presentación de powerpoint · maya; y el 2% al altamira, enviado exclusivamente a los. ee.uu. •...

Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos

Indicadores de Exploración y Extracción de HidrocarburosJulio 2018

Subsecretaría de Hidrocarburos

Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos


Resumen Ejecutivo

Petróleo Crudo

La extracción de petróleo crudo en México ha disminuido 3.9% anual, desde hace una década.

• 10 Asignaciones concentran el 67% de la extracción.

• La extracción de crudo se concentra principalmente en lasAguas Territoriales (83%) y el resto es terrestre (17%).

• Las exportaciones de crudo fueron de 35.8 MMb: el 98% delvolumen exportado correspondió al crudo tipo Maya; y el 2% alAltamira, enviado exclusivamente a los EE.UU.

• La Mezcla Mexicana de Exportación alcanzó un preciopromedio durante el mes de julio de USD $66.4.

Distribución geográfica de extracción de petróleo crudo1,838 Mbd (jul 2018)

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600

Aguas Territoriales 1,521

Tabasco 200

Veracruz 86

Chiapas 13

Puebla 10

Tamaulipas 9

San Luis Potosí 0.3

Pareto de extracción de petróleo crudo 1,838 Mbd (jul 2018)

Mbd % del tota 500 100%430

74% 400 67% 80%304

300 51% 60%

200 40%121

81 66 100 49 48 47 47 20%31 23 23 22 19 18 18 17 16 16 15 15 13 13 12 12

- … … …

b x

0%

o ab Ku al l

Xu

Ak s el

o aap i

at

lm

o - n l

k i a n a

mi h i al l

ato Ku

i

Kax e c c

h u o ay

Kab as

al Z

Xan O

n E ar t

Si z x c h tI

ax

xC I

H T Kam

b

M

kA

b

Ay o

Sam

iis T

M Y Rab

l

Extracción histórica de petróleo crudo(Mbd)

Máximo históricoDiciembre de 2003:

3,455 Mbd

4,000

2,000

0

60

62

64

66

68

70

72

74

76

78

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

00

02

04

06

08

10

12

14

16

18

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20


Resumen Ejecutivo

Gas Natural

La extracción de gas natural en México ha disminuido 3.7% anual, desde hace una década.

• 10 asignaciones concentran el 55% de la extracción.

• 30 extraen 74% y las demás 328 solo 26%.

• La extracción de gas natural se concentra sobre todo en AguasTerritoriales (61%), Tabasco (16%) y Tamaulipas (9%), que enconjunto extraen el 86%.

Distribución geográfica de extracción de gas natural4,828 MMpcd (jul 2018)

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500


Tabasco 782

Tamaulipas 421

Veracruz 339

Nuevo León 211

Chiapas 72

Puebla 34

Coahuila 16

San Luis Potosí 0

Pareto de extracción de gas natural4,828 MMpcd (jul 2018)

Mmpcd % del total 1,500 100%

69% 80% 1,000 51% 60%

40% 50020%

- … 0%

al ux

Ku

aap b ay on b jo de n l

ne o o c o ore er ujo

l

o i o c

M

i m chy a a

m br r uz s oa a r tk

an Ne

hu r anX o e sz ei J d

a

A e eZ Ir O f t u e l

al T si i

os o lt ac

ul T aba

M T as du RX o cH a Ve alrC l r

G C e it C A Gui T u

n

C C

Extracción histórica de gas natural (MMpcd)

Máximo históricoDiciembre de 2008:

7,359 MMpcd

10,000

5,000

0

60

62

64

66

68

70

72

74

76

78

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

00

02

04

06

08

10

12

14

16

18

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

19

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20


Resumen Ejecutivo

Gráfica del mes – Extracción por Plataforma en Ku-Maloob-Zaap

140 120

120100

10080

80

60

60

4040

2020

0 0

KU

-A

KU

-B

KU

-C

KU

-F

KU

-I

KU

-G

KU

-S A B C

KU

-H

KU

-M

D D B E A

KU

-M

C

B-

B-

B-

B-

P- P- P-

P- P-

O O O O A A A A A

O O O OL L L L ZA ZA ZA ZA ZA

MA

MA

MA

MA

KU MALOOB ZAAP

Agua Qw Mbd Aceite Qo Mbd

Mbd MMpcd

Gas Qg MMpcd

No. de pozos

La Plataforma Maloob-A es la mayor productora de crudo en el país aportando 113 mil barriles por día en julio, lo que

representa el 6.1% de la producción total, además de contribuir con 36 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, 0.7% de

la producción nacional, seguida de Maloob-B y Zaap-D con 94 y 86 Mbd de petróleo crudo y 29 y 41 MMpcd de gas natural,

respectivamente. El gasto total de agua en el proyecto para el mes de julio fue de 28 Mbd.


Noticias Relevantes

Con el nuevo Gobierno, Sector energético y Pemex en riesgo, advierte Moody’s: La agencia calificadora sostiene que, sin asociaciones, la empresa no tienecapacidad de financiar proyectos. e acuerdo con Nymia Almeida, analista para el sector en la agencia, la construcción de las refinerías que prometió el candidato encampaña así como la cancelación de farmouts o asociaciones estratégicas con una empresa privada podrían generar presión en las finanzas de la petrolera ydemandarían la intervención del gobierno federal, evento que también podría poner en riesgo la calificación soberana de México.El Economista, 02 de julio de 2018.

La CNH establece un nuevo estándar internacional de transparencia: México se posiciona en primer lugar en transparencia en procesos licitatorios y administraciónde contratos en el sector extractivo, de acuerdo con el reporte “Contratación abierta para derechos del petróleo, gas y minerales: una luz a las buenas prácticas”,publicado en junio pasado por el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Open Contracting Partnership (OCP). En la evaluación se consideraron 14 paísesy la aplicación de 16 mejores prácticas internacionales en diferentes rubros, como resultado la CNH destacó en 7, posicionándose como institución líder entransparencia.CNH, 20 de julio de 2018.


Índice

1.-Extracción

Petróleo crudo

Gas natural

2.-Recursos prospectivos y reservas

Reservas de hidrocarburos

Recursos de petróleo crudo

Recursos prospectivos

Reservas mundiales 1P

3.-Indicadores económicos

Costos de hidrocarburos

Indicadores económicos

4.-Información de pozos

Información de pozos

5.-Rondas

Rondas

Plan Quinquenal de licitaciones

6.-Prospectiva de petróleo crudo y gas natural

Plataforma de extracción de crudo y gas 2018-2023

Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031

7.-Anexos

Crudo Gas Recursos Prospectivos Indicadores Exploración y Rondas

y Reservas Económicos Extracción


Extracción


Extracción de petróleo crudo

Por ubicación1,838 Mbd (jul 2018)

- 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600

Aguas someras 1,521

Terrestre 318

Por cuenca1,838 Mbd (jul 2018)

1,515

5

0 500 1,000 1,500 2,000

Cuencas del Sureste 230

Tampico-Misantla70

Veracruz 18

Aguas someras Terrestre

Por entidad federativa1,838 Mbd (jul 2018)

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600


Tabasco 200

Veracruz 86

Chiapas 13

Puebla 10

Tamaulipas 9

San Luis Potosí 0.3

Por asignación/contrato1,838 Mbd (jul 2018)

- 100 200 300 400 500

Maloob 430

Zaap 304

Xanab 121

Ku 81

Xux 66

Akal 49

Ayatsil 48

Onel 47

Homol 47

Ek-Balam* 31

*contrato

Ver Mapas



Histograma de extracción de petróleo crudo(jul 2018)

tr/C

on

igA

s e

d. o

N

200175180

160

140

120

100

80

60

40 17 Ek-Balam Xux Ku Xanab Zaap Maloob20 5 1 4 1 1 1 1 1

0

0-9

9-1

8

18

-27

27

-36

45

-54

63

-72

72

-81

11

7-1

26

29

7-3

06

42

3-4

32

Pareto de extracción de petróleo crudo 1,838 Mbd (jul 2018)

430

304

121 81 66 49 48 47 47 31 23 23 22 19 18 18 17 16 16 15 15 13 13 12 12

Mbd % del total

500 100%

450 90%74% 400 80%67%

350 70%

300 51% 60%

250 50%

200 40%

150 30%

100 20%

50 10%

-

b

aap ab Ku x al l

mo

l n li el

am

i a n al l e c n a

0%

o h u

o Xu i

Xan A

k sat On h i ay

mi u

Si ar o t ah

c

oz x asi I Ku Kax

c

Z al es h t Mal B ax

x Kab

Cs T I at

Ay o i

k

M H T-k Sam

Y

E Kam

b Rab

Ab

Extracción de petróleo crudo promedio anual(Millones de barriles diarios, MMbd)

4.0

3.4 3.4 3.3 3.5 3.3 3.0 3.1 3.1 3.2 3.1 3.0

2.9 2.9 3.0 2.8

2.6 2.7 2.7 2.7 2.7 2.6 2.5 2.5 2.5 2.5 2.6 2.6 2.6 2.5 2.5 2.4 2.4 2.5 2.3 2.2

2.0 1.9 2.0

1.5

1.0

0.5

-

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18



Extracción de petróleo crudo por Cuenca (Miles de barriles diarios, Mbd)


Extracción de Gas Natural

Por ubicación4,828 MMpcd (jul 2018)

2,952

1,876

- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500

Aguas someras

Terrestre

Por cuenca4,828 MMpcd (jul 2018)

2,919

32

883

620

206

150

15

- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000

Cuencas del Sureste

Burgos

Veracruz

Tampico-Misantla

Sabinas

Terrestre Aguas someras

Por entidad federativa4,828 MMpcd (jul 2018)

2,952

782

421

339

211

72

34

16

0

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500

Aguas Territoriales

Tabasco

Tamaulipas

Veracruz

Nuevo León

Chiapas

Puebla

Coahuila

San Luis Potosí

Por asignación/contrato4,828 MMpcd (jul 2018)

1,112

331

318

217

167

109

105

96

94

91

- 200 400 600 800 1,000 1,200

Akal

Xux

Ku

Zaap

Maloob

May

Tizon

Xanab

Nejo

Iride

Ver Mapas


Extracción de Gas Natural

Histograma de extracción de gas natural(jul 2018)

rtn

Co

/gA

sie

d. o

N

326

15 6 4 2Maloob

1Zaap

1Ku1

Xux1

Akal1

0

50

100

150

200

250

300

350

0-2

5

25

-50

50

-75

75

-10

0

10

0-1

25

15

0-1

75

20

0-2

25

30

0-3

25

32

5-3

50

11

00

-11

25

Pareto de extracción de gas natural 4,817 MMpcd (jul 2018)

51%69%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

- 200 400 600 800

1,0001,2001,4001,600

Aka

l

Xu

x

Ku

Zaap

Mal

oo

b

May

Tizo

n

Xan

ab

Nej

o

Irid

e

Tsim

in

On

el

Gas

ifer

o

Co

ster

o

Jujo

Tec

om

ino

acan

Cau

chy

Ho

mo

l

Cu

itla

hu

ac

Teo

tle

co

Cu

leb

ra

Terr

a

Cu

nd

uac

an

Arc

abu

z

Vel

ero

Gir

ald

as

Res

to

% del totalMmpcd

Extracción de gas natural promedio anual(Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

196

0

196

1

196

2

196

3

196

4

196

5

196

6

196

7

196

8

196

9

197

0

197

1

197

2

197

3

197

4

197

5

197

6

197

7

197

8

197

9

198

0

198

1

198

2

198

3

198

4

198

5

198

6

198

7

198

8

198

9

199

0

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8


Privados

Fuente: DGEEH con información de CNH, julio de 2018.

Extracción de petróleo crudo(Miles de barriles diarios, Mbd)

Extracción de gas natural(Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)

Extracción de Gas Natural124 MMpcd (Jul 2018)

Extracción de Petróleo crudo13 Mbd (Jul 2018)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

20

16-0

5-3

1

20

16-0

6-3

0

20

16-0

7-3

1

20

16-0

8-3

1

20

16-0

9-3

0

20

16-1

0-3

1

20

16-1

1-3

0

20

16-1

2-3

1

20

17-0

1-3

1

20

17-0

2-2

8

20

17-0

3-3

1

20

17-0

4-3

0

20

17-0

5-3

1

20

17-0

6-3

0

20

17-0

7-3

1

20

17-0

8-3

1

20

17-0

9-3

0

20

17-1

0-3

1

20

17-1

1-3

0

20

17-1

2-3

1

20

18-0

1-3

1

20

18-0

2-2

8

20

18-0

3-3

1

20

18-0

4-3

0

20

18-0

5-3

1

20

18-0

6-3

0

20

18-0

7-3

1

0

20

40

60

80

100

120

140

160

20

16-0

5-3

1

20

16-0

6-3

0

20

16-0

7-3

1

20

16-0

8-3

1

20

16-0

9-3

0

20

16-1

0-3

1

20

16-1

1-3

0

20

16-1

2-3

1

20

17-0

1-3

1

20

17-0

2-2

8

20

17-0

3-3

1

20

17-0

4-3

0

20

17-0

5-3

1

20

17-0

6-3

0

20

17-0

7-3

1

20

17-0

8-3

1

20

17-0

9-3

0

20

17-1

0-3

1

20

17-1

1-3

0

20

17-1

2-3

1

20

18-0

1-3

1

20

18-0

2-2

8

20

18-0

3-3

1

20

18-0

4-3

0

20

18-0

5-3

1

20

18-0

6-3

0

20

18-0

7-3

1

Servicios Múltiples de Burgos

Petrolera Cárdenas Mora

Deustche Erdoel México

Consorcio Petrolero 5M del Golfo

Pantera Exploración y Producción 2.2

Renaissance Oil Corp

Strata CPB

Iberoamericana de Hidrocarburos CQ

GS Oil & Gas

CMM Calibrador

Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México

Grupo Mareógrafo

Strata CR

Dunas Exploración y Producción

Diavaz Offshore

Jaguar Exploración y Producción 2.3

Calicanto Oil & Gas

Perseus Tajón

0.0

5.33.7

0.0

0.0

0.6

0.0

0.0

0.0

0.0

2.8

0.0

0.0

0.00.3

0.2

0.10.0

6 5 4 3 2 1 0

52.0

15.99.7

9.3

8.26.2

4.1

3.42.5

2.52.4

2.21.91.41.10.7 0.2 0.0

0 10 20 30 40 50 60



• De enero-junio de 2018, 15 países producen el 67% de la extracción mundial de petróleo crudo, el 53% pertenecen a la OPEP y 47% son NO OPEP.

Extracción de petróleo crudo, principales países ene-jun 2018

(MMbd)

11.410.5

10.05.0

4.53.83.8

2.92.72.7

1.91.9

1.61.51.5

0 2 4 6 8 10 12

Rusia

Estados Unidos

Arabia Saudita

Canadá

Iraq

China

Irán

Emiratos A. Unidos

Brasil

Kuwait

Noruega

México

Nigeria

Angola

Venezuela

Fuente: Monthly Oil Market Report, agosto 2018 periodo enero-jun 2018* BDI Pemex, agosto 2018

Principales empresas por nivel de extracción de petróleo ene-dic 2017

(MMbd)

10.5

4.4

3

2.4

2.2

2.2

1.9

1.8

1.8

1.8

1.7

0 2 4 6 8 10 12

Saudi Aramco

OAO Rosneft

Kuwait Petroleum Corp.

Petróleos de Venezuela SA (PDVSA)

Petróleo Brasileiro SA (Petrobras)

ExxonMobil Corp.

PetroChina Co. Ltd.

Pemex

OAO Lukoil

Nigerian National Petroleum Corp.

Royal Dutch Shell PLC

Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible.

Extracción de gas natural, principales paísesene-mayo 2018(MMMpcd)

4.85.55.66.87.28.39.5

11.612.3

16.017.5

22.222.3

74.284.5

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0

MéxicoEmiratos Árabes

KazajstánMalasia

IndonesiaArabia Saudita

ArgeliaAustraliaNoruega

ChinaCanadá

QatarIrán

RusiaEstados Unidos

Fuente: Oil and Gas Journal, agosto 2018 periodo enero-mayo 2018. CNH, agosto 2018

Principales empresas por nivel de extracción de gas naturalene-dic 2017(MMMpcd)

10.9

3.2

2.8

2.8

2.5

2

1.8

1.8

1.4

1.3

1.3

1.3

0 5 10 15

Saudi Aramco

ExxonMobil Corp.

Royal Dutch Shell PLC

PetroChina Co. Ltd.

BP PLC

Rosneft

Total SA

Pemex

Eni SPA

Chevron Corp.

Statoil ASA

Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible


Recursos Prospectivos y Reservas


Reservas de Hidrocarburos

Cifras nacionales: Reservas remanentes de hidrocarburos al 1 de enero de 2018(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

Vida media Vida media Concepto Probadas 1P Vida media Probables 2P Posibles 3P

(años) (años)

Totales por tipo 8,483.70 8.5 7,678.30 16,162.00 16.1 9,304.80 25,466.80 25.4

Petróleo crudo 6,464.20 9.1 5,816.50 12,280.70 17.3 7,139.10 19,419.80 27.3

Condensados 1 631.3 6.2 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.

Gas seco 1,349.50 3.7 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.

Gas Natural (MMMpc)

10,022.40 5.4 9,355.50 19,377.90 10.4 10,642.50 30,020.40 16.1

FUENTE: Reservas de Hidrocarburos de México, al 1 de enero de cada año, CNH junio 2018 1P = Reservas Probadas: Se utilizan para comparar las reservas a nivel mundial. 2P = Reservas Probadas + Probables: Se utilizan para evaluar los proyectos de exploración y extracción.3P = Reservas Probadas + Probables + Posibles: Son las Reservas Totales. 1/ Incluye líquidos del gas. n.d. No disponible.

• A enero de 2018 las reservas de hidrocarburos 1P ascendieron a 8,484 MMbpce, lo que representa una disminución del 7.4% respecto al año anterior (9,161MMbpce).

• Al ritmo de extracción actual las reservas remanentes de hidrocarburos 1P alcanzarían para 8.5 años, 15% menos que en 2010 (10 años).

Evolución de las reservas remanentes de hidrocarburos(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

58,204

46,418 43,838

25,467

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

PROBADAS PROBABLES POSIBLES 3P


Reservas de Hidrocarburos

Reservas 1P al 1 de enero de 2018(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

Histórico de reservas 1P(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

2018 8.5

2017 9.0

2016 9.2

2015 10.9

2014 10.4

2013 10.4

2012 10.2

2011 10.2

Reservas 1P por distribución geográfica

5,945

2,539

- 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

Marino

Terrestre

Tasa de restitución 1P(%)

85.867.8 67.4

2.832.4

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

-132.5

101.1 104.3

Tamaulipas184.6

Varios183.2

Puebla138.1

Varios134.8

TOTAL8,484

Varios = Incluye a Tamaulipas y Veracruz en Marion y a Chiapas, Nuevo León, Campeche, SLP y Coahuila en terrestre.


Recursos de Petróleo Crudo

Categorización de Recursos de Petróleo Crudo a nivel nacional

Recursos PetrolerosPetróleo Crudo

• 18.1% es el Factor de Recuperación Nacional al 1 de enero de2018.

• 8.1% del Volumen Original in-situ corresponde a las reservas 3P.

• Dentro del 74.1% del volumen original descubierto no comercialestá contabilizado el recurso contingente de México.

Relación Reserva/ExtracciónExtracción en 2017 = 758.9 MMb

• Reservas 1P: 10 años.



Nota: El cálculo de la Extracción acumulada al 1 de enero de 2018 (PA_2018)se realizó de la siguiente manera:

PA_2018 = PA_2017 + Extracción en 2017.

74.1%

17.9%

2.7%2.4%

2.9%

Volumen original descubierto no comercial(mmb)

Producción Acumulada

Reservas Probadas

Reservas Probables

Reservas Posibles

Volumen Original in-situ

244,916 MMb

Fuente: DGEEH con información de CNH: Reservas 2012-2018 y Relación reservas Extracción.


Recursos Prospectivos

• Los Recursos Prospectivos Totales actualizados a enero de 2017 no presentaron variación respecto a su publicaciónprevia en 2014 (112.8 MMMbpce).

Cambios principales• Recursos Prospectivos No Convencionales. En 2014, los recursos asociados a la provincia Burro-Picachos formaban

parte de los reportados en la provincia Sabinas, en tanto que en 2017 están considerados en la categoría “Otros”.• Recursos Prospectivos Convencionales. Las provincias Cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo disminuyeron

5.5 y 6.0 MMMbpce en términos reales, respectivamente, comparando las cifras de 2017 contra 2014.

3.0 2.4

16.8

11.3

27.1

21.1

0.4 0.02.4 1.7 1.4 1.6 1.5

14.510.8

10.5

0.0

0.0

0.0

0.0

14.0

10.1

34.834.9

0.6 0.6 0.0

4.2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017

Burgos Cuencas delSureste

Golfo de MéxicoProfundo

Sabinas Tampico-Misantla Veracruz Otros

Convencional No convencional

Fuente: 2017.- DGEEH con información de la CNH. Bases de Datos de plays convencionales y no convencionales 31 de diciembre de 2015, y, BDOETotal 2016, actualizada al 23 de enero de 2017. 2014.- Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2014 Pemex.

Datos actualizados a enero 2017Recursos Prospectivos Convencionales = 52.6

MMMbpce

Burgos5% Cuencas del

Sureste21%

Golfo de México Profundo

40%Tampico-Misantla

3%

Veracruz3%

Otros28%

Recursos Prospectivos No Convencionales = 60.2

MMMbpce

Burgos17%

Sabinas17%

Tampico-Misantla58%

Veracruz1%

Otros7%

Recursos Totales= 112.8 MMMbpce

Convencionales47%

No Convencionales

53%


Reservas mundiales 1P

Reservas 1P de petróleo crudo, al 1 de enero de 2018

Posición País MMMb %

1 Venezuela 302,250 18.30

2 Arabia Saudita* 266,208 16.12

3 Canadá 170,540 10.32

4 Irán 157,200 9.52

5 Iraq 148,766 9.01

6 Kuwait* 101,500 6.14

7 Emiratos Árabes Unidos 97,800 5.92

8 Rusia 80,000 4.84

9 Libia 48,363 2.93

10 Nigeria 37,453 2.27

11 Estados Unidos 35,427 2.14

12 Kazajistán 30,000 1.82

13 China 25,627 1.55

14 Qatar 25,244 1.53

15 Brasil 12,634 0.76

20 México 6,464 0.39

Total 1,651,850 100.00

MMMb

302

6

0

50

100

150

200

250

300

350

Ven

ezu

ela

Ara

bia

Sau

dit

a*

Can

adá

Irán

Iraq

Ku

wai

t*

Emir

ato

s Á

rab

es…

Ru

sia

Lib

ia

Nig

eria

Esta

do

s U

nid

os

Kaz

ajis

tán

Ch

ina

Qat

ar

Bra

sil

Méx

ico

Reservas 1P de gas natural, al 1 de enero de 2018

Lugar País MMMMpc %

1 Rusia 1,688.23 24.27

2 Irán 1,190.83 17.12

3 Qatar 850.10 12.22

4 Estados Unidos 310.81 4.47

5 Arabia Saudita 304.38 4.38

6 Turkmenistán 265.00 3.81

7 Emiratos Árabes Unidos 215.10 3.09

8 Venezuela 202.69 2.91

9 Nigeria 193.35 2.78

10 China 192.11 2.76

11 Argelia 159.05 2.29

12 Iraq 134.90 1.94

13 Indonesia 101.22 1.46

14 Mozambique 100.00 1.44

15 Kazajistán 85.00 1.22

39 Mexico 10.02 0.14

Total 6,955.04 100

MMMMpc

1,688

100

200400600800

1,0001,2001,4001,6001,800

Ru

sia

Irán

Qat

ar

Esta

do

s U

nid

os

Ara

bia

Sau

dit

a

Turk

me

nis

tán

Emir

ato

s Á

rab

es…

Ven

ezu

ela

Nig

eria

Ch

ina

Arg

elia

Iraq

Ind

on

esia

Mo

zam

biq

ue

Kaz

ajis

tán

Mex

ico

Fuente: OGJ Worldwide Production Reports, Dec. 4, 2017, Resevas probadas de petróleo crudo y gas natural de México, CNH abril de 2018.


Reservas de HidrocarburosIncorporación de reservas y Extracción nueva

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

0

500

1,000

1,500

2,000

20

17

20

15

20

13

20

11

20

09

20

07

20

05

20

03

20

01

19

99

19

97

19

95

19

93

19

91

19

89

Descubrimientos 1P Producción

0

500

1,000

1,500

2,000

20

17

20

15

20

13

20

11

20

09

20

07

20

05

20

03

20

01

19

99

19

97

19

95

19

93

19

91

19

89

Descubrimientos 3P Producción

Extracción de crudo y gas por décadas Mbd MMpcd

0

1,000

2,000

3,000

1980 1990 2000 2010

80´s

90´s00´s

10´s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

4,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1980 1990 2000 2010

80´s

90´s

00´s10´s

Reservas 3P(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

19

70

19

72

19

74

19

76

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16 -

20,000

40,000

60,000

80,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1980 1990 2000 2010

80´s

90´s

00´s10´s

Reservas al 31 de diciembre de cada año Fuente: CNH periodo 2014-2017 y Pemex Exploración y Extracción 1988-2013.


Información de Pozos


Exploración y Extracción

• En julio de 2018 había 8,047pozos productores operando, 19.44% menos respecto al pico observado en enero de 2013 (9,989 pozos).

• Los Privados comenzaron operaciones a partir de mayo de 2016. En julio de 2018 destaca Deustche Erdoel México con 66 pozos productores operando parapetróleo y gas asociado y Servicios Múltiples de Burgos con 3000 para gas no asociado.

• Petróleos Mexicanos migró las Asignaciones de los campos Ek y Balam a un Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CEE) en mayo de 2017con la operación de 20 pozos; al migrar las Asignaciones de los campos Santuario y El Golpe en diciembre de 2017, esa cifra alcanzó los 61 pozos productoresoperando bajo el esquema de CEE.

• De los 8,047 pozos productores operando en junio de 2018, el 87.34% está en Asignaciones, el 6.51% en CEE derivados de Rondas de Licitación y el 6.15% enCEE resultado de una migración.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

en

e-0

5

jul-

05

en

e-0

6

jul-

06

en

e-0

7

jul-

07

en

e-0

8

jul-

08

en

e-0

9

jul-

09

en

e-1

0

jul-

10

en

e-1

1

jul-

11

en

e-1

2

jul-

12

en

e-1

3

jul-

13

en

e-1

4

jul-

14

en

e-1

5

jul-

15

en

e-1

6

jul-

16

en

e-1

7

jul-

17

en

e-1

8

jul-

18

Nú

me

ro d

e P

ozo

s

Pozos Productores Operando(Incluyendo Privados)

Gas No Asociado Petróleo y Gas

8047

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

en

e-1

6

mar

-16

may

-16

jul-

16

sep

-16

no

v-1

6

en

e-1

7

mar

-17

may

-17

jul-

17

sep

-17

no

v-1

7

en

e-1

8

mar

-18

may

-18

jul-

18

Nú

me

ro d

e P

ozo

s

Pozos Productores Operando(Incluyendo Privados)

Asignaciones

Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2005.Nota: Puede existir duplicidad en el conteo de pozos productores operando en los meses que entraron en vigor los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.


Exploración y Extracción

• En septiembre de 2009, se observó el mayor número de equipos deperforación operando para la extracción y exploración de hidrocarburos(184), que al compararse con los 37 en julio de 2018, representa unareducción del 80% %.

• De los 37 equipos de perforación empleados en julio de 2018, 38.04% sedestinaron para la extracción terrestre, 24.46% para la extracción marina,19.02% para la exploración marina y 18.48% para la exploración terrestre.

• Se tiene registro de que los Privados han empleado equipos deperforación a partir del último trimestre de 2016, con un máximo de 4 enjunio y julio de 2017, en tanto que en julio de 2018 sólo utilizaron 2 (5%del total nacional).

• Las diferencias más significativas entre las actividades de perforación yterminación de pozos se observaron en noviembre de 2009 cuando seperforaron 74 pozos más de los que se terminaron, situación que sepresentó a la inversa en agosto de 2010.

• Los 14 pozos perforados y 17 pozos terminados en julio de 2018,representan el 9% y 12% de los picos observados en diciembre de 2009(153) y agosto de 2009 (142), respectivamente.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

ene-

02

jul-

02

ene-

03

jul-

03

ene-

04

jul-

04

ene-

05

jul-

05

ene-

06

jul-

06

ene-

07

jul-

07

ene-

08

jul-

08

ene-

09

jul-

09

ene-

10

jul-

10

ene-

11

jul-

11

ene-

12

jul-

12

ene-

13

jul-

13

ene-

14

jul-

14

ene-

15

jul-

15

ene-

16

jul-

16

ene-

17

jul-

17

ene-

18

jul-

18

Nú

me

ro d

e Eq

uip

os

Equipos de Perforación (incluye Privados)

Exploración Terrestre Exploración Marina Desarrrollo Marino Desarrollo Terrestre

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

jul-

02

jul-

03

jul-

04

jul-

05

jul-

06

jul-

07

jul-

08

jul-

09

jul-

10

jul-

11

jul-

12

jul-

13

jul-

14

jul-

15

jul-

16

jul-

17

jul-

18

Nú

me

ro d

e P

ozo

s

Pozos perforados y terminados(incluye Privados)

Pozos Terminados Pozos Perforados

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

ene-

16

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-16

oct

-16

no

v-1

6d

ic-1

6en

e-1

7fe

b-1

7m

ar-1

7ab

r-1

7m

ay-1

7ju

n-1

7ju

l-1

7ag

o-1

7se

p-1

7o

ct-1

7n

ov-

17

dic

-17

ene-

18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

jun

-18

jul-

18

Nú

me

ro d

e E

qu

ipo

s

Equipos de Perforación en México(incluye Privados)

Exploración Terrestre Exploración Marina Desarrrollo Marino Desarrollo Terrestre

Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2002.


Rondas


Rondas

Indicadores de las áreas adjudicadas

• Adjudicación de 107 áreas contractuales (67% del total ofertado de la Ronda 1 licitaciones 1, 2, 3 y 4,Ronda 2 licitaciones 1, 2 , 3 y 4, Ronda 3 licitación 1 y 3 Farmout con Pemex).

• Las áreas adjudicadas se integran por 38 áreas (70%) de la Ronda 1 , 50 áreas (74%) de la Ronda 2, 16áreas (46%) de la Ronda 3.1 y 3 (3%) de Farmouts.

• Del total de áreas adjudicadas 48 (53%) son terrestres y 43 (47%) son marinas de las cuales 31 están enaguas someras y 28 en aguas profundas.

Áreas licitadas Áreas % del total Producción Primera (número) Contractuales licitado máxima producción (año)

(número) (mbpced)

TOTAL 160 107 67 * 2016

Total Ronda 1 54 38 70 * 2016

Ronda 1.1 14 2 14 69 2019

Ronda 1.2 5 3 60 90 2018

Ronda 1.3 25 25 100 90 2016

Ronda 1.4 10 8 80 776 2027

Total Ronda 2 68 50 74 * 2020

Ronda 2.1 15 10 67 186 2020

Ronda 2.2 10 7 70 69 2023

Ronda 2.3 14 14 100 102 2020

Ronda 2.4 29 19 66 2,169 2033

Total Ronda 3 35 16 46 * 2025

Ronda 3.1 35 16 46 264 2025

Asociaciones 3 3 100 * 2017

Trión (AP) 1 1 100 118 2023

Cárdenas-Mora 1 1 100 14 2017

Ogarrio 1 1 100 16 2017

Migraciones - 4 - * 2018

Santuario-El Golpe (con socio) - 1 - 7** 2018

Misión (con socio) - 1 - 10 ** 2018

Ébano (con socio) - 1 - 7** 2018

Ek-Balam (sin socio) - 1 - 35 ** 2018

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1* La extracción máxima en diferentes años por lo que no es acumulativa.

R1 38,35%

R2 50,47%

3, 3%

R3.1 16, 15%

Ronda 1 Ronda 2 Farmout Ronda3.1

Áreas contractuales107 áreas adjudicadas

31(29%)

28(26%)

48(45%)

Aguas someras Aguas profundas Terrestres

Distribución: Áreas adjudicadas


Rondas


• La inversión total es de 167,355 mil millones de dólares durante el periodo de vida de los proyectos, 19 veces la inversión de PEP en 2018.

• La participación total en las utilidades y en los ingresos para el Estado promedian el 74%.

Inversiones Participación o Participación totales % del regalía total utilidades e CAPEX total adicional ingresos para el

(mmusd) Estado (%) Edo. (%)

TOTAL 167,355 100.0 38 74

Total Ronda 1 41,431 25 50 70Ronda 1.1 2,708 63 79

Ronda 1.2 3,248 76 85Ronda 1.3 1,122 47 55

Ronda 1.4 34,353 14 60

Total Ronda 2 103,036 61 33 73Ronda 2.1 8,193 57 77Ronda 2.2 1,100 24 75

Ronda 2.3 949 35 75Ronda 2.4 92,794 16 65

Total Ronda 3 8,626 5 46 72Ronda 3.1 8,626 46 72

Asociaciones 7,796 5 10 80Trión (AP) 7,574 4 72Cárdenas-Mora 127 13 79Ogarrio 95 13 89

MigracionesSantuario-El Golpe (con socio)

6,466403

4 5365

Misión (con socio)Ébano (con socio)

284263

3541

Ek-Balam (sin socio) 5,516 70

Ronda 125%

Migraciones4%

Asociación (Farmout)

5%

Ronda261%

Ronda 3.15%

Inversiones totales: 167,355 MMMUSD

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1 , 2 y 3.1


Rondas


• Se tiene un total de 70 empresas operadoras en las áreas adjudicadas.

• Inició la primera asociación de Petróleos Mexicanos en el bloque Trión en aguas profundas del Golfo de México.

• Se tienen cuatro migraciones, tres con socio (Santuario-El Golpe, Misión, Ébano) y uno sin socio (Ek-Balam).

• El objetivo es acceder a tecnología de última generación y compartir riesgos.

Tipo de contrato Trabajos Petroleros Empresas (núm.)

Total 70

Total Ronda 1 30

Ronda 1.1 Producción compartida Exploración aguas someras 1

Ronda 1.2 Producción compartida Extracción aguas someras 3

Ronda 1.3 Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 18

Ronda 1.4 Licencia de E y E E y E en aguas profundas 8

Total Ronda 2 21

Ronda 2.1 Producción compartida Extracción en aguas someras 4



Ronda 2.4 Licencia de E y E E y E en aguas profundas 11

Total Ronda 3 9

Ronda 3.1 Producción compartida Extracción en aguas someras 9

Asociaciones 6

Trión (AP) Licencia de E y E E y E en aguas profundas 2

Cárdenas-Mora Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 2

Ogarrio Licencia de Extracción Extracción campos terrestres 2

Migraciones 4

Santuario- El Golpe (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1

Misión (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1

Ébano (con socio) Producción compartida E y E terrestre 1

Ek-Balam (sin socio) Producción compartida E y E en aguas someras 1

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1


Plan Quinquenal de Licitaciones

• Aún están disponibles para licitar el 13% de Reservas 2P y el 48% de los Recursos Prospectivos.

PEMEX13,499

80%

Adjudicado (R1, R2,R3.1 y Contratos)

1,1507%

Por Licitar2,120,13%

Estado3,27020%

Reservas 2P 16,769 (MMbpce)

PEMEX Contratos Por Licitar

PEMEX, 22,166,

19%

Adjudicado(R1, R2, R3.1 y

Farmouts)8,903

8%

Por Licitar53,815

48%Estado90,667 81%

Recurso Prospectivo Nacional112,833 (MMbpce)

Por evaluar 27,949 25%

Fuente: CNH y SENER Considera datos al 1 de enero de 2017 para reservas 2P y Recurso Prospectivo Nacional


Prospectiva de Petróleo crudo y gas natural



Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)

Concepto

Asignaciones

Migración sin Socio

FarmOut

CIEP

Exploración

Ronda de licitaciones

Total Extracción máxima

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1,895 1,807 1,786 1,590 1,376 1,232 1,177 1,096 1,084 1,138 1,141 1,137 1,111 1,082 1,006

38 35 58 79 93 99 98 86 79 72 65 63 64 66 65

0 67 59 63 62 71 124 73 85 92 98 103 101 97 90

31 36 45 52 59 65 67 66 71 76 82 100 118 134 152

0 7 55 218 473 628 680 692 664 593 547 530 526 541 569

0

1,964

37

1,988

57

2,059

108

2,111

193

2,257

334

2,429

422

2,569

665

2,678

739

2,723

802

2,772

895

2,827

972

2,905

1,112

3,032

1,246

3,166

1,370

3,252

Concepto

Asignaciones


FarmOut

CIEP

Exploración

Rondas de Licitación

Total Extracción mínima

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

1,895 1,807 1,599 1,335 1,172 1,032 920 855 827 820 785 756 735 753 768

38 35 51 64 69 69 65 61 56 51 46 42 37 32 28

0 67 57 58 57 60 55 50 43 39 43 56 68 77 85

31 36 43 46 48 51 52 54 60 62 65 71 74 71 72

0 7 25 69 111 193 298 389 378 331 285 243 206 177 168

0

1,964

32

1,983

53

1,827

98

1,670

158

1,615

258

1,663

326

1,716

454

1,863

471

1,834

478

1,781

514

1,737

532

1,699

614

1,734

670

1,780

659

1,780Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017

Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:

• Se elaboró la Prospectiva con base en laPlataforma de Extracción 2018-2023.

• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 2.6 millones de barriles diariosde petróleo crudo.

• En 2018 se estima que el 2% de la extraccióntotal de petróleo crudo sea de nuevosparticipantes.

• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de petróleo crudo de 3 MMbd.

Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)

1,964 1,988 2,059 2,111 2,2572,429 2,569 2,678 2,723 2,772 2,827 2,905 3,032 3,166 3,252

1,9831,827

1,670 1,615 1,663 1,716 1,863 1,834 1,781 1,737 1,699 1,734 1,780 1,780

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Escenario Máximo Escenario Mínimo



Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)

Concepto

Asignaciones


FarmOut

CIEP

Exploración

Ronda de licitaciones

Total Extracción máxima

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

3,931 2,987 3,312 2,819 2,642 2,059 1,832 1,988 2,047 1,942 2,093 2,003 1,883 2,072 1,928

6 7 14 21 25 27 27 22 20 19 16 17 14 16 13

0 416 361 355 347 374 374 202 169 160 114 134 87 113 68

303 320 266 326 451 486 395 270 221 209 167 178 179 166 198

0 6 75 345 787 1,025 1,192 1,299 1,304 1,237 1,086 1,126 1,146 1,076 1,061

0

4,240

292

4,030

394

4,423

394

4,259

444

4,696

518

4,489

716

4,536

944

4,725

1,311

5,071

1,455

5,022

1,682

5,158

2,005

5,463

2,262

5,570

2,688

6,130

2,976

6,244

Concepto

Asignaciones


FarmOut

CIEP

Exploración

Rondas de Licitación

Total Extracción mínima

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

3,931 3,028 2,379 1,905 1,617 1,401 1,170 1,206 1,247 1,164 1,269 1,140 1,335 1,220 1,826

6 7 13 17 19 20 19 20 20 19 18 18 16 17 10

0 394 340 338 337 322 275 261 220 206 170 173 132 164 88

303 303 206 210 302 364 399 442 385 359 267 291 240 257 165

0 6 22 88 170 393 669 1,004 1,146 1,069 982 1,017 741 945 430

0

4,240

264

4,001

341

3,300

294

2,852

311

2,757

353

2,852

508

3,040

643

3,576

760

3,778

784

3,601

816

3,523

975

3,613

1,235

3,699

1,460

4,064

1,526

4,045

Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017

Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:

• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 4.9 miles de millones de piescúbicos diarios de gas natural.

• En 2018 se estima que el 7% de la extraccióntotal de gas natural sea de nuevosparticipantes.

• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de gas natural de 5.5 MMMpcd.

Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)

4,240 4,0304,423 4,259

4,696 4,489 4,536 4,7255,071 5,022 5,158 5,463 5,570

6,130 6,244

4,0013,300

2,852 2,757 2,852 3,0403,576 3,778 3,601 3,523 3,613 3,699

4,064 4,045

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Escenario máximo Escenario mínimo


Anexos


Anexos

Características de Crudos Seleccionados (API, % Azufre)

Clasificación °API Origen Nombre °API Azufre, % peso

Pesado 10-22.3 Canadá (Alberta) Cold Lake 13.2 4.11

México Talam3 16 2.8

México Altamira3 15-16.5 5.5-6.0

Venezuela Bachaquero 16.8 2.4

Mar del Norte (Noruega) Emerald 22 0.75

México Maya 3 21-22 3.4-3.8

Mediano 22.3-31.1 Arabia Saudita Arab heavy (Safiniya) 27.4 2.8

Estados Unidos (Alaska) Alaskan North Slope 1 27.5 1.11

Arab mediumArabia Saudita (Zuluf/Marjan) 28.8 2.49

Irán Iranian heavy 2 30.9 1.73Golfo Persico Dubai 31 2.04

Ligero 31.1 - 39 Venezuela Tia Juana ligero 31.8 1.16Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos) Zakum (Upper) 33.1 2

México Itsmo 3 32-33 1.8

Arabia Saudita Arab light 2 33.4 1.77

Nigeria Bonny light 2 33.9 0.14

Estados Unidos (Texas) West Texas Sour 1 34.1 1.64

Louisiana Light Sweet 1Estados Unidos (Louisiana) (LLS) 36.1 0.45

Mar del Norte Brent Dated 38.3 0.4

Venezuela Anaco Wax 40.5 0.24

Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos) Burban 40.5 0.78

West Texas Intermiediate1Estados Unidos (Texas) 40.8 0.34

Argelia Saharan 2 45.5 0.05

Dubai (Emiratos Árabes Unidos) Margham ligero 50.3 0.04

• El crudo mexicano se clasifica en trestipos: Maya, Istmo y Olmeca. Estavariedad conforman lo que se conocecomo mezcla mexicana.

• El crudo pesado corresponde al tipoMaya con densidad de 22 grados API(American Petroleum Institute) y 3.3por ciento de contenido de azufre.

• El petróleo tipo Istmo es crudo ligerocon 33.6 grados API, y contenido deazufre de 1.3 por ciento.

• En el mercado el crudo tipo Olmeca essuperligero al tener una densidad de39.3 grados API y un contenido deazufre de 1.3 por ciento.

1 Crudos marcadores del Continente Americano.2 Crudos Canasta de Referencia OPEP.3 Crudos mexicanos, PMI Comercio Internacional.Fuente: Healthcare Performance Improvement consultants.


Anexos

Medida Equivalencia

1 barril

1 barril

1 galón

1 litro

1 metro cúbico

1 metro cúbico

1 pie cúbico

1 tonelada métrica

1 tonelada métrica

1 libra

1BTU

1 kilocaloría

1 barril de crudo

1 barril de combustóleo

1 metro cúbico de gas natural

Volumen

158.987304

42

3.7854

0.26417

6.28981041

35.31467

0.0283168

Peso

0.98421

2 204.6

0.45359

Calor

0.252

3.968254

Equivalencias calóricas

5000

6783

8460

litros

galones

litros

galones

barriles

pies cúbicos

metros cúbicos

toneladas largas

libras

kilogramos

kilocalorías

BTU

pies cúbicos de gas natural

pies cúbicos de gas natural

kilocalorías

Factores de conversión utilizados en la industria petrolera

presentación de powerpoint · maya; y el 2% al altamira, enviado exclusivamente a los. ee.uu. •...

Documents