perspectivas de la exploración y producción de ... · del sureste y de tampico- ... de gas...
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Perspectivas de la exploración y producción de hidrocarburos en
México
Ing. Carlos A. Morales Gil Abril 17, 2008
1
2
Contenido
• Antecedentes
• Metas estratégicas
• Avances
• Perspectivas y retos
• Comentarios finales
3
Las cuencas petroleras de México
• Pemex, por 70 años ha dedicado su actividad de exploración y producción en las cuencas de la porción terrestre y de la plataforma continental del Golfo de México
• Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste
• Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas, destacando por su volumetría la de Burgos
• Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México Profundo
VeracruzVeracruz
Tampico -Misantla
Burgos Burgos
Sabinas
Golfo de Golfo de MMééxico xico
Profundo Profundo
Cuencas del Cuencas del Sureste Sureste
4
El incremento de la inversión ha permitido mantener estable la producción
21 1513
14
48 56 5769 86 97
115 1276 5 10
17
140127
112107
54 61 6686
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Inversión*mmmpesos 2007
Producción
Gas naturalmpcd
1,774 1,997 2,168 2,425 2,458 2,387 2,244 2,045
1,238 1,130 1,010 946 925 946 1,012 1,036
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
3,012 3,127 3,178 3,371 3,383 3,333 3,256
Aceite pesado Aceite ligero
3,082
3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,445
1,299 1,272 1,305 1,379 1,563 1,864 2,2662,613
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356
Gas asociado Gas no asociado
6,058
Totalmbpced
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
+ 9%4,3924,434 4,395 4,413 4,348 4,130 4,092 4,024
Aceitembd
Explotación Exploración
* Incluye COPF
5
Producción acumulada
mmbpce
Cuencas del Sureste
Burgos-Sabinas
Veracruz TotalTampicoMisantla
38,319
6,2451,986 417
82%
4%1%
13%
46,890
• La mayor producción de hidrocarburos se ha obtenido a partir de las Cuencas del Sureste
• La producción acumulada es similar a la reserva remanente total
• Las Cuencas productoras de gas no asociado Burgos y Veracruz hanaportado el 5 por ciento de la producción acumulada
6
Producción histórica de aceite
0
1,000
2,000
3,000
4,000
1968 1974 1980 1986 1992 1998 2004
0500
1,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000
1968 1974 1980 1986 1992 1998 2004
Cuencas del Sureste
mbpced
Cuenca Tampico-Misantla
• Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las denominadas Cuencas del Sureste y de Tampico-Misantla
• El incremento en la producción en las Cuencas del Sureste obedece principalmente a los megadescubrimientos en la sonda de Campeche y en el área Chiapas Tabasco
• La Cuenca de Tampico-Misantla es la más antigua en producción en México. Actualmente, se encuentra en etapa de reactivación con la puesta en marcha del proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)
7
Producción histórica de gas
mmpcd
• Las principales cuencas productoras de gas no asociado corresponden a Burgos y Veracruz, destacando por su volumetría la de Burgos
• La producción de gas de ambas cuencas alcanza un volumen de más de 2,300 miles de millones de pies cúbicos de gas equivalentes a 38% de la producción nacional
• La reactivación de ambas cuencas se basa en la aplicación de nuevas tecnologías así como a nuevos esquemas de trabajo
0
500
1,000
1,500
1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007
Cuenca de Burgos
0
500
1,000
1,500
1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007
Cuenca de Veracruz
8
Reservas y recursos prospectivos
18.9
23.8
0.31.0 0.5
Burgos Veracruz P. Yucatán TampicoMisantla
Cuencas delSureste
Golfo deMexico
Profundo
Reserva 3P descubiertas a(mmmbpce)
29.5
3.40.8 0.3
18.1
1.7
Burgos Veracruz P. Yucatán TampicoMisantla
Cuencas delSureste
Golfo deMexico
Profundo
Total : 53.8
Recursos prospectivos (mmmbpce)
Total : 44.5
a. Al 1° de enero de 2008
• Las reservas se encuentran concentradas en las Cuencas del Sureste y Tampico-Misantla
• Más del 50% de los recursos prospectivos del país se encuentran en aguas profundas
• Por ello, la estrategia exploratoria ubica como área prioritaria aguas profundas
PorcentajeCuenca
1Plataforma Yucatán1Veracruz6Burgos y Sabinas3Tampico- Misantla
34Cuencas del Sureste
55Golfo de México Profundo
Recursos prospectivos
9
Metas estratégicas
10
Metas estratégicas
• Mantener la producción en niveles de 3.1 mmbd de aceite y más de 6.0 mmmpcd de gas, con un crecimiento en el gas superior al de la demanda
• Mejorar los resultados exploratorios para alcanzar una relación reserva probada / producción de cuando menos 10 años
• Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción
• Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental
• Mejorar la relación con las comunidades en las que PEMEX opera
11
• Administrar la declinación de Cantarell• Mantener niveles de producción de aceite y disminuir las
importaciones de gas• Ejecutar eficientemente proyectos como Aceite Terciario del Golfo• Generalizar la aplicación de procesos de recuperación secundaria y
mejorada• Ampliar la capacidad de ejecución
• Fortalecer las capacidades y habilidades de nuestros recursos humanos en disciplinas críticas para la exploración y desarrollo
Recursos humanos
Exploración
Explotación
• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes
• Mejoramiento en la resolución de imagen subsalina • Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias y mejorar el
éxito exploratorio
Tecnologías
• Orientada a la solución de problemas identificados en las diferentes cuencas y campos del país
• Rápida implantación de tecnología críticas para mejorar costos de producción, y descubrimiento y desarrollo
La exploración y explotación de estas cuencas requiere estrategias
12
Estrategias e iniciativas en recursos humanos• La estrategia de administración de recursos humanos se ha diseñado de acuerdo a las
problemáticas particulares de los proyectos, incluyendo consideraciones respecto a un relevo generacional dinámico, un plan de carrera y el cierre oportuno de brechas en competencias críticas, específicamente para los próximos 5 años
• Desarrollo de especialidades a través de estancias en el extranjero, maestrías y mentorías
Relevo generacional
Plan de carrera
Competencias
• Reemplazo planificado
• Diferimiento selectivo del retiro
• Gestionar contratación de plazas temporales
• Acelerar transferencia del conocimiento
Desarrollo de:
• Ejecutivos
• Especialistas
• Operativos
Disciplinas• Interpretación geológica-
geofísica• Caracterización de yacimientos• Tecnologías de explotación en
aguas profundas• Diseño de pozos no
convencionales • Procesos de recuperación
secundaria• Procesos de recuperación
mejorada• Administración de
megaproyectos• Aguas profundas
Capacitación(aprender- haciendo)• Diplomados• Cursos modulares
(especialidades)• Maestrías• Estancias en
compañías operadoras• Estancias en
compañías de servicios
13
Características de la estrategia en exploración
• La estrategia exploratoria descansa en dos pilares: la diversificación de inversiones y recursos humanos en áreas prioritarias
• Focalización de las inversiones en áreas prioritarias, acotando el tiempo, la actividad física de los proyectos exploratorios y mejorar la rentabilidad de los mismos
• A fin de mitigar el riesgo, la actividad exploratoria se realizarátanto en las áreas tradicionalmente productoras como en los sectores prioritarios de evaluación del potencial donde se esperan las mayores acumulaciones de hidrocarburos
37 sectores
2008 - 2012
300
Kilómetros0 100 200
1
2
3 54
6
7
EP IR
Proyectos
14 sectores prioritarios
14
Características de la estrategia en explotación
• Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas
• Elaborar nuevos esquemas de ejecución para desarrollar campos maduros y marginales de forma rentable
• Fortalecer el diseño y la ejecución de los proyectos de exploración y desarrollo
• Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo
Cuencas
Golfo de México Profundo
Sureste
Burgos
Tampico-Misantla
Veracruz
Sabinas
Plataforma de Yucatán
15
Rumbo tecnológico
Adquisición de información
• Sísmica 3D• Cable vertical 3D• Sísmica 4D• Sísmica de pozo
• Sistemas de perforación de doble gradiente• Perforación horizontal• Tubería de revestimiento expandible• Pozos esbeltos• Perforación direccional• Fluidos de perforación sintéticos• Líneas de descarga de poliéster• Risers aislados• Perforación bajo balance con tubería flexible• Perforación multilateral
• Predicción de presión en tiempo real• Herramientas para planeación integral de pozos
• Plataforma de patas tensadas• Plataforma tipo Spar• Unidad Flotante de producción• Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento
y Descarga
• Recuperación térmica• Inyección de gas• Inyección de químicos• Recuperación microbiana
Análisis
Geología y Geofísica
Sistemas de desarrollo
Perforación de pozos
Tecnologías Perforación Adquisición de información
Análisis
Sistemas fijos
Sistemas flotantes
Sistemas submarinos
Sistemas de recuperación mejorada
• Modelado de yacimiento• Visualización/realidad virtual• Procesado sísmico especial
• Plataformas fijas• Plataformas sumergibles
• Sistemas submarinos
• Herramientas de medición de fondo• Entrega de información
Adquisición de información
• Sísmica 3D• Cable vertical 3D• Sísmica 4D• Sísmica de pozo
• Sistemas de perforación de doble gradiente• Perforación horizontal• Tubería de revestimiento expandible• Pozos esbeltos• Perforación direccional• Fluidos de perforación sintéticos• Líneas de descarga de poliéster• Risers aislados• Perforación bajo balance con tubería flexible• Perforación multilateral
• Predicción de presión en tiempo real• Herramientas para planeación integral de pozos
• Plataforma de patas tensadas• Plataforma tipo Spar• Unidad Flotante de producción• Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento
y Descarga
• Recuperación térmica• Inyección de gas• Inyección de químicos• Recuperación microbiana
AnálisisAnálisis
Geología y GeofísicaGeología y Geofísica
Sistemas de desarrolloSistemas de desarrollo
Perforación de pozosPerforación de pozos
Tecnologías PerforaciónPerforación Adquisición de informaciónAdquisición de información
AnálisisAnálisis
Sistemas fijosSistemas fijos
Sistemas flotantesSistemas flotantes
Sistemas submarinosSistemas submarinos
Sistemas de recuperación mejorada
• Modelado de yacimiento• Visualización/realidad virtual• Procesado sísmico especial
• Plataformas fijas• Plataformas sumergibles
• Sistemas submarinos
• Herramientas de medición de fondo• Entrega de información
• La estrategia considera la identificación y rápida implantación de tecnologías críticas para mejorar los costos de producción, descubrimiento y desarrollo
No exhaustiva
• Su implantación supone el fortalecimiento del aparato de investigación y desarrollo mexicano
16
Avances
17
2002 2003 2004 2005 2006 2007
Evolución de las inversiones en Aguas Profundas
Inversiones(MMpesos)
Total: 6,713
Estudios
• A partir de 2004 se incrementa la inversión en aguas profundas
• En esta cuenca, 39% de las inversiones se han destinado a la adquisición de información sísmica, lo que ha permitido la identificación de más de 200 oportunidades exploratorias
• Asimismo, 34% de las inversiones se ha destinado a la perforación y terminación de pozos
• Y se han descubierto más de 500 MMBPCE en reserva 3P
467769
1,240 1,106 1,039
2,092
2002 2003 2004 2005 2006 2007
Reservas 3P(MMBpce)
Total: 521
33
349
139
Adquisición y procesado sísmico Pozos
18
• De los cinco pozos perforados hasta 2007, cuatro resultaron productores: Noxal-1 , Lakach-1 y Lalail-1 de gas no asociado, mientras que Nab-1 resultóproductor de aceite extrapesado
• Por la magnitud de las reservas descubiertas en Lakach, su desarrollo se presenta como una opción inmediata para contribuir a incrementar la oferta de gas natural
Pozos perforados
0.71 MMMMPC1.3 MMMMPC0.42 MMMMPC32.6 MMBPCE
18 MMPCD25-30 MMPCD9.5 MMPCD1,178 BPDImproductivo
3,8153,8133,6404,0504,901
806988936679513
Lalail-1Lakach-1Noxal-1Nab-1Chuktah-201
20072007200620042004Año
Profundidad
Reservas
Prueba de producción
(metros)
Tirante (metros)
Pozos
19
Un ejemplo: Campo Lakach
Lakach-1
Noxal-1
Tabscoob-101
• Localizado a 131 km. al noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz con un tirante de agua de 988 metros
• El campo Lakach es el cuarto campo más importante en términos de reservas totales de gas no asociado en México
• La profundidad del yacimiento es de 3,000 a 3,200 metros
• Sus gastos iniciales en pruebas de producción son de 25 a 30 millones de pies cúbicos por día en un pozo convencional
• Reservas en miles de millones de pies cúbicos
• 1P: 308
• 2P. 673
• 3P: 1,302L- 4389 (PreSTMcfcg)
3000
4000
PP-IV (2585-2600 m)Próximo a probar
P.T. = 3813 m
9 5/8 “
7 5/8 “
Mioceno Inferior
Mioceno Medio
500 m
PP-II (3173-3193 m)Productor de gas
PP-III (3047-3068 / 3080-3095 m) Productor de gas
PP-I (3295-3325m) (Resultado: Sin Manifestar)
m0
Lakach-1
Cima de Mioceno medio: 2540mbmrCima de Mioceno inferior: 2645mbmrProfundidad total: 3813m
L- 4389 (PreSTMcfcg)
3000
4000
PP-IV (2585-2600 m)Próximo a probar
P.T. = 3813 m
9 5/8 “
7 5/8 “
Mioceno Inferior
Mioceno Medio
500 m
PP-II (3173-3193 m)Productor de gas
PP-III (3047-3068 / 3080-3095 m) Productor de gas
PP-I (3295-3325m) (Resultado: Sin Manifestar)
m0
Lakach-1
Cima de Mioceno medio: 2540mbmrCima de Mioceno inferior: 2645mbmrProfundidad total: 3813m
20
Mantenimiento de presión: Un proceso para mejorar el factor de recuperación
Planta de nitrógeno
Cabezal deinyecciónCompresor Cabezal de
producción
Estación derecolección
y separación
Pozo inyector Pozo productor
Zona de gas
Zona de aceite
Yacimiento Akal
• Para el mantenimiento de presión se ha utilizado principalmente la inyección de nitrógeno, proceso que ha sido implantado o será implantado en los siguiente proyectos:
• Cantarell inicio en el año 2000, con un promedio en los últimos años de 1,200 millones de pies cúbicos diarios
• Ku-Maloob-Zaap comenzóen 2007 con un volumen de 120 millones de pies cúbicos por día
• Jujo-Tecominoacán inicióen 2007 la inyección de 90 millones de pies cúbicos por día
• Complejo Antonio J. Bermúdez implantará la inyección en el segundo semestre de 2008 con un volumen de 190 millones de pies cúbicos diarios
21
2004 2006 2008 2010 2012 2014
• Se descubrió en 1926
• Desarrollo del campos Miquetla, Soledad Norte Aragón, Coyotes, Horcones, Japeto
• Desarrollo e incorporación del campo Tajín
• Descubrimiento y desarrollo del campo Agua Fría
• Incorporación campo Escobal
• Fracturamientos masivos
1970- 2007: “Explotación
inicial”
2008 - 2015: “Desarrollo intensivo del proyecto
• Perforación intensiva• Construcción de infraestructura para el manejo de
producción• Utilización de sistemas artificiales • Implantación de procesos de recuperación secundaria
y mejorada
Desarrollo del proyecto Aceite Terciario del Golfo
22
• Implantación de una organización para definir actividades que generen valor al proyecto
• Adquisición de sísmica 2D y 3D para caracterizar y delimitar las áreas con mayor potencial
• Perforación y reparación de pozos estratégicos para evaluar el potencial, reclasificar reservas e identificar nuevas áreas de desarrollo
• Construcción de macroperas de hasta 19 pozos para minimizar el impacto ambiental
• Perforación y terminación pozos de desarrollo no convencionales
• Instrumentación del desarrollo sustentable
• Pruebas tecnológicas para incrementar el factor de recuperación
Aceite Terciario del Golfo
PALEOCANALCHICONTEPEC
CUENCA DECHICONTEPEC
FAJA DE OROMARINA
FAJA DE OROTERRESTRE
VERACRUZ
HIDALGO
PUEBLA
TUXPAN
POZA RICA
GOLFO DEMEXICO
23
Perspectivas y retos
24
El portafolio de proyectos responde a las estrategias
Total77
6
26
21
24
Integrales de explotación y exploración a
Explotación a
Exploración a
Infraestructura/ Soporte
Portafolio 2008
a. Incluyen inversiones de Seguridad Industrial y Protección Ambiental
5
1 Ligero 1 Pesado
4Gas
22 Ligero 1 Pesado
3Gas
Explotación Exploración
Soporte administrativo19
1 EP
13 EP 8 IR
5 IR
EP = Evaluación del Potencial IR = Incorporación de Reservas
• Las inversiones se están orientando a mantener estable la producción de crudo, aumentar la producción de gas y continuar incrementando la tasa de reposición de reservas probadas y 3P
25
La sustentabilidad de la producción descansa en el enfoque exploratorio y en el aumento del factor de recuperación
1,049 1,0951,236 1,313
1,610
2008 2009 2010 2011 2012
Burgos, 469 Tampico
Misantla, 61
Cuencas del Sureste,
3,190
Golfo de Mexico
Profundo, 2,251
Veracruz, 297
Reservas a descubrir
Total: 6,303 mmbpce• Las metas de incorporación de
reservas obedecen a mantener un sano equilibrio entre reservas descubiertas y la producción
• Donde para diversificar el riesgo, las inversiones se enfocan a las Cuencas del Sureste, Burgos y Veracruz
• Y donde también la exploración de aguas profundas contribuye a estas metas
• En tanto, la producción en el corto plazo será obtenida de las Cuencas del Sureste, de campos localizados en la plataforma continental y en tierra, y para el mediano y largo plazos de campos localizados en aguas profundas
26
Distribución del tamaño de campos de aceite
42
16
10 11
1822
30 29
24
35
2
17
47
36
24
2 1
<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 128-256
256-512
512-1024
>1024
Cuencas de Sureste
mmbpce
Número
50
127 8
15 15
8 9
2
37
5 37
11 116
<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 128-256
256-512
512-1024
>1024
Cuenca de Tampico MisantlaNúmero
mmbpce
• Dada la etapa de madurez y el conocimiento que se tiene en las cuencas del Sureste y Tampico-Misantla, se ha podido establecer que los campos de mayor tamaño fueron descubiertos en las primeras etapas de actividad exploratoria
• Asimismo, se estima que el potencial remanente en estas cuencas estáconcentrado en campos por descubrir de menor tamaño
Descubiertos Por descubrir
27
Distribución del tamaño de campos de gas
19
3 24 3 4 5
28
20
96
1 1
<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 >128
113
3123 21 15 11 7
32 3442
151 1
<4 4 a 8 8 a 16 16-32 32-64 64-128 >128
Cuencas de Burgos
mmbpce
Número
Cuenca de Veracruz
mmbpce
Número
• De la misma manera , en las cuencas gasíferas de Burgos y Veracruz, los estudios realizados por PEMEX muestran que los campos más grandes han sido ya descubiertos en estas cuencas
• Por el tamaño de los campos por descubrir, la Cuenca de Burgos es la de mayor potencial de gas no asociado del país
Descubiertos Por descubrir
28
Distribución del tamaño de campos en Aguas Profundas
• Las mayores perspectivas de descubrir volúmenes de hidrocarburos de mayor tamaño se encuentran en aguas profundas del Golfo de México, dado que ahí se concentran la mayor cantidad de recursos prospectivos además de ser una cuenca subexplorada
Aguas Profundas
1 12
0
2
5
10
5
1
64-128 128-256 256-512 512-1024 >1024
mmbpce
Número
Descubiertos Por descubrir
29
Implicaciones sobre el tamaño de los campos por descubrir
• La producciones crecientes de aceite hasta el año 2004 fueron dominadas por las contribuciones de campos gigantes como Jujo-Tecominoacán, Complejo Antonio J. Bermúdez, Complejo Abkatún-Pol-Chuc, y otros, asícomo por nuestro campo supergigante que es Cantarell
• En todos estos campos, su vida está siendo extendida a través de programas de mantenimiento de presión que están incrementando su factor de recuperación
• Sin embargo, el inventario futuro de producción de hidrocarburos estámigrando de estos campos a otros cuyos tamaños son menores
• Esto se fundamenta en el análisis de las cuencas tradicionalmente exploradas y de las subexploradas donde no se contempla el descubrimiento de campos gigantes y supergigantes
• Por consiguiente, la magnitud del esfuerzo para mantener nuestros niveles actuales de producción en una sana armonía con el nivel de reservas, implica una multiplicación de la actividad y una diversidad de objetivos para minimizar el riesgo
30
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
• El escenario de producción para mantener estable la producción de crudo, solamente puede ser alcanzada a través de la puesta en producción de nuevos descubrimientos
• En el caso del crudo , de la producción total en 2015, 20% deberá provenir de descubrimientos exploratorios realizados en aguas someras y en tierra
• En 2015 la producción de gas contendrá 40 % de descubrimientos realizados en Burgos y Veracruz principalmente
miles de barriles diarios
millones de pies cúbicos diarios
0
1,000
2,000
3,000
4,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Cuencas del Sureste
ExploraciónTampico Misantla
Cuencas del Sureste
Exploración
Aguas Profundas
Tampico Misantla
BurgosVeracruz
Aguas Profundas
Contribución de las reservas existentes y de exploración a las metas de producción
Fuente: Reportes anuales de PEP; Portafolio de inversiones, escenario V7.5S
31
Pozos a perforar
13,12710212,346 679
Terrestres AguasSomeras
AguasProfundas
Total
2008 2009 2010 2011 2014
109 110
45
8
74 82 111 145 156 192 163 164
30
6
83
23
5
57
21
4
2012 2013 2015
Terrestres 60 114 136 106
Aguas Someras
13 35 47 46
Aguas Profundas
2 7 9 12
Exploración
Desarrollo2008 2009 2010 2011 2014
1,827 1,257
44
12
1,149 1,704 1,795 1,874 1,599 1,335 1,313 1,270
47
0
1,753
42
0
1,653
51
0
2012 2013 2015
Terrestres 1,091 1,538 1,263 1,215
Aguas Someras
58 55 55 41
Aguas Profundas
0 6 17 14
32
El reto exploratorio
• Incorporar reservas por más de 6,000 MMBPCE en el periodo 2008-2012. Por ello, la actividad exploratoria se está dirigiendo hacia áreas específicas
• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en las cuencas restantes
• Tecnologías para mejoramiento de imágenes sísmicas en áreas de geología compleja y plays subsalinos
• Actividades principales el periodo 2008-2012:
• Adquisición de casi 65,000 km2
de sísmica 3D• Perforación de más de 550
pozos exploratorios
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El reto de producción
100 km
FAJA DE ORO
Tampico
PALEOCANALPoza Rica
CHICONTEPEC
100 km
FAJA DE ORO
Tampico
PALEOCANALPoza Rica
CHICONTEPEC
• El desarrollo de las reservas probables de Aceite Terciario del Golfo, en yacimientos de mayor complejidad, requiere incrementar las actividades de perforación y construcción de infraestructura
• Diseñar e implantar nuevos procesos de recuperación secundaria y mejorada para incrementar el factor de recuperación
• Formar administradores de megaproyectos, así como especialistas en caracterización y producción en tecnologías de aguas profundas
• Las actividades para el periodo 2008-2012 son:
• Perforación y terminación de 8,689 pozos de desarrollo
• Reparación de 4,847 pozos
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• Incorporación de mas de 4,050 MMBPCE de reservas entre 2008-2012
• Primera producción de gas no asociado en aguas profundas en 2012-2013
• Producir 2,131 MMPCD para 2015, de los cuales más de 400 MMPCD provendrán de aguas profundas
• La producción de aceite proviene principalmente de las Cuencas del Sureste
Reservas y producción en aguas someras y profundas
Producción de aceitembd
Producción de gas no asociadommpcd
391641
341 278529
104
112461 589
614
2008 2009 2010 2011 2012
1,143
867802753
495
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20150
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Incorporación de Reservasmmbpce
Aguas someras Aguas profundas
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Comentarios finales
• El futuro de la exploración y producción de hidrocarburos en México enfrenta una diversidad de retos de recursos humanos, de tecnología, de ejecución, de recursos financieros, de gobernabilidad, y de madurez de nuestras cuencas, entre otros
• Estos retos tienen que ser abordados, y acciones e iniciativas deben ser ejecutadas para asegurarle a los mexicanos un suministro de energía suficiente, confiable y competitivo
• Al mismo tiempo, siendo los hidrocarburos propiedad de la Nación, el aprovechamiento de la renta petrolera no está a discusión: debe ser óptimo y su generación de acuerdo a las necesidades del país
• En este contexto, aumentar la capacidad de ejecución y permitir nuevos modelos de contratación, con incentivos, responde a una práctica que aumentará la renta petrolera y generará valor adicional al país
• Similarmente, el marco normativo tiene que promover tanto la eficiencia de Pemex como la necesidad de modernizar el régimen fiscal actual, por ejemplo
• Asimismo, la suficiencia de recursos derivada de esta adecuación del régimen fiscal debe descansar en una sana autonomía presupuestal
• En conclusión, nuestra industria y su marco normativo deben evolucionar bajo una sola premisa: asegurar a la Nación la óptima captura de la renta petrolera
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