Desarrollo de Reservas y Volumenes Remanentes de

0

Portada

Ing. José R. Serrano Lozano

Presidente del CIPM

Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. Foro: “Retos y Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana”

México, D.F. a 5 de Noviembre de 2013

1

Introducción

Es un privilegio poder participar en este importante Foro de Retos y

Desafíos de la Industria Petrolera Mexicana en un tema tan trascendente de

Reservas y Volúmenes Remanentes de Hidrocarburos en México, a más de 30

años de laborar en esta gran industria.

Esta presentación contiene información confidencial de PEMEX Exploración

y Producción cuya interpretación es total responsabilidad de un servidor y

cuyo único propósito es compartir mi opinión con este especializado

auditorio respecto de algunas sugerencias de como aprovechar el enorme

recurso potencial de hidrocarburos con que cuenta nuestro país.

2

1

2

3

4

5

6

Contenido

3

Objetivo

4

Objetivo

Externar una opinión técnica sobre el potencial

remanente de reservas y volúmenes de

hidrocarburos descubiertos con que cuenta

nuestro país y analizar algunas alternativas para

capitalizar ese potencial que contribuya al

desarrollo de México para bien de la sociedad.

5

Antecedentes

6

Principales Yacimientos del Mundo

País Descubierto

Volumen

original

(MMMbls)

Arabia Saudita 1948 170

Kuwait 1938 101

Arabia Saudita 1951 90

Kazajistán 1979 120

Iraq 1953 110

Irán 1958

China 1959

Ghawar

Greater Burgan

Safaniyah

Tengiz

Rumaila

Ahwaz

Daqing

Campo

39

57

1976 35 México Cantarell

1981 18 México Ku Maloob Zaap

7

Principales Yacimientos del Mundo

Arabia Saudita 1980 5,588

Arabia Saudita 1998 2,128

Iraq 1979 1,493

1980 3,435

Kuwait 1972 2,415

Irán 1977 1,082

Abu Dhabi 1998 795

Azerbaiyán 2007 658

Safaniyah

Rumaila

Greater Burgan

Samotlor

Zakum

Azeri-Chirag

Ahwaz

Ghawar

Rusia

*Fuente: EIA 2008

País Año

Producción

máxima anual (Mbd) Campo

FR

(%)

48

40

20

40

59

26

35

50

México 2003 2,054 Cantarell

México 2011 834 Ku-Maloob-Zaap

41

20

8

Metodología Empleada

9

Metodología Empleada

● Partiendo del hecho de que Pemex cuenta con un inventario de reservas,

cuya determinación está sustentada con todos los elementos técnicos y

económicos establecidos por los procedimientos y lineamientos para

certificación de reservas, se consideraron estos valores como los volúmenes

que pueden ser extraídos mediante diversas tecnologías.

● De la misma manera se estimaron los tiempos y costos promedio para la

perforación de un pozo tipo en cada proyecto, y los tiempos requeridos

para mover los equipos de una localización/conductor a otro.

● Con base en los elementos anteriores y considerando que cada categoría de

reserva tiene diferentes niveles de certidumbre (probada desarrollada

(PD), probada no desarrollada (PND), probable (P2) y posible (P3)), se

estableció para cada una de ellas y en cada proyecto, el número de pozos

necesarios para extraerlas y con base en esto, el número de equipos de

perforación requeridos.

11

Desarrollo de Reservas Remanentes

12

Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos

Volumen de Hidrocarburos y Reservas Remanentes

Volumen Original

en Yacimiento

Producción

Acumulada

Reservas 3P

Remanentes

Volumen

Remanente

in situ

Factor Rec. (3P) 15.4% (con ATG)

(1P) 25.3% (sin ATG) MMMBPCE

13

Producción Acumulada y Reservas de Hidrocarburos

Sureste 45.4

Tampico-Misantla

6.5

Burgos, 2.3 (4.2%)

Veracruz0.7 (1.3%)

Sabinas 0.1 (0.2%)

Producción Acumulada por Cuenca

55 MMMBPCE

Probada 13.9

Probable 12.3

Posible 18.3

Reservas Remanentes

44.5 MMMBPCE

(41%) (31%)

(28%)

(82.5%)

(11.8%)

14

Reservas de hidrocarburos 3P

5,688

19,014

7,338

6,164

3,189

3,137

12,490

Reservas preliminares al 1º de enero de 2013

Reservas 3P = probada + probable + posible

Región Reserva

3P (MMbpce)

Relación

Reserva 3P /

Producción (años)

Norte 19,014 93

Marina

Noreste 12,490 24

Marina

Suroeste 7,338 24

Sur 5,688 18

Total 44,530 33

Suroeste

Norte

Sur

Total PEP

44,530

(43%)

(16%)

(28%)

(13%)

Noreste

15


14.3 2.7

2.6 2.3

2.1 1.7

1.5 1.2

1.1 1.1 0.8

0.8 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.6 0.5 0.5 37.2

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

(26%)

(5%)

(5%)

(4%)

(4%)

(3%)

(3%) (2%)

(2%) (2%)

(1%) (1%)

(1%) (1%) (1%)

(1%) (1%) (1%) (1%) (1%)

(68%)

41 45

41

60

40

29 31

57

45 42

32 31

14 9

35 34 37

21

31

24

0

20

40

60

80

Producción Acumulada: 55 MMMBPCE

Total de Campos Descubiertos: 757

Fac

tor

de R

ecu

pe

rac

ión

(%

) M

MM

BP

CE

• 737 Campos 17.8 MMMBPCE (32%)


Fuente: PEMEX Exploración y Producción

16


Reserva Remanente: 44.5 MMMBPCE

Total de Campos Descubiertos: 757

16.8

4.2 2.2

1.2 1.1 0.9 0.9 0.9 0.6

0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 33.8

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

(38%)

(9.5%)

(4.9%) (2.6%)

(2.5%) (2.1%)

(2.0%) (1.9%) (1.4%) (1.3%) (1.3%) (1.3%) (1.1%) (1.0%) (0.9%) (0.9%) (0.8%) (0.7%) (0.7%) (0.7%) (0.7%)

(76%)

0.3

41.3

9.3

0.1

13.4

45.0

- -

30.8

-

34.9

28.9

- -

6.1

-

11.5

5.2 - 1.6 2.7

0

20

40

60

Fac

tor

de R

ecu

pe

rac

ión

(%

) M

MM

BP

CE




17

Perfil de Producción de aceite para Reserva PD

Otros

Crudo Ligero Marino

KMZ

Cantarell

A.J. Bermúdez

Años

ATG

Ku Maloob Zaap

Cantarell

Ek-Balam

Crudo Ligero marino

Chuc

Otros RMSO

Bellota-Chinchorro

A.J. Bermudez

Otros R. Sur

Otros R. Norte

ATG Bellota-Chinchorro


Este perfil considera la intensificación de actividades de mantenimiento de pozos y

optimización de los sistemas artificiales.

18

Perfil de Producción de aceite para Reserva PND

KMZ

ATG

A.J. Bermúdez

Otros

Extra pesado

Crudo Ligero Marino

ATG

Ku Maloob Zaap

Cantarell Ek-Balam

Ligero marino

Extrapesados

Chuc

Tsimin-Xux

Otros RMSO

Bellota-Chinchorro

A.J. Bermudez

Otros R. Sur

Otros R. Norte

Chuc


19

Perfil de Producción de aceite para Reserva Probable

KMZ

ATG

Cantarell

Bellota Chinchorro

Otros

Crudo Ligero Marino

ATG

Ku Maloob Zaap

Cantarell

Ek-Balam

Ligero marino

Extrapesados

Chuc

Tsimin-Xux

Otros RMSO

Bellota-Chinchorro

A.J. Bermudez Otros R. Sur

Otros R. Norte

Ek-Balam


Para la reserva probable y posible es fundamental haber concretado y capitalizado prácticas y

aplicaciones tecnológicas para el desarrollo de yacimientos de alta complejidad geológica y

consolidado procesos de recuperación secundaria y mejorada.

20

Perfil de Producción de aceite para Reserva Posible

KMZ

ATG

Cantarell Extra pesado

Crudo Ligero

Marino

Otros

ATG

Ku Maloob Zaap

Cantarell

Ligero marino

Extrapesados

Chuc Tsimin-Xux

Otros RMSO Bellota-Chinchorro

A.J. Bermudez

Poza Rica

Otros R. Sur Tsimin-Xux


21


Escenario Superior Aceite 2014-2025

Cartera Oficial

Ku-Maloob-Zaap

Cantarell

ATG

Chuc

Yaxché

Antonio J. Bermúdez CLM

Bellota-Chinc. Ogarrio-Sanchéz M. Delta del Grijalva

Área perdido

Uchukil

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

(MBD)


22


Escenario Superior Aceite 2014-2025

Cartera Oficial (MMB)

Proyectos de Explotación

(10,150)

Proyectos de Exploración

(3,243)

2,769

1,268

1,065 578

502

501

427

365

330

321

2,023

Ku-Maloob-Zaap Cantarell

ATG Chuc

Ayatsil-Tekel-Pit Yaxché

Tsimin-Xux Antonio J. Bermúdez

Ek-Balam CLM

Otros Proy. Explotación

27%

12%

11% 6% 5%

5%

4%

4%

3%

3%

20%

1,138

594 224

391

298

202

204

191

Aceite y Gas en Lutitas Campeche Oriente

Área perdido Comalcalco

Chalabil Cuichapa

Uchukil Otros Proy. Exploración

35%

19% 7%

12%

9%

6%

6%

6%


23


Exploración

aguas profundas

Posible

PD (Base)

Probable

PND

PD (Base) PND Probable Posible

Escenario esperado

Mejora en

desempeño

Exploración

aguas someras

Exploración terrestres

Producción de aceite total por tipo de reserva

(perfil esperado + mejora en desempeño + exploratorios)

EA

EB

24


Escenario Base Gas 2014-2025

Cartera Oficial

(MMPCD)

Burgos

ATG

Tsimin-Xux Chuc

Cantarell

CLM Lakach

Cactus-Sitio Grande Antonio J. Bermúdez

Veracruz

Holok

Chalabil

Otros Proy. Exploración

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


25


Escenario Base Gas 2014-2025

Cartera Oficial (MMMPC) Proyectos de Explotación

(19,704)

Proyectos de Exploración

(6,932)

3,123

2,283

2,560

1,161 987 965

908

845

792

658

5,422

Burgos ATG

Tsimin-Xux Chuc

Cantarell Ku-Maloob-Zaap

CLM Lakach

Cactus-Sitio Grande Antonio J. Bermúdez

Otros Proy. Explotación

16%

12%

13%

6% 5% 5%

5%

4%

4%

3%

27%

2,139

794

615 804

728

164

1,689

Aceite y Gas en Lutitas Comalcalco

Holok Camargo

Chalabil Área perdido

Otros Proy. Exploración

31%

11%

9% 12%

11%

2%

24%


26


Exploración

Posible

PD (Base)

Probable

PND

Incremental por

escenario superior

Producción de gas total por tipo de reserva

(perfil esperado + superior + exploratorios)

Años

Exploración (Recurso prospectivo) PD (Base) PND Probable Posible

Escenario esperado

Mejora en desempeño

EA

EB

27

Esquemas de Ejecución

28

Esquemas de ejecución

Proyecto Campo Alcance Propuesta de

ejecución

Cantarell

Akal

Pruebas piloto de EOR

Recuperación mejorada,

Perforación de pozos de relleno en zonas dulces,

pozos monitores y de investigación (Sor)

Alianza estratégica en

la etapa de

masificación

Capacidades Internas

Chac Recuperación Mejorada Capacidades Internas

Kutz Recuperación Secundaria Capacidades Internas

Ixtoc Perforación adicional Capacidades Internas

Nohoch Recuperación Mejorada Capacidades Internas

Sihil Pozos adicionales (relleno) Capacidades Internas

Ek-Balam Ek-Balam Perforación horizontal, control de arenas;

mantenimiento de presión Capacidades Internas

Ku-

Maloob-

Zaap

Ku, Maloob y Zaap Perforación adicional y Recuperación Mejorada. Capacidades Internas

Bacab - Lum Perforación adicional Capacidades Internas

Ayatsil-Tekel-Pit Acelerar el desarrollo, aseguramiento de flujo Capacidades Internas

Crudos extrapesados Acelerar el desarrollo, aseguramiento de flujo Alianza estratégica

Región Marina Noreste

Opinión personal

29

Proyecto Campo Alcance Propuesta de ejecución

Integral Campo

Caan

Abkatun Inyección de gas Capacidades Internas

Caan Perforación horizontal Capacidades Internas

Taratunich Inyección de gas ,sistema artificial (BN) Capacidades Internas

Integral Crudo

Ligero Marino

Bolontiku Inyección de agua, perforación horizontal Capacidades Internas

May Inyección de gas , sistema artificial (BN) Capacidades Internas

Integral Chuc

Chuc Inyección de gas, perforación horizontal,

sistema artificial (BN) Capacidades Internas

Batab Inyección de gas, sistema artificial (BN) Capacidades Internas

Ixtal - Manik Ixtal Inyección de gas Capacidades Internas

Alak-Kach Alak, Kach Sistema artificial (BEC) Capacidades Internas

Lakach Lakach Desarrollar proyecto de gas en Aguas

Profundas Capacidades Internas


Región Marina Suroeste

Opinión personal

30


Proyecto Campo(s) Alcance Propuesta de ejecución

Ogarrio-Sánchez

Magallanes

Rabasa-Brillante,

Ogarrio y Blasillo

Inyección de agua (Recuperación

secundaria) Capacidades Internas

San Ramón Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas

Cactus-Sitio Grande

Juspí Inyección de gas (Recuperación


Cactus Inyección de CO2 (Recuperación


Bellota-Chinchorro

Cárdenas Inyección de aire (Recuperación mejorada) Capacidades Internas

Mora Inyección de gas (Mantenimiento de

presión) Capacidades Internas

Jujo-Tecominoacán Jujo-Tecominoacán

Inyección de N2 (Mantenimiento de

Presión)

Monitoreo y redistribución de pozos


Región Sur

Opinión personal

31


Proyecto Campo(s) Alcance Propuesta de ejecución

El Golpe-Puerto

ceiba

Bricol Inyección de gas Capacidades Internas

Pareto,Tokal y Madrefil Desarrollar bloques adyacentes Capacidades Internas

Complejo Antonio

J. Bermúdez

Complejo Antonio J.

Bermúdez

Inyección de espumas (control de

movilidad del N2) Capacidades Internas

Delta del Grijalva Navegante

Desarrollo del campo y bloques

adyacentes, procesos de

recuperación secundaria(estudios)


Campos Marginales

Carrizo, El Golpe, Jacinto,

S. Magallanes, Paredón,

Tepeyil, Santuario

Incremento en capacidad de

ejecución

Contratos Incentivados de

Exploración y Producción.

Región Sur

Opinión personal

32


Proyecto Campo Alcance Propuesta de ejecución

Integral Poza

Rica

Aguacate Toteco-

Cerro Azul

Poza Rica

Perforación horizontal

Inyección de agua


Integral Arenque

Bagre

Carpa

Arenque

Perforación horizontal

Inyección de agua



ATG Campos de

Chicontepec

Aplicación de nuevas técnicas para

representación del yacimiento.

Incremento en la productividad de pozos

Reducir costos de desarrollo


Laboratorios de Campo



Aguas profundas Trion, Supremus,

Perdido.

Aprovechar la infraestructura

desarrollada por compañías en el golfo

de México.

Alianza Estratégica

Recursos no

convencionales

Dimensionar y validar el Potencial

Desarrollo


Alianza Estratégica

Región Norte

Opinión personal

33

Retos y Reflexiones Finales

34

Retos

● Incremento del factor de recuperación.

● Incremento capacidad de ejecución en áreas marginales.

● Propiciar esquemas de complementariedad en áreas

tecnológicamente complejas.

● Impulsar la competitividad técnica de la Ingeniería Petrolera en

México.

● Fortalecimiento a los proceso técnicos internos.

● Elevar el nivel de competitividad ante nuevos jugadores.

35

Reflexiones finales

● El país cuenta con recursos petroleros significativos tales como

reservas probadas, probables y posibles; recursos prospectivos

como en tierra, plataforma continental y aguas profundas además

de recursos no convencionales de gas y aceite en donde la

participación de la Ing. Petrolera para su extracción es

fundamental.

● Debemos aprovechar nuestras ventajas competitivas y

comparativas en costo, capacidades técnicas y de desarrollo; esto

significa que debemos incrementar las inversiones en áreas de

desarrollo terrestres y marinas y complementar y diversificar

inversiones con capacidad de ejecución y recursos adicionales en

aguas profundas, yacimientos de alta complejidad geológica y

recursos no convencionales.

● Para incrementar la recuperación de los volúmenes remanentes

es imperativo impulsar de manera decidida proyectos de

recuperación secundaria y mejorada y en consecuencia

incrementar los factores de recuperación.

36

Reflexiones finales

Para enfrentar los Retos y Desafíos de la Industria Petrolera

Mexicana y aprovechar el potencial y los volúmenes remanentes de

hidrocarburos en México es necesario:

Dotar de mayor Autonomía de Gestión a PEMEX Exploración y

Producción.

Adecuar el Régimen Fiscal para permitir ser una empresa

competitiva en términos de utilidades e inversiones.

Simplificar la administración, regulación administrativa y los

esquemas de aprobación para implementar los proyectos que se

requieren.

Reorganizar la empresa privilegiando y fortaleciendo las áreas

sustantivas y simplificando y optimizando las áreas corporativas y

de soporte.

37

Documents

Desarrollo de Reservas y Volumenes Remanentes de