at ltdl l ióaspectos relevantes de la exploración y...

R

A t l t d l l ióAspectos relevantes de la exploración y producción de hidrocarburos

Ing. Carlos A. Morales GilPemex Exploración y Producción

Diciembre 1º de 2009

Contenido

• Importancia de los hidrocarburos en Méxicoó• Recursos prospectivos, reservas y producción

• Retos tecnológicos y recursos requeridos: ExploraciónChicontepecAguas profundas

• Programa de inversiones• Programa de inversiones

La extracción de crudo y gas representa 8 por ciento del producto interno bruto

4% 9%2%

7%34%

• El 19 por ciento del producto interno bruto

7%

19%

corresponde a la industria manufacturera

• De éste 45 por ciento lo

15%7%

3%• De éste, 45 por ciento lo

representa la extracción del petróleo y gas

Agricultura, ganadería, pesca y cazaMineríaElectricidad, agua y gasC t ió

• Por lo que en 2008, la extracción de petróleo y gas contribuyó con el 8 por

ConstrucciónIndustrias manufacturerasComercioTransportes, correos y almacenamiento

ciento al producto interno bruto del país

3

Servicios financieros y de segurosOtros

Fuente: INEGI, Sistema de Cuentas Nacionales de México

En México, la producción de energía está sesgada hacia los hidrocarburos

2.2%5.4%3.3%

Estructura de la producción nacional de energía primaria, 2008

89.1%• A nivel nacional, la

producción de energía primaria es generada

i i l t lCarbón Hidrocarburos

Electricidad primaria Biomasa

principalmente por los hidrocarburos, 89 por ciento

• A nivel mundial, del total de consumo de energía, 59 por

29.3%6.4% 5.5%

Consumo mundial de energía, 2008

ciento correspondió a los hidrocarburos

58.8%

4

Carbón Hidrocarburos

Hidroeléctrica Nuclear

Fuente: INEGI, Sistema de Cuentas Nacionales de México y Anuario estadístico 2009 de British Petroleum

El aceite crudo es la principal fuente de generación de energía

29 4%

Producción de energía, 2008

1.0%

29.4%• Cerca del 70 por ciento de

la energía generada por los hidrocarburos proviene del

69.7%

Petróleo crudo CondensadosGas natural

hidrocarburos proviene del petróleo crudo

Gas natural

5Fuente: INEGI, Sistema de Cuentas Nacionales de México

Los ingresos petroleros continúan siendo el principal elemento de las finanzas públicas

Ingresos petroleros respecto al total, 2005-2009 • Los ingresos petroleros del sector público hasta 2008 representaron del orden de 35 por ciento

por ciento

36 36 34 3628

orden de 35 por ciento

• Al primer semestre de 2009, representan únicamente 28 por ciento, explicado

2005 2006 2007 2008 2009*

p , pprincipalmente por la caída en los precios internacionales del petróleo

Producción de crudo equivalente, 2005-2009q ,

1,604 1,618 1,601

1,451

millones de barriles

• La producción creciente de gas no asociado, el abatimiento de gas ,

1,396

2005 2006 2007 2008 2009

enviado a la atmósfera y la incipiente estabilización de la declinación en Akal, campo del complejo Cantarell,

j d ñ 2010

6

* Al primer semestre del año

Fuente: SHCP, Finanzas Públicas

augura un mejor desempeño en 2010

Contenido




PEP ha estimado más de 52 mil mmbpce de recursos prospectivos, ubicados principalmente en el Golfo de México

y en las Cuencas del Sureste

Aceite y gasGas

Cuencas productivas

SabinasBurgos

Sabinas

Tampico-Misantla

SabinasAguas

profundas del Golfo de México

19.2

Tampico-Misantla

Sabinas

Plataforma

Golfo de México

Aguas Profundas

Recursos prospectivos

dd

VeracruzFrente Sierra Madre Oriental

0.3

dd

Veracruz de Yucatánal 1 de enero de 2009miles de millonesCuenca Crudo equivalente

Burgos 3.1Golfo de México Profundo 29.5Sabinas 0.3Sureste 16.7Tampico-Misantla 1.7Veracruz 0 7

Cuencas del Sureste

Veracruz 0.7Plataforma de Yucatán 0.3

Total 52.3

8

Asimismo, se han identificado más de 43 mil millones de bpce de reservas totales de hidrocarburos

Aceite y gasGas

Cuencas productivas

SabinasBurgos

Sabinas

Tampico-Misantla

SabinasAguas

profundas del Golfo de México

19.2

Tampico-Misantla

Sabinas

Plataforma

Golfo de México

Aguas Profundas

Reservas de hidrocarburosal 1 de enero de 2009Petróleo crudo equivalente mmmb

dd

VeracruzFrente Sierra Madre Oriental

0.3

dd

Veracruz de YucatánPetróleo crudo equivalente, mmmb

Cuencas 3P 2P 1P

Burgos 0.9 0.6 0.4Golfo de México 0.5 0.2 0.1Sabinas 0.0 0.0 0.0Sureste 23.3 18.1 12.6Tampico - Misantla 18.5 9.7 1.1Veracruz 0.3 0.2 0.2

Cuencas del Sureste

*Total pueden no coincidir por redondeo

Total 43.6 28.8 14.3

9

Evolución de la producción de hidrocarburos

Producción de crudomiles de barriles diarios

• La producción de crudo ha disminuido a partir de 2005 como consecuencia de la declinación natural de los campos maduros, principalmente Cantarell 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076

2,792 2 621946 925• Esta reducción ha sido parcialmente

compensada con el desarrollo de los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Ixtal-Maniky Crudo Ligero Marino, entre otros

, 2,621

1,238 1,130 1,003946 925 946 1,012

1,0361,026 1,076

1,774 1,997 2,1742,425 2,458 2,387 2,244

2,0401,766 1,545

Producción de gas

• Asimismo, el proyecto Chicontepec no cumple aún con las metas planteadas Pesado Ligeros

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 200920012000

N i l it óProducción de gasmillones de pies cúbicos diarios • El crecimiento de la producción de

gas es resultado de la decisión estratégica de promover la exploración y desarrollo de campos d i d

1,305 1,379 1 563 1,864 2,266 2,6134,5734,818 5,356

4,423 4,4984,679 4,5111,299 1 272

5,9156,289 6,604

2,599 2,594

No incluye nitrógeno

de gas no asociado

• Sin embargo, también es relevante mencionar que el crecimiento de la producción en 2008 tiene, sus

í l d ió d lAsociado No asociado

, 1,379 1,563 ,

3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,4453,690 4,010

1,272

3,380 3,239

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 200920012000

orígenes en la producción de la zona de transición de Akal

2009 enero-junio real, julio estimado, agosto – diciembre POT III10

Las reservas de hidrocarburos han declinado aunque su tasas de declinación se han reducido a partir de 2005

il d ill d b il d t ól d i l t

46.4

miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

50.0 48.0 46.9 45.4 44.5 43.6

17.0

13.0

16.0

13.1

15.8

13.4

15 8

14.2

15 3

14.6 14.6 14.7

20.1 18.9 17.6

15.8

16.5

15.8

15.5

15.3

14.7

15.1

14.3

14.5

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Probadas Probables Posibles

• Las reservas probadas durante el periodo 2002-2005 declinaron 6.4 por ciento aunque comoconsecuencia de un mejora en la reclasificación de reservas probadas, la declinacióndisminuyó a 4.6 por ciento en el periodo 2005-2008

• De igual manera, la declinación de reservas 3P redujeron de 2.5 a 2.1 por ciento del periodo2002-2005 a 2005-2008 debido a una mayor incorporación de reservas 3P por actividadexploratoria

11

Principales proyectos exploratorios

Terrestres

97Aguas 3.- Reforma

Crudo y gas no asociado

4 Comalcalco1.- Burgos2 Veracruz

Gas no asociado

Terrestres

8profundas4.- Comalcalco2.- Veracruz

Crudo y gas asociado

1Marinos

5.- Crudo Ligero Marino6.- Campeche Poniente

2

5

4

6

Aguas profundas7.- Área Perdido8.- Golfo de México Sur9.- Golfo de México B

3

4

12

Principales proyectos de explotación

TerrestresGas no asociado1.- Burgos2.- Veracruz

Crudo y gas asociado5.- Antonio J. Bermúdez6.- El Golpe Puerto Ceiba

Terrestres

1112

14

3.- Macuspana4.- San Manuel

7.- Jujo Tecominoacán8.- Bellota - Chinchorro9.- Chicontepec

10.- Poza Rica

6

5

138

7 3

49

1Marinos

Crudo y gas asociado11.- Cantarell12.- Ku Maloob Zaap

1015

13.- Crudo Ligero Marino14.- Chuc15.- Arenque

2

13

Composición y madurez del portafolio

P t

Exploración Aceite y gas asociado Gas no asociado

Proyectos

Exploración Desarrollo Producción Declinación y Recuperación d i

Fluidos dominantes

Crudo Ligero Marino

Ku-Maloob-ZaapDelta del Grijalva

MacuspanaBurgos

Veracruz

Exploración Desarrollo Producción ymantenimiento

Ixtal-Manik

secundariay mejorada

El Golpe-Puerto CeibaCrudo Ligero Marino

Cantarell

Cactus-Sitio Grande

Bellota Chinchorro

San Manuel

rodu

cció

n

ChucEk-Balam

CaanAbkatún

Cantarell

Límite

Ogarrio-MagallanesAntonio J Bermúdez

Costero Terrestre

Aceite Terciario del GolfoCárdenas

Lankahuasa

Pr

Jujo-Tecominoacán

Poza RicaYaxché

(Reserva 3P: 17.4 mmbpce)

23,096 6,724 9,311 3,370

Límitetécnico

Coatzacoalcos Marino

Tiempo

Lakach

Ayín Alux

52,300Tiempo

Reservas 3PRecursoprospectivo

millones de barriles de petróleo crudo equivalente14

Contenido




Requerimientos de un proyecto

Recursos FinancierosMecanismos Contractuales

PROYECTOPROYECTORecursos HumanosMercado

Tecnología

La tecnología es un elemento fundamental para reducir los costos de descubrimiento, desarrollo y producción, y crecer las reservas

información

AnálisisGeología y Geofísica

Adquisición de

AnálisisAnálisisGeologGeofísicaGeología yGeofísica

• Sísmica 3D• Cable vertical 3D

• Modelado de yacimiento• Visualización/realidad virtual• Procesado sísmico especial

• Sísmica 4D• Sísmica de pozo

No exhaustivo

Perforación de pozos

• Procesado sísmico especial

• Sistemas de perforación de doble gradiente

• Perforación horizontal• Tubería de revestimiento

expandible

• Fluidos de perforación sintéticos

• Líneas de descarga de poliéster

• Risers aislados

Perforación Adquisición de información

TecnologíasPerforaciPerforación Adquisición de

informaciónAdquisición deinformación

expandible• Pozos esbeltos• Perforación horizontal

• Herramientas de medición de fondo• Entrega de información

P di ió d ió d f d

Risers aislados• Perforación bajo balance con

tubería flexible• Perforación multilateral

Análisis

Sistemas fijos

TecnologíasAnálisis

Sistemas fijosSistemas fijos

• Predicción de presión de fondo• Herramientas para planeación integral de pozos

• Plataformas fijas

Análisis

Sistemas de desarrollo Sistemas flotantesSistemas de desarrolloSistemas de desarrollo Sistemas flotantesSistemas flotantes

Sistemas submarinos • Sistemas submarinos

• Plataformas sumergibles• Plataforma de patas tensadas• Plataforma tipo Spar

• Unidad flotante de producción• Unidad flotante de producción,

almacenamiento y descarga• Materiales

Sistemas de recuperación mejorada • Recuperación térmica• Inyección de gas

• Inyección de químicos• Recuperación microbiana

17

Chicontepec es la mayor acumulación de hidrocarburos en México

RocaTipo roca : Intercalaciones de arenas y

arcillas Porosidad: 8 – 12 %

Tipo de fluido: Aceite Negro

Tipo de empuje: Expansión de gas en solución

Fluido

Permeabilidad: Distribución: 0.25 md 62%5.0 md 36%

15.0 md 2%

en solución

Densidad del aceite: 18 – 45 ° API (24 promedio)

Presiones iniciales: 80 – 360 kg/cm2

Profundidad: 1,000 a 2,500 mbnm Presión de burbuja: 50 – 330 kg/cm2

Viscosidad: 0.5 – 17 cp

Reservas Distribución de espesores y calidadReservas

Gasmmbpce – 1 de enero de 2009

Distribución de espesores y calidad

8,134

8,591 17,393

8,802 34

Probadas Probables

2P Posibles 3P

66

Aceite

FR (2P) FR (3P)FR (1P)

, ,

668

66

FR (2P) =7.2 %

FR (3P)=8.6 %

Volumen original 3P ~140 mil millones de BPCE

FR (1P) 5.0%

18

Implicaciones Posibles soluciones

Retos tecnológicos en ChicontepecNo exhaustivo

Alta complejidad geológica

Heterogeneidad

Implicaciones Posibles soluciones

• Reto para definir localizaciones para perforar pozos

• Dificultad para predecir comportamiento

• Información de características petrofísicas

• M d l d t i ió táti

No exhaustivo

gde la roca • Dificultad para predecir comportamiento

productivo• Dificultad para diseñar y ejecutar fracturas

• Modelos de caracterización estática y dinámica

• Fracturas energizadas y/o con fluidos no dañinos

• Retos de diseño para perforación y terminación de pozos

• Pozos no convencionalesMúltiples acumulaciones con p

• Mayor riesgo de perforar pozos no productivos

• Terminaciones múltiplesacumulaciones con

escasa comunicación vertical

• Pérdida del mecanismo natural de arrastre • Inyección de fluidos para mantener la

Baja energía del yacimiento

Liberación temprana de gas en solución

Pérdida del mecanismo natural de arrastre del crudo al pozo

• Riesgo de que una alta proporción de los hidrocarburos no se recupere en la etapa

Inyección de fluidos para mantener la presión del yacimiento

• Aplicación de sistemas artificiales de producción

• Implementación de procesos de recuperación secundaria y mejorada

primaria de explotación

Dificultad para el • Alto consumo de energía en el yacimiento • Baja productividad inicial de los pozos

• Fracturamientos energizados y/o con aceite• Perforación bajo balance

Baja capacidad de flujo de la roca (Baja permeabilidad)

flujo de hidrocarburos

hacia los pozos

aja p oduct dad c a de os po os• Alta declinación de la producción

e o ac ó bajo ba a ce• Fluidos de perforación compatibles con la

roca• Disparos de alta penetración y bajo daño

19

Desafíos en campos en aguas profundas

• Intensificar las actividades de exploración en las áreas de mayor potencial prospectivo

• Mejorar la imagen sísmica subsalinaExploración

Desarrollo de campos

• Definir el esquema de desarrollo óptimo de los descubrimientos en el corto plazo

• Seleccionar e implementar la infraestructura de desarrollo para p p pacelerar su explotación

• Tomar las ventajas de la nueva reforma energética para la asignación de contratosContratos

• Iniciar las gestiones para la asignación de contratos en la exploración y explotación de campos en aguas profundas

Contratos

• Reforzar las habilidades del recurso humano en las disciplinas Recurso humano pde exploración y desarrollo de camposRecurso humano

Tecnologías • Rápida implementación de tecnologías críticas para reducir Tecnologías costos de descubrimiento y desarrollo

20

Contenido




El programa de exploración y producción de 2009 aborda la declinación de Cantarell y la necesidad de descubrir nuevas reservas

Administración de la declinación en

Cantarell

• Incrementar la vida productiva de pozos a través del monitoreo de lascondiciones de producción

• Perforación de los pozos no convencionales (v.gr. Cantarell 3029 y 1019) enáreas no drenadas, que permitan compensar la declinación de producciónde crudoCantarell

• Incorporación de producción temprana de crudo, proveniente de pozos( C

de crudo• Aplicación de nuevas tecnologías en pozos cercanos a los contactos de los

fluidos gas-aceite y agua-aceite para incrementar su vida productiva

Mantenimiento de la producción en las Regiones Sur

exploratorios exitosos (Bajlum 1, Terra 1, Bricol 1, Cupache 1, Flanco 1 yTeotleco 1001)

• Optimización de la infraestructura para el manejo de producción dehidrocarburos en los proyectos Crudo Ligero Marino e Ixtal-Manik

• Mantenimiento de presión en yacimientos de los campos del ComplejoAntonio J Bermúdez y Jujo-Tecominoacán mediante la inyección dey Marina Suroeste Antonio J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán, mediante la inyección denitrógeno

• Optimización de las actividades de reparaciones de pozos para maximizar larecuperación de hidrocarburos

Crecimiento de la producción en la

Región Norte

• Acelerar la aplicación de nuevas tecnologías (inyección de aceite cíclico enfracturamientos, inyección de agua para mantenimiento de presión y lainyección de bacterias para disminución de la viscosidad del aceite) conobjeto de mantener , incrementar y mejorar la productividad por pozo

• Estrategias para mejorar la capacidad de ejecución (construcción demacroperas y arreglos de pozos) en el proyecto Aceite Terciario del GolfoRegión Norte macroperas y arreglos de pozos) en el proyecto Aceite Terciario del Golfo

• Definir y desarrollar anticipadamente la infraestructura requerida para lapuesta en operación de pozos

22

Asimismo, el programa exploratorio de 2009 está diversificado en las cuencas terrestres, en aguas someras y en profundas

• Con el propósito de continuar con la evaluación del potencial

Adquisición de nueva

Con el propósito de continuar con la evaluación del potencialpetrolero en el Golfo de México Profundo se han adquirido 7,362km2 de sísmica 3D. Asimismo, para fortalecer la cartera deoportunidades exploratorias en áreas productoras, en lascuencas del Sureste, Burgos y Veracruz se han adquirido 2,939nueva

informaciónkm2 de sísmica 3D.

• Para mejorar el conocimiento del proyecto Aceite Terciario delGolfo, se han adquirido 899 km2 de sísmica 3D ymulticomponente para apoyar los modelos geológicos y laperforación de pozos de desarrollo

Perforación exploratoria con

i

perforación de pozos de desarrollo

• Se continua con la actividad de perforación de pozosexploratorios en las cuencas tradicionalmente productoras deaceite y gas no asociado, así como, en aguas profundas donde

un riesgo diversificado

el riesgo geológico es mayor, con lo que se tiene una carterabalanceada al diversificar el riesgo. En este sentido se hanperforado 49 pozos, de los cuales uno es de aguas profundas, 5de someras y 43 terrestres

Retos tecnológicos para

j l é it

• Con la finalidad de incrementar el éxito exploratorio, se evalúan• las siguientes tecnologías

Métodos electromagnéticos para apoyar la evidencia dehidrocarburos en los proyectos de aguas profundas

mejorar el éxito exploratorio

Adquisición sísmica 3D con la técnica wide azimuth paramejorar la imagen de plays subsalinosSísmica 4C, multicomponente y sísmica pasivaModelados geológicos-geoquímicos

23

Producción acumulada, Reservas y recursos prospectivos e Inversión 2010 por cuenca

P d ió l d *

6 3

40.7

Producción acumulada*(MMMbpce)

Total : 49.7

Reserva 3P* (MMMbpce)

2.1 0.6 06.3

0

Burgos Veracruz P. Yucatán Tampico Misantla

Cuencas del Sureste

Golfo de México

Profundo

Inversión Reservas 3P(MMMpesos)

1 0 3 0

18.923.8

0 5

(MMMbpce)

Total : 44.5

16.7 4.9 0.030.8

128.2

0 6

Total : 181.2

1 0.3 0 0.5Burgos Veracruz P. Yucatán Tampico

MisantlaCuencas del

SuresteGolfo de Mexico

Profundo

29 5Recursos prospectivos (MMMbpce)

0.0 0.6


Cuencas del Sureste

Golfo de Mexico

Profundo

16.4Inversión Recursos prospectivos

(MMMpesos)

3.4 0.7 0 3 1.7

16.7

29.5

Total : 52.3(MMMbpce)

1.4 0.76 0.0 0.5

16.414.0

Total : 33.1

(MMMpesos)

0.7 0.3Burgos Veracruz P. Yucatán Tampico

MisantlaCuencas del

SuresteGolfo de Mexico

Profundo

* Al 1° de enero de 2009 24


Cuencas del Sureste

Golfo de Mexico

Profundo

Pemex ha replanteado sus objetivos y metas

Producción

• Alcanzar una producción de aceite entre 2.5 y 3 millones debarriles de crudo promedio anual en el periodo 2010-2024

• Mantener la producción de gas en el rango de 5.7 y 7 milmillones de pies cúbicos diarios promedio anual en 2010-2024

• Alcanzar una tasa de restitución de 100 por ciento de reservas3P por actividad exploratoria en 2012

• Obtener una tasa de restitución integrada de reservas probadas

p p

Reservas • Obtener una tasa de restitución integrada de reservas probadasde 100 por ciento en 2012

• Mantener una relación reserva probada/producción por arriba de10 años

Competitividad• Mantener los costos de descubrimiento y desarrollo, así como

los de producción en niveles competitivos• Optimizar las operaciones de PEP

Seguridad, medio ambiente y

responsabilidad

• Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial yprotección ambiental para lograr la meta de cero accidentes yser percibida como una empresa limpia

responsabilidad social • Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera

25

Mill d b il di i

Producción de aceite total

4Millones de barriles diarios

Promedio2010-2012

2.58

Escenario superior

2

3

Exploración

0.02

0.01

Capacidad adicional explotación

1 Explotación 2.54

02007 2008 2009 2010 2011 2012

2010 2011 2012 PromedioExplotación 2.50 2.54 2.59 2.54Exploración 0.00 0.01 0.03 0.01Adicionales explotación 0.00 0.01 0.06 0.02Adicionales exploración 0.00 0.00 0.00 0.00

Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo

pTotal 2.50 2.55 2.69 2.58

26

Mil d ill d i úbi di i

Producción de gas total

7

8Miles de millones de pies cúbicos diarios Promedio

2010-2012

Exploración6.130.17

Escenario superior

4

5

6

0.06Capacidad adicional explotación

2

3 Explotación 5.90

0

1

2007 2008 2009 2010 2011 2012

2010 2011 2012 PromedioExplotación 6.03 5.97 5.71 5.90Adicionales explotación 0.00 0.02 0.14 0.06Exploración 0.00 0.11 0.40 0.17Adicionales exploración 0.00 0.00 0.00 0.00

Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo

Adicionales exploración 0.00 0.00 0.00 0.00Total 6.03 6.10 6.25 6.13

27

La incorporación de reservas adquiere mayor dinamismo por la ampliación de la inversión

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente Escenario superior

1 482 1 5531,482

1,018 1,1801,356

1,553

2008 2009p 2010 2011 2012

AdicionalesPemex

28P. Perspectiva de cierre

at ltdl l ióaspectos relevantes de la exploración y...

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