1
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La RMSO representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
2
LA HERRAMIENTA DE KAPLAN Y NORTON SE BASA EN LA IDEA DE MANTENER UN BALANCE DE CUATRO PERSPECTIVAS DE NEGOCIO
Visión y estrategia
Financiera
Aprendizaje e
innovación Procesos
Cliente y entorno
Objetivos
Indicadores
Metas
Iniciativas
La visión y estrategia se refleja en cuatro perspectivas del negocio...
Perspectivas que se deben traducir en...
3
PEMEX HA ESTABLECIDO SU TABLERO BALANCEADO BASADO EN EL MODELO DE KAPLAN Y NORTON
4
PEP DEFINIÓ SUS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS EN TRES GRUPOS: CRECIMIENTO, RESPONSABILIDAD SOCIAL Y EXCELENCIA OPERATIVA
5
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La RMSO representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
6
Marina Suroeste
3,431
2,591
Sur
5,189
4,000
Marina Noreste
9,690
9,276
414
Norte
10,517
7,630
Norte
599
94
Marina Suroeste
735
514
Sur
803
490
Marina Noreste
1,880
1,510
Producción enero-agosto 2009 por tipo de hidrocarburo MBPCED
Reservas 2P remanentes al 31/12/2008 por tipo de hidrocarburo MMBPCE
Gas Aceite
LA RMSO CONCENTRA EL 18 Y 12% DE LA PRODUCCIÓN Y RESERVAS DE PEP
Fuente: PEP
7
SIN EMBARGO, CONCENTRA LA MAYOR PARTE DEL RECURSO PROSPECTIVO DE PEP
Recurso prospectivo por cuenca a enero 2009 MMMBPCE
Marina Suroeste y Norte
Marina Suroeste, Marina Noreste y Sur
Sabinas Burgos Plataforma de Yucatán
GOM Profundo
Veracruz Sureste Tampico- Misantla
Fuente: PEP
Regiones de PEP responsables de la cuenca
8
PEP se encuentra al final de la época del petróleo de fácil acceso y bajo costo de producción:
– Campos gigantes en etapa de declinación – Reservas y recursos fragmentados en un mayor
número de campos y dispersos geográficamente – Reservas y recursos remanentes con mayor
complejidad técnica: aguas profundas, yacimientos profundos, subsalinos y de baja permeabilidad, etc.
PEP SE ENFRENTA A UN PANORAMA QUE DIFIERE MUCHO DE SU OPERACIÓN RECIENTE
9
OPCIONES DE CRECIMIENTO PARA PEP EN LA PRÓXIMA DÉCADA
Fuente: PEP
Cantarell
Ku Maloob Zaap
Campeche Ote.
Marina Noreste
Marina Suroeste
Campos nuevos someros
Campos existentes
Aguas profundas
Evolución esperada de la producción a 2019 (MBD)
(650) – (550)
(220) – (180)
180 - 220
Región Campo/proyecto
400 – 500
(280) – (220)
450 - 550
(690) – (510)
570 – 830
Norte Chicontepec
Campos maduros
360 - 440
(20) – (10) 340 – 430
Sur Campos nuevos
Campos maduros
180 - 220
(380) – (320) (200) – (100)
20 - 650
10
LA REGIÓN TIENE OPCIONES REALES DE CRECIMIENTO EN AGUAS SOMERAS Y PROFUNDAS
más de 500
401 a 500
10
301 a 400
15
201 a 300
32
101 a 200
59
0 a 100
19
Total más de 200
151 a 200
12
101 a 150
28
51 a 100
90
21 a 50
150
0 a 20
119
Total
Oportunidades documentadas en aguas profundas de acuerdo a volumen en MMBPCE Número
Oportunidades documentadas en aguas someras de acuerdo a volumen en MMBPCE Número
35.5 1.4 8.2 8.0 4.9 4.6 8.3 20.7 1.4 5.0 6.6 3.5 2.1 2.2
Fuente: RMSO
Recurso potencial medio MMMBPCE
Recurso potencial medio ajustado por riesgo MMMBPCE
6.6 6.8 13.4
11
PARA SATISFACER LAS EXPECTATIVAS DE CRECIMIENTO LA REGIÓN TRABAJA EN DOS FRENTES
Fortalecimiento del desempeño "Hacerlo mejor"
Incrementar la capacidad de descubrimiento y desarrollo de reservas
Recursos Humanos
Infraestructura y Tecnología
Colaboración con terceros
Objetivo Mejorar cumplimiento de programas de
producción e incorporación de reservas Incrementar disponibilidad de reservas a
desarrollar Fortalecer identificación y seguimiento de
oportunidades de incremento de producción
Llevar desempeño Regional a un estándar de mejores prácticas internacionales
Palancas para incrementar
plataforma de producción
Crecimiento de capacidad de
ejecución "Hacer más"
Frentes de trabajo
12
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La Región representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
13
LA RMSO HA LOGRADO UN CRECIMIENTO IMPORTANTE EN LOS ÚLTIMOS AÑOS
+4%
2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
Reservas remanentes 2P totales1
MMBPCE
1 Datos al 31 de diciembre del año 2. Enero - Agosto 2009 Fuente: RMSO
Reservas remanentes 1P desarrolladas MMBPCE
2008 2007
+11%
2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
Producción por tipo de hidrocarburo MBPCED
2002
452 124
2001
554 147
2000
622 164 171
514 220
2008
500 205
2007
506 199
2006
475
2005
396 131
2004
388 121
2003
398
20092
+8%
116
14
SIN EMBARGO, EL DESARROLLO PUDO HABER SIDO MÁS ACELERADO
Tiempo entre descubrimiento e inicio de producción* Años
Promedio: 10
Campo I
Campo H
Campo G
Campo F
Campo E
Campo D
Campo C
Campo B
Campo A
Reserva 3P de campos sin desarrollo MMBPCE
Campo R
Campo Q
Campo P
Campo O 115
Campo N 137
Campo M 138
Campo L 261
Campo K 297
Campo J 308 2008
2006
1992
2007
2007
2006
2007
1990
2006
Año de descubrimiento
* Tiempo desde descubrimiento a primer aceite. Incluye solo los campos que iniciaron producción recientemente Fuente: RMSO
15
HEMOS REVISADO A DETALLE NUESTRO DESEMPEÑO PARA IDENTIFICAR OPORTUNIDADES DE MEJORA (1/3)
Exploración Producción Desarrollo
Desempeño general Tasa de restitución de reservas superior al 100%, ritmo que garantiza
sustentabilidad en el largo plazo
Costo de descubrimiento inferior a 3USD/BPCE
Oportunidades identificadas
Incrementar la capacidad para generación y aprobación de prospectos exploratorios
El 15% de las reservas descubiertas no tienen opciones atractivas de desarrollo.
Reducir las desviaciones en los programas de perforación y terminación de pozos exploratorios
16
HEMOS REVISADO A DETALLE NUESTRO DESEMPEÑO PARA IDENTIFICAR OPORTUNIDADES DE MEJORA (2/3)
Exploración Producción Desarrollo
Desempeño general El ritmo de desarrollo de reservas ha sido superior al ritmo de producción de
las mismas
Costo de desarrollo inferior a 4 USD/BPCE
Oportunidades identificadas Retrasos en tiempos de perforación de desarrollo
Retrasos en la ejecución de obras- en promedio mayores a 100 días
Un 7% de las reservas 2P en Aguas Someras tienen proyectos de baja rentabilidad
Aplicación limitada de sistemas de recuperación secundaria o mejorada
|
17
HEMOS REVISADO A DETALLE NUESTRO DESEMPEÑO PARA IDENTIFICAR OPORTUNIDADES DE MEJORA (3/3)
Exploración Producción Desarrollo
Desempeño general Programas de producción afectados por retrasos en perforación y
terminación de pozos; desviaciones en la estimación de declinación de campos y por falla de equipos o infraestructura
El costo de producción por debajo de 4 USD por barril
Oportunidades identificadas Incrementar la confiabilidad de las instalaciones
Mejorar estimados de declinación
18
LAS OPORTUNIDADES DE MEJORA IDENTIFICADAS DEFINIERON NUEVE FRENTES ESTRATÉGICOS
Incrementar producción y confiabilidad del programa en el plazo 09-10
1
Asegurar el cumplimiento del programa de perforación en pozos críticos
2
Descubrir y desarrollar el potencial en Aguas profundas
3
Incrementar el factor de recuperación en campos en explotación
4
Acelerar el desarrollo de reservas en Aguas Someras
5
Incrementar reservas disponibles para desarrollo en el corto y mediano plazo (09-12)
6
Adoptar mejores prácticas de administración de la producción
7
Reforzar la confiabilidad operativa de las instalaciones
8
Alinear la organización a los retos Regionales
9
Mejoras al desempeño en actividades sustantivas
Mejoras al desempeño en actividades de soporte
19
100,000
8B
2015 2012 2011 2010 2009 2014
7A
4A.4 3H
2E
2E.6 2E.4
2E.2
2E.2
2E.1
1A
1A
20,000
5,000
15,000
25,000
95,000
2016
10,000
2013
LAS INICIATIVAS DEFINIDAS EN CADA FRENTE REFORZARÁN LA GESTIÓN DE HASTA EL 15% DE LA PRODUCCIÓN EN EL LARGO PLAZO
Ganancia potencial de producción
Pérdida potencial de producción
Asegurar perforación
del pozo Lakach-2DL
Gestionar los recursos para asegurar la
continuidad de desarrollo de los campos: Sinan NE y Yaxche
Asegurar la continuidad del
equipo para concluir la
perforación y terminación de
Ixtal-4
Asegurar el cumplimiento del programa de inst.
del equipo fijo 4042, en el mov.
de Caan-A a Ixtal-B
Impacto en producción de iniciativas y acciones identificadas BPCED
Críticas en el largo plazo Críticas en el corto plazo
Importantes en el largo plazo
3,900 36,600 111,000 66,000 64,000 64,000 69,000 148,000
Pérdida potencial evitada a través
del seguimiento a pozos críticos
Incremento de producción por eliminación de cuellos de botellas y reducción de pérdidas
Pérdida potencial por fallas en compresores
Importantes en el corto plazo
20
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La Región representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
21
LA CARTERA DE PROYECTOS REGIONAL ESTIMA ALCANZAR 750 MBD DE PRODUCCIÓN EN 2019
Producción esperada de aceite 2010-2019 MBD
Producción máxima alcanzada en 2025 de
880 MBD
Fuente: Cartera de proyectos RMSO
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Prod. 2009
Proyectos explotación
Proyectos exploración
22
Implicaciones del escenario documentado en cartera, 2010-2019
LO QUE IMPLICA UN CRECIMIENTO CONSIDERABLE DE LA ACTIVIDAD1
*2003 – 2008 para Equipos de perforación y equipos de diseño; 2004 – 2006 para plataformas; 2003– 2008 para inversión en dolares de 2009 1. Considera actividad exploratoria y de desarrollo para campos de aceite y de gas (p. ej., Lakach Fuente: Cartera de Proyectos RMSO
Exploración (2010 – 2019)
Cartera explotación (Promedio 2010 – 2019)
Promedio histórico*
Máximo del periodo
39 28
10
Campos nuevos siendo diseñados por año
Inversión en desarrollo (MMUSD)*
Equipos de perforación en desarrollo Plataformas terminadas por año
1
3 5
9
1
14 4,005 3,229
1,376
23
LA CARTERA DOCUMENTADA CONSIDERA UN TECHO PRESUPUESTAL Y NO REPRESENTA EL MÁXIMO POTENCIAL DE CRECIMIENTO
Modificaciones al régimen fiscal de proyectos de menor rentabilidad (p. ej., crudo pesado, gas, aguas profundas, etc.)
Optimización de la ejecución de proyectos y de la operación de campos
Modificaciones/estrategias de desarrollo alternativas
Acceso a fuentes alternativas de financiamiento
Mejora de indicadores de rentabilidad de proyectos para: – Incrementar la rentabilidad
relativa de proyectos documentados
– Hacer rentables proyectos que actualmente no están documentados
Incremento de disponibilidad de recursos para la ejecución de los proyectos documentados
El potencial de la cartera se puede incrementar con ...
... oportunidades que en el nuevo marco legal se pueden instrumentar a través de ...
Máximo potencial de crecimiento
24
PARA IDENTIFICAR EL POTENCIAL DE CRECIMIENTO SE MODELÓ LA ACTIVIDAD EN EXPLORACIÓN Y DESARROLLO
Supuestos del
modelado
Tiempo entre aprobación de oportunidad e inicio de la perforación
Tasa de éxito exploratorio Tiempo de perforación y caracterización del campo
Insumo del usuario Tamaño del campo aproximado por reserva 2P
Tiempo de delimitación para campos de cierto tamaño
Aprobación de localizaciones
Delimitación
Campo descubierto
Perforación exploratoria
Diseño
Perforación de desarrollo
Construcción infraestructura
Tiempo de diseño del campo
Tiempo de construcción de plataformas Costos de construcción de plataformas y ductos
Tiempo de perforación de pozos Reserva desarrollada, producción inicial y tasa de
declinación por pozo Costo de equipos de perforación más costos
adicionales diarios
25
ADICIONALMENTE, SE CONSTRUYERON ESCENARIOS QUE CONSIDERAN DIFERENTE DESEMPEÑO EN EJECUCIÓN
Aguas someras
Aguas profundas
Datos históricos
Expectativa PEP
Mejores prácticas
Mejores prácticas
Basado en tiempo programado para desarrollo de Lakach. No considera los atrasos presentados a la fecha
Considera curva de aprendizaje de operadoras internacionales en desarrollos en Aguas Profundas
Tiempo de construcción de plataformas modelado con base en datos históricos
Perforación de un pozo modelado con base en datos históricos reales
Tiempos de construcción de plataformas disminuye 25% Perforación de un pozo modelado con base en datos
históricos programados
Supuestos Tiempo
6 - 8 años
5 - 7 años
3.5 - 5 años
3 - 4 años
26
LA RMSO PUEDE ALCANZAR UNA PRODUCCIÓN EN EL RANGO DE 900-1,200 MBD EN 2019 AGUAS SOMERAS + PROFUNDAS/TIEMPOS MEJORES PRÁCTICAS
Producción esperada de aceite BPD
2,410
Campos descubiertos por año:
Tamaño promedio por campo1 (2P) MMB
Reserva incorporada (2P) MMB
5.5
64 (AS) 250 (AP)
2,993
Actividad exploratoria
Reserva desarrollada2
MMB
10-16 02-08
5
1,408
49
cartera + p10
cartera + p50
cartera + p90
Cartera explotación
1. AS = Aguas someras. AP = Aguas profundas 2. Reserva desarrollada en el periodo 2010-2019 Fuente: Análisis RMSO
27
ALCANZAR 1,200 MBD EN 2019 IMPLICA AUMENTAR NIVELES DE ACTIVIDAD EN DESARROLLO EN UN 100%1
1.Incluye solo la actividad esperada por producción de aceite. No incluye actividad para futuros desarrollos de gas 2. Considera solo inversión en perforación y terminación de pozos de desarrollo y construcción de estructuras marinas y ductos 3. 2003 – 2008 para Equipos de perforación y equipos de diseño; 2004 – 2006 para plataformas; 2004 – 2007 para inversión Fuente: Análisis RMSO
29 21
10
9 5
1
Equipos de diseño nuevos por año Inversión en desarrollo (MMUSD)2
7 9 2,780
4,100
896
Implicaciones del escenario Mejores Prácticas en Aguas someras y profundas, 2010-2019 1 Equipos de perforación en
desarrollo Plataformas terminadas por año
Cartera de explotación (Promedio 2010 – 2019) Exploración futuro desarrollo (Promedio 2010 – 2019) Promedio histórico3
Máximo del periodo
28
EN TÉRMINOS DE EXPLORACIÓN LA RMSO DEBE AUMENTAR LA PERFORACIÓN EXPLORATORIA EN PROMEDIO CASI EN UN 100%
* Toma en cuenta el portafolio de prospectos aprobados existentes en 2009 Fuentes: Análisis RMSO
2008-2014
12
3
Aprobación anual de prospectos exploratorios1
Número
Implicaciones de escenario Mejores Prácticas en actividad exploratoria
1
Aguas someras Aguas profundas
2009-2015
19
10
3 Promedio
00-08
Perforación anual de pozos exploratorios Número
Duplicar durante un periodo de 4-5 años el número de equipos en perforación y terminación de desarrollo de 15 a 30 equipos en promedio
Aumentar el volumen de inversión destinado a perforación y construcción de infraestructura a niveles de 3,500-4,500 MMUSD por año
Incrementar en niveles de 150% - 200% la actividad de perforación exploratoria (entre 16 y 22 pozos exploratorios por año)
Conclusiones para cumplir la meta de 1,200 MBD en 2019
29
El INCREMENTO DE ACTIVIDAD NECESARIO PARA CUMPLIR LAS METAS SE REDUCE AL APLICAR MEJORES PRÁCTICAS
2 Tiempos históricos – actividad promedio anual
Mejores prácticas – actividad promedio anual
.5 5 14
19
6
AS AP
1
26
5
1 8
19
Campos descubiertos
(2010 – 2016)
Equipos de perforación de
desarrollo
Pozos exploratorios Plataformas construidas
Campos descubiertos
(2010 – 2014)
Equipos de perforación de
desarrollo
Pozos exploratorios Plataformas construidas
AS AP
De no mejorar los niveles de desempeño se requiere un volumen mayor de actividad para alcanzar las metas
Nota: AS = Aguas someras. AP = Aguas profundas
30
PARA ACELERAR LA ACTIVIDAD LA RMSO TIENE ALTERNATIVAS INTERNAS Y EXTERNAS PARA INCREMENTAR SU CAPACIDAD DE EJECUCIÓN
Incremento de la capacidad de ejecución Regional
Ejemplos
Optimizar tiempos de perforación y construcción de infraestructura
Optimizar estrategias de desarrollo para campos de baja rentabilidad relativa
Incrementar capacidad de ejecución en potenciales cuellos de botella en la cadena de valor
Desarrollar modelos alternativos de negocio para: - Incorporar mejores prácticas de diseño, ejecución y
operación de proyectos - Accesar recursos adicionales
Eliminar cuellos de botella externos
Incremento de la capacidad de ejecución externa
31
INTERNAMENTE HAY ACCIONES QUE ESTÁN BAJO EL ÁMBITO DE INFLUENCIA DE LA REGIÓN
Asignación de personal
Opciones
Balancear internamente cargas de trabajo y personal asignado en las áreas de la Región
Apalancar experiencia existente en la organización
Apalancar soporte técnico de STE Fortalecer procesos de dictamen y revisión, análisis y
documentación, pares técnicos de otras Regiones/Activos Reforzar conocimientos de geociencias en el diseño de pozos
Identificar y desarrollar competencias técnicas críticas Identificar y desarrollar competencias de soporte críticas
Desarrollo de competencias
Fortalecimiento de VCDs
Eliminación de cuellos de botella
Acelerar la identificación de prospectos exploratorios Incrementar la capacidad de diseño de pozos
32
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La Región representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
33
M
L K J
I
2.0
G F
E
D
C B
A
-0.5 7.0 6.5 6.0 5.5 0.5
H
5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 1.5 10.5 10.0 1.0 0.0
AS AR AQ
AP
AO AN
AM
AL
AK
AJ AI
AH
AG
AF AE
AD
AC V AB
AA Z Y X W U T S
R Q P O N
DENTRO DEL MARCO LEGAL DE LA REFORMA, LA RMSO PODRÍA APOYARSE EN TERCEROS PARA EL DESARROLLO DE SUS CAMPOS
*Ayin: Crudo pesado (24°) y tirante de agua (180m);Tsimin: HP /HT gas y condensados; Kix alto contenido de H2S; Alak, Kach y Kastelan crudo extrapesado a tirantes de agua mayores de 200m
VPN/VPI
Complejidad (requerimiento de experiencia externa)
May
or
Med
ia*
Baj
a
Diseño y desarrollo PEP
Diseño y desarrollo en asociación con terceros
Diseño, desarrollo y operación con terceros
Rentabilidad relativa baja, complejidad técnica y carácter estratégico que requiere recursos para fondeo, experiencia
y transferencia de conocimiento
Rentabilidad relativa baja y complejidad técnica que requieren recursos para
fondeo y experiencia para retos técnicos
Complejidad técnica que requiere experiencia para retos técnicos
Rentabilidad relativa baja que requiere recursos adicionales
para ser fondeados
34
EL MODELO DE NEGOCIOS SE DEFINE CON BASE EN MEJORAR LA EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN
Alternativas:
Asociaciones para: – Reducir costos – Aumentar la
producción
Negociar tasas impositivas menores con el gobierno
Límites económicos en el desarrollo del campo (VPN = 0)
Recaudación del gobierno (%)
Nivel de costos (100% = actual)
Asume un precio promedio de 8 USD/MPC y 69.5 USD/B. Fuente: RMSO
Producción base
Producción base + 20%
Producción base - 20%
Al nivel actual de costos el impuesto debe bajar al 66%
Para mantener la recaudación los costos deben disminuir en un 12%
Aumentar la producción permite rentabilidad bajo las condiciones actuales
35
CONTENIDO
La metodología de tablero balanceado como herramienta de gestión estratégica en la industria petrolera
La Región representa la mejor opción para el crecimiento de PEP
El primer paso hacia el crecimiento es fortalecer el desempeño Regional
Lograr un crecimiento significativo requiere una aceleración sin precedentes de actividad en la Región
Para lograr el crecimiento se fortalecerá la capacidad de ejecución Regional y se apalancará a terceros
Los niveles de actividad necesarios son similares a los que se han tenido para desarrollar el Golfo de México Norte
36
LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA EN EL GOM MEXICANO ESTÁ 20 AÑOS ATRÁS DE LO REALIZADO EN EL GOM NORTE
Tamaño promedio de los campos descubiertos en el GOM norte MMBPCE
1995 1975 1965 2000 2005 1990 1980 1985 1970 Fuente: Deepwater Gulf of Mexico 2008: America’s Offshore Energy Future, Minerals Management Service
0 - 300 m 300 - 500 m 500 - 1,700 m 1,700 - 2,500 m >2,500 m
37
EL LLEVAR LA PRODUCCIÓN A 1,200 MBD SIGNIFICA NIVELES DE ACTIVIDAD EN PERFORACIÓN SIMILAR AL GOM NORTE
70
E M A
117
174
O S J A S J J A F J M F O N D A E M M
US GOM RMSO
Promedios mensuales de equipos de perforación en uso Número
2015
51
Escenario 1,200 MBD
Fuente: ODS Petrodata, RMSO POT III Versión 5 Explotación, Versión 4 Exploración Nota: Incluye semisubmergibles, autoelevables, sumergibles y barcos en perforación
2008 2009
Máximo 2000-2007 (Jun 2001)
Promedio 2000-2007
Mínimo 2000-2007 (Oct 2007)
Equipos en el GOM Norte en perforación al 26 Oct 2009 Semisumergibles
26
Autoelevables
22 Barcos
6
38
LA CAPACIDAD DE EJECUCIÓN DE TERCEROS PUEDE SIGNIFICAR UN CUELLO DE BOTELLA EN LAS ASPIRACIONES DE CRECIMIENTO REGIONAL
Swecomex
Dragados
J Ray McDermott
Industria del Hierro
…son 12 patios en total en México*, concentrados en el estado de Veracruz
Fuente: PEP
No exhaustivo Patios de construcción de plataformas
Constructores de ductos
Tuxpan/Pueblo Viejo, Veracruz
Altamira, Veracruz
Tampico, Tamaulipas
Mata Redonda, Veracruz
Subsea 7
Allseas
Techint
Global Offshore México
Oceanografía
J Ray MCDermott
Grupo Protexa Tuxpan, Veracruz
Helix Energy Solutions
7 barcos
6 barcos
3 barcos
Caldive 6 barcos
Empresas basadas en Houston:
Empresas basadas en México:
Tampico/Altamira
Tuxpan
Mata Redonda
39
¿EL FUTURO DE PEP?
La RMSO tiene los recursos suficientes en el subsuelo para erigirse como el motor de crecimiento de PEP- alcanzando potencialmente volúmenes superiores al millón de barriles diarios
El primer paso para lograr su crecimiento está en el fortalecimiento del desempeño actual
Los niveles de actividad requeridos para lograr un crecimiento significativo son 2 a 3 veces mayores a los actuales, sin embargo,
La actividad requerida es a niveles que han sido observados en el Golfo de México norte, lo cual muestra que con el enfoque adecuado, el fortalecimiento interno y colaboración estrecha con terceros y el gobierno, es posible alcanzar las metas
40
ANEXOS
41
LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS 2P ALCANZÓ NIVELES SUPERIORES AL 100% EN EL PERIODO 2006-2008
Variación en reservas 2P trianual y producción trianual MMBPCE
2006-2008 2005-2007 2004-2006 2003-2005 2002-2004
Producción trianual Variación 2P trianual
En términos de reemplazo de reservas el desempeño ha mejorado y ha alcanzado niveles que, de mantenerse, garantizarían sustentabilidad de la producción actual
Metas agresivas de crecimiento de la producción implicarían esfuerzos adicionales para la incorporación de reservas
Fuente: RMSO Anuario Estadístico 2009, PEP Las reservas de hidrocarburos 2004-2008
42
EL COSTO DE DESCUBRIMIENTO SE REDUJO A NIVELES POR DEBAJO DE 3 USD/BPCE
02-04 01-03 00-02 03-05 05-07 04-07
Inversión asociada al descubrimiento* MMUSD
Costo de descubrimiento USD/BPCE
Variación en reservas probadas MMBPCE
03-05 01-03 00-02 05-07 04-07 02-04
05-07 01-03 00-02
Ø 2.7**
03-05 04-07 02-04
* Dólares constantes, No incluye costos del corporativo (p. ej., Servicio Médico, Telecom, y reserva laboral) y gastos comunes como la administración y gestión de Activos y Región ** Promedio ponderado Fuente: Presupuesto ejercido RMSO, Reportes de reservas auditados RMSO, Banco de México
43
LA RMSO TIENE LOS EQUIPOS CONTRATADOS PARA PERFORAR MÁS DE 20 POZOS EN AGUAS PROFUNDAS…
2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 Equipos
SDO I
Petrorig III
Max Smith
Fuente: RMSO ODS-Petrodata*Asume 200 días de perforación y terminación
Total 2016 2015 2014
4
2013
4
2012
4
2011
5
2010
2
2009 2008
Programa de equipos para Aguas Profundas 2008-2015
…sin embargo no cuenta con suficientes localizaciones aprobadas de aceite ligero o superligero en AP
Capacidad de perforación de pozos en Aguas Profundas con equipos contratados*
44
Men (G)
Lakach (G)
Chuhuk (L)
Homol (L)
Grupo 2 Grupo 1
Nak (L)
Isiw (G)
Etkal (L)
Yaxche (L) Wayil (L)
Tumut (L)
90
80 50
40
30
20
10
0
Onel (L,P)
Kach (P)
Ichalkil (L) Pokoch (P)
Mison (L)
Hap (G)
Chukua (G) Akpul (G)
Xanab (L) Tsimin (L)
Xulum (P)
Lalail (G)
Kuil (L)
Grandes lejos de infraestructura 153 MMBPCE
NO TODOS LOS DESCUBRIMIENTOS DEL PERIODO TIENEN POSIBILIDADES DE DESARROLLO EN EL CORTO PLAZO
Campos descubiertos con reservas incorporadas 2P, 2002-2009 < 100m agua 100-500m agua >500m agua
G – Gas seco L – Crudo ligero P – Crudo pesado
Grupo 1: Xicope, Yetic y Xaxamani Grupo 2: Poctli, Itla, Amoca, Tecoali
Medianos cerca infraestructura 515MMBCE
Pequeños 74MMBPCE
Grandes cerca de infraestructura 507 MMBPCE
Medianos lejos de infraestructura
113MMBPCE
Aproximadamente el 85% de los descubrimientos tienen
posibilidades de desarrollo en el corto plazo
Reservas 2P MMBPCE
Distancia más cercana a infraestructura* Km
* Distancia mínima a infraestructura costa afuera o distancia a la costa. Distancia estimada Fuentes: RMSO
45
DE 59 POZOS EXPLORATORIOS EN EL PERIODO 2002-2008, 30 PRESENTAN RETRASOS EN PERFORACIÓN
Distribución de número de pozos de acuerdo al desvío respecto al tiempo programado Pozos
Total días de retraso: 1465
Costo aproximado*: 219 MMUSD (37 MMUSD/año) Adelanto ( 50 a 100 dias)
Adelanto ( > 100 dias)
Adelanto (0 a 50 dias)
Retraso ( 0 a 50 dias)
Retraso ( 50 a 100 dias)
Retraso ( > 100 dias )
336
470
659
400
229
103
732 1,465 <
Total días adelanto
Total días retraso
* Costo por día supuesto para equipo de perforación: 150 MUSD
46
DE 59 POZOS EXPLORATORIOS EN EL PERIODO 2002-2008, 21 PRESENTAN RETRASOS EN TERMINACIÓN
Distribución de número de pozos de acuerdo al desvío respecto al tiempo programado Pozos
Adelanto ( 50 a 100 dias)
Adelanto ( 0 a 50 dias )
Retraso (0 a 50 dias)
Retraso (50 a 100 dias)
Retraso ( > 100 dias)
Adelanto (> 100 dias)
Total días de retraso: 738
Costo aproximado*: 111 MMUSD (18,5 MMUSD/año)
278
384
76
765
61
112
938 738 >
* Costo por día supuesto para equipo de perforación: 150 MUSD
Total días adelanto
Total días retraso
47
CONSISTENTEMENTE LA REGIÓN HA SUSTITUIDO LA PRODUCCIÓN CON RESERVAS DESARROLLADAS A UN RITMO MAYOR AL 100%
Variación en reservas desarrolladas 1P(1) y producción MMBPCE
1Reservas 1P desarrolladas fin de año (N) - reservas 1P desarrolladas fin de año (N-1) + Producción año (N) Fuente: RMSO
2006-2008 2004-2006
857 976
2005-2007
861
122% 136% 126%
Producción Variación reservas desarrolladas
48
EL COSTO DE DESARROLLO AUNQUE CON VARIACIONES, ESTÁ CERCANO AL PROMEDIO DE LOS ÚLTIMOS 8 AÑOS
05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02
Inversión asociada al desarrollo* MMUSD
* Dólares constantes, ** Promedio ponderado Fuente: RMSO
Costo de desarrollo USD/BPCE
Variación en reservas probadas desarrolladas MMBPCE
05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02
Ø 3.7**
05-07 04-07 03-05 02-04 01-03 00-02
49
LOS CAMPOS MAY, SINAN Y BOLONTIKU PRESENTAN MAYORES DESVIACIONES EN TIEMPOS DE PERFORACIÓN
149
15
May
KS JSK
Sinan
KM JST JSK
Bolontiku
KI JSK
Ixtal
JSK
Desviación en perforación promedio por campo/yacimiento, 2004-2009 Días
2/2 6/6 1/1 1/2 0/1 8/ 11 4/6 0/3 Pozos
Retrasados/ Total
140 Desviación en terminación promedio por campo/yacimiento, 2004-2009 Días
Yacimiento
0/2 5/7 1/1 2/2 0/1 11/11 6/6 2/3 Pozos
Retrasados/ Total
Nota: Incluye pozos perforados con datos disponibles en Histórico Pozo y Obras 2008.xls
50
EN EL PERÍODO 2003 A 2007 TODAS LAS PLATAFORMAS PRESENTARON RETRASOS EN RELACIÓN AL PROGRAMA Desviación promedio del programa por tipo de estructura Días
9/9 3/3 2/2
Tetrápodo Estructura Ligera Marina
Sea Horse/Sea Pony
Octápodo
Fuente: Histórico pozos-obras, período 2003-2007. Considera tiempos de construcción e instalación
La actividad futura de construcción e instalación de plataformas en la RMSO se enfocará en Estructuras Ligeras Marinas, por lo que esfuerzos dirigidos a mejorar el cumplimiento de tiempos programados deberán enfocarse en este tipo de estructuras
1/1
51
Desviación del programa de fabricación y tendido de ductos Número de ductos
170
1442
416
Adelantos ( > 300 dias)
Adelantos ( 100 a 300 dias)
Adelantos ( 0 a 100 dias)
Retrasos ( > 300 dias)
Retrasos (100 a 300 dias)
Retrasos ( 0 a 100 dias)
370
663
360
1393 2028 <
Días adelanto
Días retraso
Fuente: Histórico pozos-obras, período 2003-2007. Considera tiempos de construcción e instalación
EN CONSTRUCCIÓN Y TENDIDO DE DUCTOS SE PRESENTARON VARIACIONES SIGNIFICATIVAS RESPECTO A PROGRAMA
52
UN 7% DE LAS RESERVAS NO TIENEN PROGRAMA DE PERFORACIÓN POR INDICADORES DE RENTABILIDAD BAJOS
Sin programa de perf.
En desarrollo
915
Campos en producción
1,990
Total 2P
Campo Reservas 2P MMBPCE
Reservas remanentes de hidrocarburos en aguas someras al 1 de enero de 2009 MMBPCE
En movimiento de equipos POT III
Rentabilidad VPN MMPesos
VPN/VPI
Amoca(2)
Chukua(2) Akpul(2)
Tecoalli Xulum Wayil(1) Makech(1)
Teekit(1) Itla(1) Toloc(1) Poctli(1) Xaxamani Xicope Uchak Isiw(1) Hap(1)
33.5 27.3 20.5 18.0 17.7 14.4 13.6 12.3 11.7 11.6 10.2
9.9 4.0 3.6 3.3 3.1
622 3,206
NA ND ND 651
53 -442 -478 362 -63
-188 ND ND
-107 -102
0.22 1.0 NA ND ND
0.23 0.11
-0.45 -0.27 0.48
-0.06 -0.2 ND ND
0.23 -0.21
1. Evaluación de 2007 a precios del 2006 2. Evaluación cartera 8.326 Fuente: RMSO
53
SOLO 3 DE LOS 10 YACIMIENTOS MÁS GRANDES HAN RECIBIDO APLICACIÓN DE SISTEMAS DE RECUPERACIÓN MEJORADA O PRODUCCIÓN ARTIFICIAL
Lito
ral d
e Ta
basc
o
Sistemas de producción artificial BN BEC
Sistemas de recuperación secundaria/ mejorada
Agua Gas/N Doble desplazamiento
Abkatun centro K
Pol KS
Caan KS
Och, Uech y Kax JSK
Yaxche Terciario
Chuc K
Sinan JSK
May JSK
Bolontiku JSK
Abk
atun
Pol
Chu
c
Pozos multilaterales
Ixtal JSK
Probado/en uso En programa
Por analizar
No viable
En análisis
No considerado
OCH
54
DESDE 2008 LOS DUCTOS SON LA CAUSA MÁS IMPORTANTE DE DIFERIMIENTO DE PRODUCCIÓN POR FALLA DE EQUIPO
500,251 556
2,038 7,375 516,992
9,970 ductos 80 eq. bombeo 70 eq. compresión 30 otros
Desviaciones del programa de producción de aceite 2008 Barriles diarios
Real
517,155
Capacidad
278
Falla equipo y ductos
1,212
Terminacion Programa
27,129
Interven- ciones
3,907
Otros*
163
Libranzas
25,880
Declinada
298 513,395
Desviaciones del programa de producción de aceite enero-mayo 2009 Barriles diarios 1,125 ductos
87 eq. bombeo
* Incluye ajustes a POM, cierre de pozos por posicionamiento de equipos, por mal tiempo, diferencias por medición, obras, diferencias por cambio de horario y pérdidas de producción por accidente mecánico
55
LA FALTA DE DISPONIBILIDAD DE COMPRESORES OCASIONA LA QUEMA DEL 1.7% DE LA PRODUCCIÓN DE GAS
Aprovechamiento de gas 2009 MMPCD
Fuente: RMSO
Jun Ago
1,132 989
5 33
May Jul
1,118 1,081
22 7
Abr
1,083
12
Mar
1,046
4
Feb
1,058
11
Ene
973
51
Ene-Ago
1,060
18
4.9 1.0 0.4 1.1 0.6 0.4 2.0 3.0 1.7 Quemado por módulos/total
Porcentaje
Aprovechado Quemado otros Quemado módulos
56
EL COSTO DE PRODUCCIÓN SE REDUJO EN LOS ÚLTIMOS 5 AÑOS DEBIDO AL FUERTE INCREMENTO EN PRODUCCIÓN
+2%
2008 2007 2006 2005 2004
+9%
2008 2007 2006 2005 2004
-6%
2008 2007 2006 2005 2004
Gasto asociado a la producción* MMUSD
Costo de producción USD/BPCE
Producción aceite + gas MMBPCE
* Dólares constantes 2008 Fuente: RMSO