Ing. Carlos Morales Gil Director General, PEMEX Exploración y Producción México D.F. Noviembre, 2013

La Industria Petrolera, soporte para el

crecimiento de la economía mexicana

Delimi-

tación Diseño

Extracción /

Administración

del yacimiento

Distribución y

Comercialización

Incorpora-

ción de

Reservas

Evaluación

del

Potencial

Petrolero

Producción Desarrollo Exploración

Construcción

Perforación

PROYECTOS

2

El proceso de exploración y producción demanda

conocimientos profundos en múltiples disciplinas

No convencional (shale gas)

Sureste

Tampico-Misantla

Burgos

Veracruz

Sabinas

Aguas profundas

Plataforma de Yucatán

Golfo de

México

México

Chicontepec Cantarell Tsimin

Diversidad de las

rocas del

yacimiento

Cuencas productoras de hidrocarburos

3

No convencional (Shale Gas)

Cuenca Prod.

Acum.

Reservas Rec. Prosp.

1P 2P 3P Conv. No

Conv.

Sureste 45.4 12.2 18.2 25.1 20.1

Tampico

Misantla 6.5 1.0 7.0 17.7 2.5 34.8

Burgos 2.3 0.4 0.6 0.8 2.9 15.0

Veracruz 0.7 0.2 0.2 0.2 1.6 0.6

Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.0 0.4 9.8

Aguas

Profundas 0.0 0.1 0.2 0.7 26.6

Plataf.

Yucatán 0.5

Total 55.0 13.9 26.2 44.5 54.6 60.2

Miles de millones de barriles de

Petróleo crudo equivalente

Cuencas de crudo y gas

Proyectos

exploratorios

Proyectos de desarrollo

y explotación

28.4

4

Recursos y reservas, origen de los proyectos

Proyecto Ubicación Tipo de fluido

Integrales • 2 tierra • 2 gas

Exploración

• 8 tierra

• 7 costafuera

• 6 aguas profundas

• 12 aceite ligero

• 2 aceite pesado

• 2 ligero & aceite pesado

• 5 gas

Desarrollo y Producción

• 12 tierra

• 12 costafuera

• 1 aguas profundas

• 18 aceite ligero

• 4 aceite pesado

• 3 gas

Cartera de proyectos diversificada

5

Resultados esperados

Reservas

Producción

Factor de

Recuperación

Costos

• Enfoque en los

principales proyectos

• Flexibilidad para la

asignación óptima de

recursos

• Eficiencia en la

ejecución

• Excelencia técnica

Plan de negocios

6

PROYECTOS

Generación de valor

Ciclo de desarrollo

Declinación del

yacimiento

Estrategia integral

Asignación eficiente de

personas

Proyectos

Reclutar Planear

sucesión

Evaluar

Asignar

Planear

Modelo de Gobierno

1 2 3 Desarrollar

4

5

6

Retener o

reemplazar

¿Cómo medir y

reconocer el

desempeño ?

Habilidades

crecientes

¿Quién?

Necesidades de

los proyectos

Gestión del talento, fundamental para el éxito

7

EOR/ IOR en carbonatos naturalmente fracturados

Aceite extra-pesado costa fuera

Tecnología para aguas profundas

Imágenes del subsuelo

Yacimientos no convencionales

Monitoreo de yacimientos

Perforación y terminación HPHT

Yacimientos de gas cercanos al punto crítico

Caracterización

de fluidos

Petrofísica

Estimulaciones

Subsuelo

Químicos y

equipos para la

perforación

Control de arena

Equipo para la

terminación

Perforación y terminación

Instalaciones de

procesamiento

Manejo de agua

Sistemas de

ductos y risers

Instalaciones

Shale gas

Sistemas

artificiales

Aseguramiento

de flujo

Producción

Hasta el momento PEP ha detectado dos áreas donde busca ser líder y seis temas tecnológicos para adaptar. En todo lo demás, busca convertirse en un comprador inteligente.

Comprador

inteligente

Líder

Adaptador

8

Estrategia tecnológica de PEP

a. Supone que el endeudamiento de largo plazo se destina a financiar gasto de inversión.

Origen de los recursos financieros

9

Fuente de recursos de inversión, 2012a

Miles de millones de pesos

Composición de la deuda de

largo plazo, 2012

Contratación

Sí cuenta con

recursos financieros

Sí cuenta con

tecnología y recursos humanos

Contratos transaccionales

No cuenta con

tecnología y recursos humanos

Contratos integrales sin

financiamiento

No cuenta con

recursos financieros

Contratos integrales con financiamiento Recursos

financieros Bienes y servicios

Tecnología y recurso humano

Capacidad de

ejecución

Ejemplo

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Litoral de

Tabasco

Burgos

Chicontepec

Complejo A.J.

Bermúdez

Jujo-Teco

Aguas profundas

Chicontepec

Campos maduros

Alcance del contrato

Establecer estrategias de contratación por:

Proyecto, Activo y Región

10

Transaccionales COPF CIEP

Entregable Obras, materiales o

servicios

Obras y servicios para

producción Producción

Unidad de pago Precios unitarios Precios unitarios Recuperación de costos

más tarifa

Pago Sujeto a cumplimiento

en tiempo y forma

Sujeto a la terminación

y entrega de obras

Sujeto a entrega de

producción

Plazo Promedio: 18 meses De 3 a 20 años De 2 a 35 años

Especificaciones Determinadas Caracteristicas

principales determinadas Flexible

Gobernanza Supervisión Grupo directivo Grupo de dirección

Adjudicación Oferta técnica y precio Precio Precio e inversión

Presupuesto Pre-determinado por

techos Techo por proyecto

Flexible, sujeto a flujo de

efectivo del proyecto

Modelos contractuales

11

Fuente: Información de la Región Norte y Sur, valores del libro de reservas al 1° de enero de 2010.

47

105

206

Región Norte Poza Rica - Altamira

Región Sur Volumen original Fr prom.

3P 10,238 24 90% de la producción de aceite proviene de

52 campos

66

99 105 Volumen original Fr prom.

3P 20,658 18

379 Qo < 5 mbd

Qo > 5 mbd

725

Campos

descubiertos

1938 - 2010

Campos maduros

RNorte y RSur

Volumen original (MMbpce)

Fr prom. (%) Campos

Maduros por

Región

Reservas remanentes

(MMbpce)

3P 2P 1P

Existe un gran número de campos que no pueden ser explotados por falta de inversión y

recursos humanos

Destacan los campos Salina del Istmo y Comalcalco en la Región Sur y Poza Rica, Faja de

Oro y Altamira en la Región Norte.

• Características de los campos a reactivar:

Potencial, Atractividad y Rentabilidad

Campos maduros

12

Boque Empresa Área

km2

Reservas

1P

mmbpce

Reservas

3P

mmbpce

Producción

inicial**

mbd

Inversión

inicial

mm dls

Tarifa

original

(dls/b)

Primera

ronda

2011

Santuario Petrofac 130 37 37 5 116 5.01

Magallanes Petrofac 169 29 104 6 108 5.01

Carrizo Schlumberger 13 0 51 0 33 9.40

Segunda

ronda

2012

Arenque Petrofac 2,035 76 100 6 50 7.90

Altamira Cheiron 1,625 2 11 2 33 5.01

Tierra Blanca MPG / Alfasid 358 5 6 1 24 4.12

San Andrés MPG / Alfasid 209 6 31 2 62 3.49

Pánuco Petrofac/

Schlumberger

1,839 8 50 2 25 7.00

Ébano Diavaz 1,584 21 40 5 21 8.00

Tercera

ronda*

2013

Soledad Petrolite 125 44 134 5 78 0.49

Miquetla Operadora de

Campos DWF

112 20 248 1 94 0.98

Humapa Halliburton de

México

128 16 341 2 62 0.01

Contratos Integrales EP Resultados – Rondas 1 y 2

* Los bloques de Pitepec, Amatitlán y Miahuapan quedaron desiertos.

** Producción inicial de Chicontepec al 1 de enero de 2013. 13

Bloque Reservas 3P

mmbpce

Producción

acumulada

mmbpce

Empresa

Tarifa

original

(dls/b)

Inversión

inicial*

Soledad 134 40.4 Petrolite de México 0.49 78

Miquetla 248 11.1 Operadora de Campos DWF 0.98 94

Humapa 341 0.6 Halliburton de México 0.01 62

Pitepec 1,048 0.1 Por adjudicarse (23 de enero 2014)

Amatitlán 993 0.1 Por adjudicarse (16 de enero 2014)

Miahuapan 443 0.1 Por adjudicarse (9 de enero 2014)

* Producción a enero de 2013.

** Inversión en los primeros dos años

El proyecto Aceite Terciario del Golfo concentra el

mayor volumen original in situ del país de más de 100

mil MMbpce, así como las reservas probables y

posibles más cuantiosas del país

• Retos:

Cuantiosas inversiones

Incremento sustancial de capacidad de ejecución

Nuevas tecnologías para incrementar el factor de

recuperación de hidrocarburos y rentabilidad

Tercera ronda de Bloques en Chicontepec

14

Asociación con

empresas petroleras

Limitada capacidad de ejecución

15

Campos maduros

Chicontepec

Crudos extra- pesados

Shale oil/gas

Aguas profundas

Debido a la falta de capacidad de

ejecución (recursos financiero,

técnicos y humanos), no se

desarrollan a cabalidad proyectos

atractivos Capacidades técnicas y

operacionales apropiadas

para los campos

Capacidad financiera

Con base en los términos los

términos contractuales de

Pemex

Criterios

Entre 2004 y 2010, se perforaron 16 pozos exploratorios y

5 delimitadores al Noroeste del Activo de Producción Ku-

Maloob-Zaap

Integrado por los campos: Ayatsil, Tson, Pohp, Lem, Zazil-

Ha-Yaxiltun, Kanche, Kayab, Tunich, Nab, Baksha-Pit ,

Numan, Tekel, Chapabil y Utsil

Área total de 1100 km²

Los fluidos recuperados mostraron condiciones mas

críticas a las esperadas en densidad API y en viscosidad

Tson-1Pohp-1

Pit-1Baksha-1

Tunich-101

Nab-1

Numan-1

Kayab-1

Yaxiltun-1

Kanche-1

Bok-1

Lem-1

Ku

Zaap

Maloob

Pozos ProductoresPozo invadido

Ayatsil-1

Maloob-DL 3Ayatsil-1DL

Pit-DL1

100

500

Tekel 1

Chapabil-1A

Kayab-DL1

500

100

Ku

Utsil-1

Campo Formación ºAPI 3p OOIP RF (2P)

(MMbpce) %

Ayatsil BTPK 11.1 592 3619 16

Tekel BTPKS 11 165 1007 16

Fase 1- Ayatsil Tekel 11 757 4626 16

Kayab BTPK 8.1 889 6966 8

Chapabil BTPK 9.5 60 834 7

Zazil-Ha /

Yaxiltum BTPK 8.5 19 261 7

Fase 2- Kayab 9 968 8061 7

Pit BTPK 8.8 462 2870 11

Baksha BTPK 9.6 43 450 9

Utsil BTPK 10 104 811 10

Pohp BTPK 8.5 65 823 7

Pohp JSK JSK 8.5 29 443 6

Tson BTPK 8 68 963 7

Tson JSK JSK 8 9 121 0

Numan BTPK 8.8 17 258 0

Fase 3- Pit 8 797 6739 6

Nab BTPK 8.8 33 408

Total 2,555 19,834 10

Campos de aceite extra pesado descubiertos

16

Cuenca de Gas: HOLOK, y una cuenca de aceite: PERDIDO

17

Worker Voyager

Worker Worker

Worker Voyager

513 m

660 m

670 m

805 m

810 m

936 m

988

m

681 m

Max

Smith

1230

m

Voyager Max

Smith

1122 m

851 m

Voyager Max

Smith

1029 m

Voyager 739 m

Max

Smith

1698

m

Chuktah

2004

Worker Max

Smith

1194 m

1928

m

Max

Smith

623 m

500 m

1000 m

1500 m

2000 m

Cent.

1493

m

945 m

Bicent. West

Pegasus

1186 m

Centenario

2147

m

Bicent.

1803

m

West Pegasus

2532

m

Bicent.

2874

m

2500 m

Tasa de éxito: 60%

Puskon

2011 Tamil

2008

Nab

2008 Etbakel

2008 Kabilil

2009 Lalail

2007 Chelem

2007 Leek

2009 Noxal

2005 Talipau

2012 Lakach

2006 Holok

2009 Tamha

2008 Hux

2012

Lakach

2DL

2010 Catamat

2009

Nen

2011

Labay

2009

Caxa 2012

Piklis

2010

Kunah

2012

Trion-1

2012

Supremus-1

2012

2185

m

Kunah-

1DL 2012

Aguas ultra profundas

2919

m

2919

m

Bicent.

Maximino PEP-1

Ahawbil

1933

m

Centenario

Piklis-1DL

1785

m

Muralla

IV

Aguas profundas

Confirmando del potencial en aguas profundas

18

La exploración en Aguas Profundas del

Golfo de México se enfoca principalmente en dos áreas

Al norte en el proyecto Área Perdido, que

abarca las provincias geológicas del

Cinturón Plegado Perdido y Salina del

Bravo, donde el objetivo es encontrar

hidrocarburos líquidos en plays del

Neógeno y Paleógeno

Al sur en los proyectos Holok y Han en las

provincias geológicas del Cinturón

Plegado de Catemaco y Salina del Istmo

Marina, en donde el objetivo es incorporar

reservas de gas húmedo en el Neógeno y

evaluar el potencial de gas húmedo y

aceite ligero hacia el oriente

En otras áreas las actividades consistirán

primordialmente en efectuar estudios

regionales para lograr un mejor

entendimiento de los sistemas petroleros

Los esfuerzos que PEMEX ha realizado en la exploración del

Golfo de México Profundo han empezado a rendir frutos

De los 54 MMMbpce en recurso prospectivo

que hay en el país, 26 corresponden a Aguas

Profundas

Recurso prospectivo convencional

Recurso descubierto (MMbpce)

El campo Trion, descubierto en 2012, podría estar entre

los mayores descubrimientos en el Paleógeno en Aguas

Profundas del Golfo de México

En 2012, el 55% de la incorporación de reservas 3P provino de Aguas Profundas (AP)

2,341

TMG

26,547

AP

GdM

2,525 395

Plataforma

Yucatan

541

Burgos Cuencas

SE

20,083

2,932

Veracruz Sabinas

Prospectos 35,600

Plays 19,000

Total: 54,600 MMbpce

1,589

2012 2007 10 09 11

1,461 1,438 1,731 1,774 1,482

77% 96% 35%

95% 93% 55%

Total

82%

08

1,053

Aguas profundas Cuencas del Sureste Otras

18%

SOURCE. Wood Mackenzie, PEMEX Libro de reservas

19

El desempeño alcanzado por PEMEX lo posiciona de manera competitiva a nivel mundial

El desempeño alcanzado

en incorporación de

reservas en el periodo

2003-2012 coloca a PEMEX

en tercer lugar a nivel

mundial

PEMEX en su componente

exploratoria le ha

generado un valor de 125

MMM de dólares al Estado

Mexicano

Asimismo podría

posicionarse como la

segunda compañía en la

creación de valor por

exploración, considerando

el régimen fiscal de EUA

20

Mioceno Inferior

Lakach-1

Noxal-1

Pupuyu-1

Catla-1

Aktutu-1

Matlani-1

Tabscoob-201

Naajal-1 Atal-1

Makkab-1 Alaw-1

Mapuli-1

Labay-1

Piklis-1 Ahawbil-1

Kuyah-1

Leek-1

Nen-1

Cinturón

Plegado

Catemaco

Cordilleras

Mexicanas

Paynum-1

Tumtah-1

Loc. Yoka-1

Loc. Nat-1

Hem-1

Ixic-

Sayab

Lalail-1

Kunah-1DL

Lipaxan-1

Maklipa-1

Patokto-1

Lakach-2DL

KUNAH-1

Piklis-1DL

Salina del

Istmo

Lalail Lakach

Piklis

Nen

Kunah

Noxal

Leek

En el área Sur, donde se descubrió una mega-provincia de gas, se continua evaluando, delimitando y desarrollando los

yacimientos descubiertos

Pronóstico preliminar de producción

Años

Cerca de 5.0 Tcf de reservas de gas no asociada (3P) han

sido certificadas

Los recursos prospectivos de gas varían en un rango de 5.5

a 16.5 Tcf

Reservas y Potencial

Avances

Los campos descubiertos son Noxal, Lakach, Lalail, Leek,

Nen, Piklis y Kunah, este último sobresale con 1.8 Tcf

El campo Lakach esta siendo desarrollado

Los campos Kunah y Piklis están caracterizados y

delimitados. Ahora el desarrollo esta en proceso de

aprobación técnica y económica

Actualmente la exploración se dirige hacia el noreste en

busca de gas húmedo y aceite ligero

Se estima una inversión de alrededor de 2.5 MMMUSD

La 1ª Producción se espera en 2016 y alcanzar una

producción máxima de 400 MMpcd de gas natural en 2017

La infraestructura de explotación será útil para incorporar los

campos Kunah y Piklis, estimándose alcanzar una

producción de 500 MMpcd por más de 7 años

Desarrollo del campo Lakach Qg mmpcd

21

Ilustrativo

Alcances del proyecto

22

El objetivo es obtener primera producción en 2016, iniciando con una plataforma de producción de 200 mmpcd durante los primeros 6 meses y con una plataforma de 400 mmpcd durante 22 meses, continuando con su declinación hasta el año 2025, cuando se recuperarán en total 866 mmmpc

Perforación de 7 pozos de desarrollo

y recuperación del pozo delimitador

Lakach-2DL

Instalar 2 ductos de transporte de 18

Ø x 60 km

Instalar jumpers de 18 Ø y 6 Ø para la

interconexión de los equipos

submarinos

Instalar Plets e In Line Sleds (ILS)

para la interconexión de pozos

Instalar 60 km de umbilicales

Instalar un sistema de monitoreo y

control

Construir una estación de

acondicionamiento de gas con

capacidad de 400 MMpcd

Estado contratación de obras Proyecto Lakach

23

• Contrato 5: Presentación de propuestas por los participantes etapa de mercadeo: 28/Nov/13.

Evento Contrato 1 Contrato 2 Contrato 3-4 Contrato 5 Contrato 7 Contrato 8-6 Contrato 9

Publicación 27-Nov-12 10-Mar-12 16-Oct-12 31-Ene-14 08-Oct-13 06-Dic-12 17-Nov-14

Fallo 21-Dic-12 01-Jun-12 03-May-13 14-Feb-14 27-Feb-14 28-Ene-14 05-Mar-15

Inicio 7-Ene-13 18-Ago-13 14-May-13 17-Febr-14 24-Mar-14 20-Feb-14 19-Mar-15

Terminación 31-Dic-15 04-Feb-16 28-Jun-17 16-Abr-17 22-Abr-16 11-Sep-17 24-Jun-16

Contratista

Doris-Petrofac

(Consorcio

Asignado)

Grupo R

La Muralla IV

(Contratista

Asignado)

Halliburton

(40% Part Perf.

y 100% Part

Term.)

Schlumberger

(40% Part perf.)

Aker

Onesubsea

GE(Vetco)

FMC

(Licitantes)

22 licitantes

entre ellos:

Demar

Dragados

ICA Fluor

Tradeco

Technip de

Mexico

ABB

(Licitantes)

Saipem

Global

Offshore

Subsea 7

(Licitantes)

Exterran

Pro-Term

Valerus

(Posibles

Licitantes)

Estado Contratado Contratado Contratado

1er.proceso:

Desierto

2º. Proceso:

En espera de

presentación

de

cotizaciones

En proceso de

licitación

En espera de

presentación

de propuestas

En programa

Fuente: BDOE-II actualizada por la SE

Generalidades del Proyecto Área Perdido

24

Objetivo:

Evaluar el potencial petrolero de los plays

terciarios y mesozoicos, privilegiando la

búsqueda de aceite ligero en estructuras de

grandes dimensiones.

• Área: 39,172 km2

• Tirantes de agua: 500 - 3,500 m

• Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378 km2

• Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas

• Recursos asociados a oportunidades y

localizaciones (MMbpce)

P90= 3,900 Pm= 8,200 P10= 13,200

• Plays principales: Eoceno Inferior y Oligoceno

• Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno,

Cretácico

• Riesgo principal: Sello y roca almacén

25

Longitud: 289 km

Corteza transicional Corteza continental

Evaluación del potencial petrolero Ident. op y eval. rec. play

hipot.

Ident. y eval. sistemas

petroleros Ident. y eval. cuencas

Cinturón Plegado Perdido Provincia Salina del Bravo Cuenca de Burgos

Corteza

oceánica

Sal autóctona

Sal alóctona

A A’

Frente al litoral de Tamaulipas, Golfo de México, al norte la

frontera internacional de EUA, al occidente la isobata de 500 m,

al oriente y al sur con el proyecto Tlancanan y Pulhman.

Proyecto Área Perdido

Objetivo: Evaluar el potencial petrolero de los plays

terciarios y mesozoicos, privilegiando la

búsqueda de aceite ligero en estructuras de

grandes dimensiones.

• Área: 39,172 km2

• Tirantes de agua: 500 - 3,500 m

• Sísmica 2D y 3D: 15,215 km y 35,378

km2

• Tipo de hidrocarburo: Aceite ligero y gas

• Recursos asociados a oportunidades y

localizaciones (MMbpce): P90= 3,900

Pm= 8,200 P10= 13,200

• Plays principales: Eoceno Inferior y

Oligoceno

• Plays secundarios: Mioceno, Paleoceno,

Cretácico

Asociado a su complejidad geológica, grado de conocimiento y

retos técnicos, este proyecto se dividió en sectores

26

Sector 1. CPP; Continuar probando su

potencial, caracterización,

delimitación y desarrollo conceptual

de campos descubiertos (Trion y

Maximino)

Sector 2. CSS; Iniciar la evaluación de

estructuras, por debajo de la sal

alóctona

Sector 3. MCS; Evaluar las estructuras,

asociadas a mini cuencas y diapiros

salinos

Sector 4. CPP; Evaluar el potencial y

continuidad de las estructuras del

CPP en T.A. >3,000 m

Además, con base en los resultados obtenidos se han elaborado

escenarios de futuro desarrollo del proyecto Área Perdido

En uno de ellos, se consideraron nueve agrupamientos económicos, de acuerdo a su ubicación

geográfica y su potencial. Estimando un volumen de reservas a recuperar de 4,600 millones de

Bpce con una inversión de 40 mil millones de dólares.

Caso Base (media)

Grupos económicos: Maximino, Vasto,

PEP, Ostionero,

Humus, Plenus,

Trion, Corfu, Filium

Reservas totales: 5.0 MMMbpce

Reservas

comercialmente

recuperables:

4.6 MMMbpce

Inversión Total: $39.6 MMMUSD

VPN: $5.8 MMMUSD

VPN contempla desarrollo de todos los

polos en el año 0, todos los ingresos bajo

las regalías y régimen fiscal de EEUU

27

En lo que respecta a los recursos no

convencionales, se ha iniciado su evaluación

Área

Garza

Área

Anhélido

Área

Tantocob

3

1

2

4,000 km2

11,000 km2

9,500 km2

Aceite pesado

Aceite ligero

Gas húmedo

Gas seco

Leyenda

Área de visión total: 120,000 km2

Enfoque de Áreas prioritarias: 24,500 km2

kilómetros

28

Mapa de distribución de tipos de hidrocarburos

A la fecha se han terminado 9 pozos exploratorios

en las cuencas de Burgos y Sabinas, donde se

han identificado áreas con producción de gas

seco, gas húmedo y aceite e incorporando una

reserva 3P de 112 MMbpce

Con el objeto de dar certidumbre a los recursos

prospectivos identificados, tipo de hidrocarburos y

evaluar la productividad de los yacimientos, se

tiene documentado el proyecto Aceite y Gas en

Lutitas; el cual ya fue autorizado por la SHCP,

acreditado por el Grupo de Trabajo de Inversión

(GTI) de PEMEX y enviado a la CNH para su

dictamen técnico

Con base en la prospectividad de las diferentes

provincias y a la distribución de tipos de

hidrocarburos, se han definido 3 áreas

prioritarias:

1. Área Garza

2. Área Anhélido

3. Área Tantocob

Objetivo Estratégico:

Aprovechar los hidrocarburos disponibles

Costo Total:

Descubrimiento y desarrollo

más costo de producción

Precio

Terrestre convencional 4 -12 USD/barril 100

Terrestre no convencional 25 – 35 USD/barril 100

Aguas someras 6 – 16 USD/barril 100

Aguas profundas 25 – 40 USD / barril 100

Gas 1.5 - 3 USD/MPC

9 – 18 USD / Barril eq.

3.5 USD / MPC

21 USD / Barril Eq.

Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país

29

62 MMMUSD

por año

Montos de inversión requeridos para el

desarrollo de las reservas y los recursos prospectivos

Reservas

Recursos

MMMBPCE

Costos

USD/BL

Monto de

inversión

MMMUSD

Terrestre y Aguas

Someras 45 10 450

No convencional 60 30 1800

Aguas profundas 27 40 1080

Chicontepec,

Campos maduros y

Gas 28 15 420

3750

30

Escenarios de producción y necesidades de inversión

Gas Crudo

Caso Inversión anual Total de pozos

Base 24 MMMUSD 20,000

Superior 37 MMMUSD 30,000

Potencial Máximo 62 MMMUSD 50,000

31

El desarrollo económico del país demanda el

fortalecimiento de la industria de Exploración y

Producción de hidrocarburos.