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Portada
Ing. José R. Serrano Lozano
Presidente del CIPM
Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. Foro: “Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana”
México, D.F. a 5 de Noviembre de 2013
1
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.
4
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.
6
Principales Yacimientos del Mundo
País Descubierto
Volumen
original
(MMMbls)
Arabia Saudita 1948 170
Kuwait 1938 101
Arabia Saudita 1951 90
Kazajistán 1979 120
Iraq 1953 110
Irán 1958
China 1959
Ghawar
Greater Burgan
Safaniyah
Tengiz
Rumaila
Ahwaz
Daqing
Campo
39
57
1976 35 México Cantarell
1981 18 México Ku Maloob Zaap
7
Principales Yacimientos del Mundo
Arabia Saudita 1980 5,588
Arabia Saudita 1998 2,128
Iraq 1979 1,493
1980 3,435
Kuwait 1972 2,415
Irán 1977 1,082
Abu Dhabi 1998 795
Azerbaiyán 2007 658
Safaniyah
Rumaila
Greater Burgan
Samotlor
Zakum
Azeri-Chirag
Ahwaz
Ghawar
Rusia
*Fuente: EIA 2008
País Año
Producción
máxima anual (Mbd) Campo
FR
(%)
48
40
20
40
59
26
35
50
México 2003 2,054 Cantarell
México 2011 834 Ku-Maloob-Zaap
41
20
9
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.
12
Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos
Volumen de Hidrocarburos y Reservas Remanentes
Volumen Original
en Yacimiento
Producción
Acumulada
Reservas 3P
Remanentes
Volumen
Remanente
in situ
Factor Rec. (3P) 15.4% (con ATG)
(1P) 25.3% (sin ATG) MMMBPCE
13
Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos
Sureste 45.4
Tampico-Misantla
6.5
Burgos, 2.3 (4.2%)
Veracruz0.7 (1.3%)
Sabinas 0.1 (0.2%)
Producción Acumulada por Cuenca
55 MMMBPCE
Probada 13.9
Probable 12.3
Posible 18.3
Reservas Remanentes
44.5 MMMBPCE
(41%) (31%)
(28%)
(82.5%)
(11.8%)
14
Reservas de hidrocarburos 3P
5,688
19,014
7,338
6,164
3,189
3,137
12,490
Reservas preliminares al 1º de enero de 2013
Reservas 3P = probada + probable + posible
Región Reserva
3P (MMbpce)
Relación
Reserva 3P /
Producción (años)
Norte 19,014 93
Marina
Noreste 12,490 24
Marina
Suroeste 7,338 24
Sur 5,688 18
Total 44,530 33
Suroeste
Norte
Sur
Total PEP
44,530
(43%)
(16%)
(28%)
(13%)
Noreste
15
Desarrollo de Reservas Remanentes
14.3 2.7
2.6 2.3
2.1 1.7
1.5 1.2
1.1 1.1 0.8
0.8 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.6 0.5 0.5 37.2
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
(26%)
(5%)
(5%)
(4%)
(4%)
(3%)
(3%) (2%)
(2%) (2%)
(1%) (1%)
(1%) (1%) (1%)
(1%) (1%) (1%) (1%) (1%)
(68%)
41 45
41
60
40
29 31
57
45 42
32 31
14 9
35 34 37
21
31
24
0
20
40
60
80
Producción Acumulada: 55 MMMBPCE
Total de Campos Descubiertos: 757
Fac
tor
de R
ecu
pe
rac
ión
(%
) M
MM
BP
CE
• 737 Campos 17.8 MMMBPCE (32%)
• 20 Campos 37.2 MMMBPCE (68%)
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
16
Desarrollo de Reservas Remanentes
Reserva Remanente: 44.5 MMMBPCE
Total de Campos Descubiertos: 757
16.8
4.2 2.2
1.2 1.1 0.9 0.9 0.9 0.6
0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 33.8
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
(38%)
(9.5%)
(4.9%) (2.6%)
(2.5%) (2.1%)
(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%)
(76%)
0.3
41.3
9.3
0.1
13.4
45.0
- -
30.8
-
34.9
28.9
- -
6.1
-
11.5
5.2 - 1.6 2.7
0
20
40
60
Fac
tor
de R
ecu
pe
rac
ión
(%
) M
MM
BP
CE
• 736 Campos 10.7 MMMBPCE (24%)
• 21 Campos 33.8 MMMBPCE (76%)
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
17
Perfil de Producción de aceite para Reserva PD
Otros
Crudo Ligero Marino
KMZ
Cantarell
A.J. Bermúdez
Años
ATG
Ku Maloob Zaap
Cantarell
Ek-Balam
Crudo Ligero marino
Chuc
Otros RMSO
Bellota-Chinchorro
A.J. Bermudez
Otros R. Sur
Otros R. Norte
ATG Bellota-Chinchorro
Desarrollo de Reservas Remanentes
Este perfil considera la intensificación de actividades de mantenimiento de pozos y
optimización de los sistemas artificiales.
18
Perfil de Producción de aceite para Reserva PND
KMZ
ATG
A.J. Bermúdez
Otros
Extra pesado
Crudo Ligero Marino
ATG
Ku Maloob Zaap
Cantarell Ek-Balam
Ligero marino
Extrapesados
Chuc
Tsimin-Xux
Otros RMSO
Bellota-Chinchorro
A.J. Bermudez
Otros R. Sur
Otros R. Norte
Chuc
Desarrollo de Reservas Remanentes
19
Perfil de Producción de aceite para Reserva Probable
KMZ
ATG
Cantarell
Bellota Chinchorro
Otros
Crudo Ligero Marino
ATG
Ku Maloob Zaap
Cantarell
Ek-Balam
Ligero marino
Extrapesados
Chuc
Tsimin-Xux
Otros RMSO
Bellota-Chinchorro
A.J. Bermudez Otros R. Sur
Otros R. Norte
Ek-Balam
Desarrollo de Reservas Remanentes
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.
20
Perfil de Producción de aceite para Reserva Posible
KMZ
ATG
Cantarell Extra pesado
Crudo Ligero
Marino
Otros
ATG
Ku Maloob Zaap
Cantarell
Ligero marino
Extrapesados
Chuc Tsimin-Xux
Otros RMSO Bellota-Chinchorro
A.J. Bermudez
Poza Rica
Otros R. Sur Tsimin-Xux
Desarrollo de Reservas Remanentes
21
Desarrollo de Reservas Remanentes
Escenario Superior Aceite 2014-2025
Cartera Oficial
Ku-Maloob-Zaap
Cantarell
ATG
Chuc
Yaxché
Antonio J. Bermúdez CLM
Bellota-Chinc. Ogarrio-Sanchéz M. Delta del Grijalva
Área perdido
Uchukil
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
(MBD)
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
22
Desarrollo de Reservas Remanentes
Escenario Superior Aceite 2014-2025
Cartera Oficial (MMB)
Proyectos de Explotación
(10,150)
Proyectos de Exploración
(3,243)
2,769
1,268
1,065 578
502
501
427
365
330
321
2,023
Ku-Maloob-Zaap Cantarell
ATG Chuc
Ayatsil-Tekel-Pit Yaxché
Tsimin-Xux Antonio J. Bermúdez
Ek-Balam CLM
Otros Proy. Explotación
27%
12%
11% 6% 5%
5%
4%
4%
3%
3%
20%
1,138
594 224
391
298
202
204
191
Aceite y Gas en Lutitas Campeche Oriente
Área perdido Comalcalco
Chalabil Cuichapa
Uchukil Otros Proy. Exploración
35%
19% 7%
12%
9%
6%
6%
6%
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
23
Desarrollo de Reservas Remanentes
Exploración
aguas profundas
Posible
PD (Base)
Probable
PND
PD (Base) PND Probable Posible
Escenario esperado
Mejora en
desempeño
Exploración
aguas someras
Exploración terrestres
Producción de aceite total por tipo de reserva
(perfil esperado + mejora en desempeño + exploratorios)
EA
EB
24
Desarrollo de Reservas Remanentes
Escenario Base Gas 2014-2025
Cartera Oficial
(MMPCD)
Burgos
ATG
Tsimin-Xux Chuc
Cantarell
CLM Lakach
Cactus-Sitio Grande Antonio J. Bermúdez
Veracruz
Holok
Chalabil
Otros Proy. Exploración
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
25
Desarrollo de Reservas Remanentes
Escenario Base Gas 2014-2025
Cartera Oficial (MMMPC) Proyectos de Explotación
(19,704)
Proyectos de Exploración
(6,932)
3,123
2,283
2,560
1,161 987 965
908
845
792
658
5,422
Burgos ATG
Tsimin-Xux Chuc
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
CLM Lakach
Cactus-Sitio Grande Antonio J. Bermúdez
Otros Proy. Explotación
16%
12%
13%
6% 5% 5%
5%
4%
4%
3%
27%
2,139
794
615 804
728
164
1,689
Aceite y Gas en Lutitas Comalcalco
Holok Camargo
Chalabil Área perdido
Otros Proy. Exploración
31%
11%
9% 12%
11%
2%
24%
Fuente: PEMEX Exploración y Producción
26
Desarrollo de Reservas Remanentes
Exploración
Posible
PD (Base)
Probable
PND
Incremental por
escenario superior
Producción de gas total por tipo de reserva
(perfil esperado + superior + exploratorios)
Años
Exploración (Recurso prospectivo) PD (Base) PND Probable Posible
Escenario esperado
Mejora en desempeño
EA
EB
28
Esquemas de ejecución
Proyecto Campo Alcance Propuesta de
ejecución
Cantarell
Akal
Pruebas piloto de EOR
Recuperación mejorada,
Perforación de pozos de relleno en zonas dulces,
pozos monitores y de investigación (Sor)
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 Ek-Balam Perforación horizontal, control de arenas;
mantenimiento de presión Capacidades Internas
Ku-
Maloob-
Zaap
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
Región Marina Noreste
Opinión personal
29
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
Esquemas de ejecución
Región Marina Suroeste
Opinión personal
30
Esquemas de ejecución
Proyecto Campo(s) Alcance Propuesta de ejecución
Ogarrio-Sánchez
Magallanes
Rabasa-Brillante,
Ogarrio y Blasillo
Inyección de agua (Recuperación
secundaria) Capacidades Internas
San Ramón Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas
Cactus-Sitio Grande
Juspí Inyección de gas (Recuperación
secundaria) Capacidades Internas
Cactus Inyección de CO2 (Recuperación
secundaria) Capacidades Internas
Bellota-Chinchorro
Cárdenas Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas
Mora Inyección de gas (Mantenimiento de
presión) Capacidades Internas
Jujo-Tecominoacán Jujo-Tecominoacán
Inyección de N2 (Mantenimiento de
Presión)
Monitoreo y redistribución de pozos
Capacidades Internas
Región Sur
Opinión personal
31
Esquemas de ejecución
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 N2) 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.
Región Sur
Opinión personal
32
Esquemas de ejecución
Proyecto Campo Alcance Propuesta de ejecución
Integral Poza
Rica
Aguacate Toteco-
Cerro Azul
Poza Rica
Perforación horizontal
Inyección de agua
Capacidades Internas
Integral Arenque
Bagre
Carpa
Arenque
Perforación horizontal
Inyección de agua
Contratos Incentivados de
Exploración y Producción.
ATG Campos de
Chicontepec
Aplicación de nuevas técnicas para
representación del yacimiento.
Incremento en la productividad de pozos
Reducir costos de desarrollo
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
Región Norte
Opinión personal
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.
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.
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.