 2 estaciones de compresión, 1

central de almacenamiento y bombeo y 1 planta de deshidratación.

Cabe mencionar que la mayoría de los pozos operan con sistemas

artificiales de producción. Se explota una gran variedad de crudos,

desde el Superligero (38-50°API), Ligero (28-31°API), Pesado (12-22°API)

y Extrapesado (5-10°API).

PROYECTO INTEGRAL COMPLEJO ANTONIO J. BERMÚDEZ

Se conforman por los campos Cunduacán, Íride, Oxiacaque, Platanal y

Samaria y se encuentra localizado a 20 Km. al noroeste de Villahermosa,

Tabasco.

Su explotación comenzó en mayo de 1973 con la terminación del pozo

Samaria 101 el cual resultó productor de aceite negro ligero con una

presión original de 533 kg/cm2 y presión de saturación de 319 kg/cm2.

Los campos ya mencionados, constituyen un solo yacimiento de rocas

carbonatadas naturalmente fracturadas, de aceite negro ligero de 28-

31°API, asociado a un acuífero activo y a un casquete de gas secundario.

Estos se encuentran sobre un anticlinal de tipo dómico, seccionado por


6

FIG. 5 PLANO GENERAL DE LA UBICACIÓN DE LOS DISTINTOS CAMPOS

un gran número de fallas normales que lo dividen en bloques con

características litológicas diferentes pero unidos hidráulicamente entre

sí.

El yacimiento está constituido por calizas y dolomitas intensamente

fracturadas de gran relieve estructural del Cretácico y Jurásico. La

acumulación de hidrocarburos está limitada al Norte por una zona de

baja permeabilidad, al Sur y al Oeste por el contacto agua - aceite, y al

Este por un bloque hundido que lo separa de la estructura Oxiacaque y

una falla normal con dirección Norte-Sur.

De 387 pozos perforados en la actualidad 105 son productores y 117

están cerrados. (VEASE FIGURA 6)

PROYECTO INTEGRAL DELTA DE GRIJALVA


7

FIG. 6 UBICACIÓN DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN ANTONIO J.

Se localiza al Norte de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco, en

unaextensión aproximada de 1,500 Km. Está conformado por los campos

Sen, Caparroso-Escuintle-Pijije-Bajlum, Tizón, Cráter, Luna-Palapa y

Escarbado, siendo la mayoría de ellos,yacimientos carbonatados

naturalmente fracturados, de gran potencial productivo y de alta

complejidad geológica de donde se extrae crudo superligero de más de

40º API.

Inició a operar en noviembre de 1982 con el pozo Caparroso 1-B, pero

fue hasta mayo de 1987 cuando empezó la producción significativa con

la incorporación de los Campos Sen, Pijije y Luna hasta alcanzar lo que

había sido el más alto nivel en mayo de 1993 de 98,823 bpd de aceite y

331.4 mmpcd de gas.

El objetivo del Proyecto es extraer la reserva remanente de

hidrocarburos 3P, que asciende a 229.5 mmb de aceite y 847.7 mmmpc

de gas, bajo el enfoque de producirlo en el menor tiempo posible, con

gran efectividad técnica y con los menores costos de operación.

Se han perforado 143 pozos en total, de los cuales, 108 han resultado

productores, 15 improductivos y 20 taponados por accidente mecánico,

lo que corresponde a un 88 % de éxito productivo.

En abril de 2009 se alcanzó la mayor producción en toda la historia del

proyecto: 100,836 bpd de aceite y 364.2 mmpcd de gas, después de

haber estado en niveles de 37,449 bpd 142.5 mmpcd en junio de 2004.

Esto corresponde a un incremento de 63,387 bpd de aceite equivalente.

ÁREA DE ESTUDIO


8

De los tres proyectos que contempla el activo Samaria, el área de estudio para este proyecto de inversión se centra en el somero, por ser SAMARIA TERCIARIO (véase figura 7);

PROYECTO INTEGRAL SAMARIA SOMERO

Se localiza A 20 km NW de Villahermosa, Tabasco, se compone de los

campos Samaria, Íride, Carrizo, Platanal

Su producción inicio en 1960 con el pozo Samaria 2 (94 bpd, 14 °API)

Pozos perforados: 110(71 en la nueva etapa)

Pozos operando: 70, 59 crudo pesado y 11 crudo extra pesado

Fue descubierto en el año de 1960 con la perforación y terminación del

pozo Samaria-02, el cual mostró presencia de agua en los horizontes


9

FIG. 7 UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO, NOTESE DE AMARILLO EL

inferiores y aceite pesado en los horizontes superiores, por lo que no se

puso en producción y se taponó.

DATOS GENERALES DEL CAMPO SAMARIA

EDAD Neógeno

FORMACIONES Paraje Solo y Filisola

POZO DESCUBRIDOR Samaria-02 (1960)

PROFUNDIDAD 1000-2100 m

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Expansión Roca-Fluido, Empuje Hidraulico.

A continuación se muestra una gráfica que detalla la producción de

petróleo por activo.(véase figura 8)


10

FIG. 8 Esquema diagramático de la producción de petróleo

JUSTIFICACIÓN

La siguiente evaluación del proyecto de inversión petrolera será

realizado en base a la secuencia metodológica oficial, de inversión en

proyectos petroleros.

Así mismo cabe recalcar que se realizara un análisis minucioso que nos

sirva de sustento para respaldar la evaluación del play hipotético así

como para estimar las volumetrías y su posible valor económico, todo

esto es realizado con el único fin de determinar el tiempo de recobro de

las inversiones, y poder determinar si el proyecto de inversión nos

resulta rentable o no.

La principal razón para invertir en oportunidades de perforación de

petróleo es ganar dinero cuando se extrae el aceite de la tierra.

Los proyectos de perforación tienen éxito cuando un campo de petróleo

se desarrolla y se considera un fracaso si no hay aceite para extraer.

Esto también se conoce como un agujero seco.

Las compañías de exploración y desarrollo de aceite se gastan mucho

dinero en busca de sitios potenciales de petróleo, pero como la mayoría

de los esfuerzos, no pueden saber dónde hay aceite disponible hasta

que comienzan a taladrar.

El proceso de perforación y desarrollo es muy caro, y este suele ser el

momento en que las empresas más pequeñas comienzan el proceso de

obtención de capital para extraer petróleo.


11

OBJETIVOS Y ALCANCES DEL PROYECTO

Antes de hacer una inversión en un proyecto de perforación de petróleo,

debes obtener la información de ingeniería específica que describe

las reservas probadas y probables que están disponibles en el sitio de

perforación. Las reservas probadas son reservas de petróleo que un

ingeniero ha confirmado están disponibles con un 90% de precisión.

Las reservas probables son una estimación de una cantidad particular

del aceite. La mayoría de los analistas profesionales recortan las

cantidades probables disponibles a un 40% en la contabilización de la

cantidad de petróleo que una empresa posee.

De acuerdo al plan de reservas de hidrocarburos de PEMEX (Exploración

y producción) se propuso evaluar un play hipotético del periodo terciario

ubicado en Samaria en el estado de Tabasco (aceite y gas disuelto).

Se autorizó la prueba del prospecto mediante la perforación de 3 pozo

prospectivos de los cuales:

Pozos Prospectivos Resultados

2 pozos Resultaron invadidos de agua salada

1 pozo Resulto con éxito el cual incorporo reservas

DESCRIPCIÓN DE LA HIPOTESIS QUE SOPORTA EL PLAY


12

Con el levantamiento sísmico en 2D, de 484,500 a 486,000 UTM,

obtenemos un modelo estatico del play hipotético

Descripción:

Son campos del terciario

Compuestos por una estructura de cabalgamiento

Por fallas normales

Con buenas probabilidades de obtener Aceite y Gas disuelto.

SISTEMA PETROLERO

Se ubica en el sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno (!) (véase figura 9)

A grandes

rasgos las rocas generadoras son lutitas y calizas arcillosas del


13

FIG. 9 Imagen de los sistemas petroleros de las regiones

Tithoniano de ambientes que varíanque varían de rampa externa a

cuenca con materia orgánica ligno-húmica a amorfa-sapropélica. Estas

rocas son precursoras de aceites extra pesados hasta gas seco de

acuerdo a la evolución geológica de las provincias en las que se

encuentra.

Las rocas almacenadoras principales consisten de rocas carbonatadas

mesozoicas y siliciclásticas cenozoicos.

ORIGEN GEOLOGICO

El activo geológicamente se ubica en la provincia Cuencas Terciarias del

Sureste. Pertenece a la cuenca de Comalcalco-Reforma Akal la cual es

de tipo marginal pasiva. La tectónica está estrechamente relacionada a

dos eventos, la orogenia chiapaneca (Mioceno) que como resultado

ocasiono intrusiones de sal, depósitos deltaicos, depósitos turbidíticos,

domilitización de las secuencias carbonatadas (mesozoicas) y arenas de

barrera. El otro evento fue la orogenia Laramide a finales del mesozoico

la cual origino un plegamiento NW-SE de rocas carbonatadas.

PERFIL LITOLÓGICO

En esta provincia existen estilos estructurales sobrepuestos:

el primero se caracteriza por un estilo de bloques rotados, fallados y Salt

rollers de edad Jurásico Tardío - Cretácico Temprano y se localiza en el

borde oriental marino del pilar; el segundo está relacionado a

compresión de la cubierta sedimentaria de edad Mioceno medio-tardío y

se muestra como una cobijadura en el Alto de Jalpa; el tercero y más

importante está representado por pliegues y cabalgaduras orientados

noroeste-sureste convergencia al noreste de edad Mioceno medio-tardío,

que despegan en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y


14

Calloviano, que afectan rocas mesozoicas, del Paleógeno y del Mioceno

temprano-medio; y el último identificado en el Neógeno, corresponde a

un estilo de fallas lístricas con caída al noroeste, que despegan en el

límite Oligoceno-Mioceno.(VEASE FIGURA 10).

MIGRACIÓN DEL HIDROCARBURO

Se tiene estudios de que el hidrocarburo se generó en el jurásico tardío

(Tithoniano) en rocas calizas arcillosas y lutitas calcáreas, en esta edad

geológica se presentaron unas fallas provocadas por la fracturación de la

panguea, para migrar hacia las formaciones marinas, apartir del

Cretácico temprano se gestó el almacén de hidrocarburo presentando

una secuencia litológica de mudstone-wackestone con lutitas

preferencialmente rocas almacén presentes en este activo integral.


15

FIG. 10 Perfil litológico de Samaria

TIPOS DE ROCAS

Se comprende que el activo integral Samaria Luna pertenece al sistema

petrolero número tres, por lo tanto se puede correlacionar la evidencia

en el estudio geológico con este activo.

ROCA GENERADORA

Rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano: calizas

arcillosas y lutitas calcáreas.

Porosidad efectiva: 1 a 11%

Permeabilidad: 0.3 a 16 mD.

La principal roca generadora en la Provincia Petrolera Sureste

corresponde al Jurásico Superior Tithoniano. Las rocas del Tithoniano

están constituidas de calizas arcillosas y lutitas calcáreas las cuales son

las responsables de la generación de los hidrocarburos almacenados en

diferentes niveles estratigráficos como lo son el Kimmeridgiano,

Cretácico, Eoceno, Mioceno y Plioceno, esto está claramente

comprobado por la correlación positiva de los biomarcadores entre los

extractos de roca generadora y los fluidos, por lo que los sistemas

petroleros asociados a esta fuente de generación han sido clasificados

como conocidos.

Durante el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada

del nivel del mar o fase de inundación, por lo que se desarrolla el

depósito de una secuencia arcillo-calcárea; prevaleciendo las

condiciones para la formación de capas de lutitas negras carbonatadas


16

con importantes cantidades de materia orgánica. En estas condiciones,

los ambientes sedimentarios fueron profundos y adecuados para la

preservación de los materiales orgánicos depositados.

Las rocas del Tithoniano reflejan una evolución de condiciones de rampa

interna a rampa externa y cuenca, estableciéndose condiciones favorables

para la preservación de la materia orgánica, relacionadas con una

transgresión marina.

ROCA ALMACENADORA

Por lo que se conoce de esta provincia petrolera se puede deducir que

las rocas almacén o productoras del sistema,son roca del Cretácico

Medio Albiano está constituida por mudstone-wackestone de

foraminíferos y dolomías microcristalinas, fracturadas, con laminaciones

y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstone-wackestone arcilloso,

fracturado, con intercalaciones de lutita arenosa y limosa con

abundantes foraminíferos planctónicos. La porosidad varía de 2 a 8%

llegando a ser de hasta 16% y los espesores varían de 25 a 500 m.

La permeabilidad se encuentra favorecida por fracturamiento tectónico.

Dicha permeabilidad varía entre 5 a 200 milidarcys. Las rocas del

Cretácico Medio corresponden principalmente a depósitos de ambientes

de plataforma, talud y cuenca. En grandes extensiones del área, las

calizas de esta edad se encuentran dolomitizadas, especialmente en las

zonas donde se interpreta la presencia de los ambientes de talud y

cuenca.

ROCA SELLO

La roca sello en el proyecto Samaria Somero corresponde a estratos de

lutitas intercaladas por cuerpos lenticulares arenosos que conforman la


17

roca almacén. Las lutitas ejercen la función de roca sello en cada cuerpo

arenoso presente en este proyecto.

COLUMNA LITOLÓGICA

A continuación se muestra la columna litológica perteneciente a Samaria. (véase figura 11).


18FIG. 11 Columna Litológica

TIPOS DE KEROGENO

El material orgánico es amorfo derivado del rompimiento mecánico y

bacterial de una mezcla de animales y plantas unicelulares marinos, que

la clasifican como de un kerógeno de tipo II, por lo cual este kerógeno es

propenso a generar petróleo aromático intermedio alto en azufre y

nafténicos, pero genera más gas que el kerógeno tipo I y en este caso, al

ser calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Tithoniano del Golfo de

México, presenta una secuencia ideal para hacer el modelado de una

roca marina con contenidos de materia orgánica marina rica en

compuestos de azufre.

TRAMPA ESTRUCTURAL

Presenta trampas estratigráficas y estructurales como los anticlinales

con fallas inversas y normales. En el proyecto Samaria Somero las lentes

de arenisca poco consolidadas actúan como trampa. (véase figura 12).


19

FIG. 12 Sección Regional

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE LACUENCA SAMARIA

Probabilidad Trampa-selloRoca generadora

Roca almacén

Sincronía y migración

Objetivo principal 0.8 0.8 0.8 0.8

Con los datos obtenidos se calculara la probabilidad de éxito Geológico

(pg) y el Riesgo geológico para poder determinar aspectos a mejorar y

proseguir con la evaluación del play.

Probabilidad de descubrimiento de Hc´s 0.41

Riesgo geológico 2.44

Factor de riesgo geológico 1 : 2.44

De acuerdo con los valores obtenidos el play: bajo riesgo

De acuerdo al Factor de riesgo geológico nuestro play se considera de

bajo riesgo:

Bajo riesgo (Pg entre 0.25 y 0.5, entre 1:4 y 1:2), Asociada a pozos que

prueban plays probados cerca de donde existe producción (5 – 10 Km).

Para tener una mejor visualización del play a evaluar, se procede a

realizar la sección geológica estructural, de acuerdo a las cimas ya

obtenidas previamente, se enumeran los pasos.


20

Primero se analiza el mapa geológico de cimas para tener una vista previa, de como será nuestro modelo a configurar (véase figura 13).

Seguidamente se procede a unir las cimas, dependiendo a su altura, correspondiente obtenemos 5 curvas de nivel respecto al bloque A. (véase figura

14).

Se prosigue a realizar la unión de las cimas del bloque “B”, para asi obtener las curvas de nivel completas del bloque a evaluar. (véase figura 15)


21

FIG. 13 Mapa geológico de cimas

FIG. 14 Curvas de nivel bloque “A”

Para el trazado del mapa estructural, primero se prosigue a realizar el trazado de una sección que va de A a A´, (véase figura 16), para posteriormente realizar el trazado de puntos a escala, poder unirlos y delimitar nuestra estructura (véase figura 17).


22

FIG. 16 Mapa estructural, con el trazado de A a A´

FIG. 17 Mapa estructural, con falla.

VOLUMETRÍAS

Con la información aportada por el pozo y con información de datos análogos de petrofìsica y PVT`s, se estimaron los valores mínimos, medios y máximos.

Con la formula de PEARSON & TUKEY,

Parámetros Pearson & Tukey P 50Mínimo Más probable Máximo Promedio Unidades

Área 3.50 4.00 4.50 4.00 Km2Porosidad 0.15 0.20 0.25 0.20 Fracc.Saturación hidrocarburos (Shc) 0.60 0.70 0.80 0.70 fracc.Espesor neto impregnado (h) 40.00 50.00 70.00 51.85 mBoi 1.15 1.20 1.25 1.20 AdimensionalFro 0.20 0.25 0.30 0.25 FracciónFrg 0.65 0.75 0.80 0.74 Fracción

Rsi o RGA 1150.00 1250.00 1350.00 1,250.00m3/m3 a PC/BL.

FEICondensados (MPMM)FELFg (Factor geométrico) 0.70 0.80 0.90 0.80 Fracción


23

POSIBLE DESARROLLO

Posible perfil de producción que detalla la cantidad de aceite y de gas

que posiblemente se producirán durante nuestros 15 años de vida del

proyecto a invertir.

A continuación se muestran gráficos de la producción de aceite en mbd y de la producción de gas en mpcd. (véase figura 18)


24

FIG. 18 Producción de aceite y producción de gas

El posible perfil de producción detalla la comparativa entre la producción

de aceite (mbd) contra la producción de gas (mpcd), notandose

claramente que la posible producción de gas será ligeramente mayor en

nuestros 15 periodos que la producción que se obtendrá en estos

mismos periodos de aceite.

EVALUACIÓN ECONOMICA

Posible perfil de producción que detalla los ingresos brutos que

obtendremos por la venta de los hidrocarburos a estas cantidades

posteriormente se verán afectadas por los costos de operación y

mantenimiento y los costos de transportes.

A continuación se muestra un grafico comparativo donde nos representa

los ingresos de aceite y de gas. (véase figura 19)


25

Es importante tomar en cuenta que en nuestro posible perfil de

producción que detalla nuestros ingresos, hay que tomar en cuenta

estos costos de operación y mantenimiento así como los costos de

transporte, los cuales se tienen que considerar.

Costos de Op´n y mantto. 1 2 3 4 5 6 7

Hidrocarburos (pesos) 252,660,842.48 10,643,369.92 21,020,655.59 28,218,234.50 29,601,207.38 28,121,147.01 26,715,089.66

Sub Total 252,660,842.48 10,643,369.92 21,020,655.59 28,218,234.50 29,601,207.38 28,121,147.01 26,715,089.66

Costos de transporte 1 2 3 4 5 6 7


26

FIG. 19 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas

hidrocarburos (pesos) 199,563.19 798,252.74 1,576,549.17 2,116,367.59 2,220,090.55 2,109,086.03 2,003,631.72

Sub Total 199,583.19 798,252.74 1,576,549.17 2,116,367.59 2,220,090.55 2,109,086.03 2,003,631.72

Costos de Op´n y mantto. 8 9 10 11 12 13 14 15

Hidrocarburos (pesos)

25,379,335.18 24,110,368.42 22,904,850.00 21,759,607.50 20,671,627.12 19,638,045.77 18,656,143.48 14,178,669.04

Sub Total

25,379,335.18 24,110,368.42 22,904,850.00 21,759,607.50 20,671,627.12 19,638,045.77 18,656,143.48 14,178,669.04

Costos de transporte 8 9 10 11 12 13 14 15

hidrocarburos (pesos)

1,903,450.14 1,808,277.63 1,717,863.75 1,631,970.56 1,550,372.03 1,472,853.43 1,399,210.76 1,329,250.22

Sub Total

1,903,450.14 1,808,277.63 1,717,863.75 1,631,970.56 1,550,372.03 1,472,853.43 1,399,210.76 1,329,250.22

A continuación se muestra gráfico comparativo entre los costos de operación y mantenimiento y los costos de transporte. (véase figura 20)


27FIG. 20 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas

En el gráfico se muestrán el total de costos por cada periodo, incluyendo

los dos costos, los de operación y mantenimiento y los de transporte de

nuestros hidrocarburos. (véase figura 21)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 150.00

50,000,000.00

100,000,000.00

150,000,000.00

200,000,000.00

250,000,000.00

300,000,000.00

Suma de costos total

INDICADORES DE RENTABILIDAD

Flujos de efectivo Neto: Combinación de Ingresos (entradas) menos

Egresos (salidas) que ocurren de manera puntual o en un periodo de

tiempo corto.

FEND: Flujo de efectivo neto descontado

PI: Valor presente de inversión, es la cantidad máxima que una

compañía estaría dispuesta a invertir en un proyecto


28

FIG. 21 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas


29

FIG. 22 Gráfica flujo de efectivo y flujo de efectivo neto descontado

RBC: Se emplea para conocer los pesos o dólares de ingreso neto por

cada peso o dolár invertido expresado en valor presente

RBC= 1.06

PRI: Será nuestro periodo de recuperación de la inversión realizada en

este caso en años.

PRI=13.6 AÑOS

VPN: Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un

determinado numero de flujos futuros originados por una inversión

VPN= $52,931,299.39

VPN/VPI: Se emplea para conocer los pesos o dólares de ganancia por

cada peso o dólar invertido

VPN/VPI = 0.06

CONCLUSIÓN

En conclusión definimos a nuestro proyecto de inversión como NO

RENTABLE debido a:

Presenta un VPN esperado de $52,931,299.39,

Una realcion VPNVPI

= 0.06, que nos indica que por cada $ invertido

obtendremos $0.06 de ganancia.


30

Igualmente el periodo de recuperación de inversión esta dado en 13.6

años, de 15 años que es lo que dura nuestro proyecto, solo tendríamos

1.4 años de ganancia.

Estos cálculos son sin haber tomado en cuenta cuestiones externas que

puedan surgir, que pudieran aumentar los costos y hacerlo mas

desfavorable.

Por lo que no se propone ni recomienda la explotación del play

evaluado.


31

ANEXOS


32

ANEXO 1 - Distribución geográfica de la inversión asignada en el PEF 2013 por proyectos de exploración agrupados en provincias petroleras.

ANEXO 2 - Distribución geográfica de la inversión asignada en el pef 2013 por proyectos de explotación agrupados en provincias petroleras


33

ANEXOS 3- Ingresos petroleros en % de 2012 a 2018

ANEXOS 4- Inversión total Pemex del 2000 al 2012


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ANEXOS 5- Plataforma de exportación 2013- 2018

ANEXOS 6- Plataforma de producción 2013- 2018


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GLOSARIO

DOLOMITIZACION: El proceso de dolomitización es el proceso de

reemplazamiento de un mineral, generalmente calcita o aragonito

(ambos CaCO3), por dolomita - CaMg(CO3)2.

MUDSTONE: Es un grano fino, roca sedimentaria cuyo original

constituyentes son arcillas o lodos . El tamaño del grano es de hasta

0,0625 mm (0,0025 pulgadas) con granos individuales son demasiado

pequeños para ser distinguido sin un microscopio.

WACKSTONE: Carbonatos con textura deposicional reconocible, tiene

una textura matriz-soportada con más del 10% de granos.

BIOMARCADORES: Biomarcador o marcador biológico es aquella

sustancia utilizada como indicador de un estado biológico. Debe poder


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medirse objetivamente y ser evaluado como un indicador de un proceso

biológico normal, estado patogénico o de respuesta a un tratamiento

farmacológico.

TRANSGRESION: es un evento geológico por el cual el mar ocupa un

terreno continental, desplazándose la línea costera tierra adentro. Estas

inundaciones (a veces denominadas «ingresiones») se pueden producir

por hundimiento de la costa y/o la elevación del nivel del mar (por fusión

de glaciares).

LUTITA: La lutita es una roca sedimentaria detrítica o clástica de

textura pelítica, variopinta; es decir, integrada por detritos clásticos

constituidos por partículas de los tamaños de la arcilla y del limo.

KEROGENO: Es una mezcla de compuestos químicos orgánicos

presente en las rocas sedimentarias. Son insolubles en los solventes

orgánicos comunes.

BIBLIOGRAFÍA

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petrolera-manera_266795/

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Proyecto final evaluación y administracion de proyectos

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