Estrategia de PEMEX para Optimización de Campos Maduros Gustavo Hernández García Director General PEMEX Exploración y Producción
Enero, 2015
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autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”. 2
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Contenido
Antecedentes Campos Maduros Escenarios actuales y producción Retos y oportunidades PEMEX-Post Reforma Energética
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Contenido
Antecedentes Campos Maduros
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¿Qué son los Campos Maduros? (1/2) ► Los campos maduros en México se definen como aquellos campos donde el margen de utilidad es rentable pero no suficientemente competitivo con otros proyectos en la cartera de inversiones de PEP. El concepto de madurez es dinámico, es decir, puede ser temporal en
función de las condiciones del mercado y nivel de costos de extracción y producción. ► También se define como Campos maduros aquellos campos que han alcanzado el pico máximo
de su producción y empieza su etapa de declinación. Su clasificación esta relacionada a criterios volumétricos y económicos que dependen de la condición del campo, su límite de producción y su costo de rentabilidad. ► En función de las definiciones México estaría produciendo de campos maduros entre el 40-70%
de la producción de aceite en México proviene de campos maduros
“
► Actualmente, alrededor del 50% de la producción mundial de hidrocarburos proviene de campos
maduros y entre 75-80% de la producción acumulada se ha producido de campos de más de 30 años de antigüedad. Son yacimientos que han sido clasificados con factores de recuperación basados en el know-how técnico de décadas pasadas
“
La mejora del valor de un campo maduro esta en función de la tecnología o de la eficiencia.
*Política energética, José Luis Calva, UNAM, 01/01/2007
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¿Qué son los Campos Maduros? (2/2) Desde un punto de vista técnico, existen siete áreas que necesariamente influyen en el factor de recuperación de campos maduros:
Identificación, cuantificación y factibilidad de producir las reservas remanentes de aceite y gas
Acceso apropiado para drenar hidrocarburos
Optimización de la productividad a través de reparación de pozos
Sistemas artificiales y aseguramiento de flujo de fluidos
Mantenimiento de presión y comportamiento de barrido
Separación y manejo de fluidos
Administración de yacimientos 6
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Valor de un Activo de explotación
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Análisis integral de un yacimiento Definición
Es el empleo de recursos Es el empleo de recursos humanos, técnicos y humanos, técnicos y financieros para maximizar lasfinancieros gananciaspara obtenidas de maximizar las ganancias un yacimiento, optimizando de un la obtenidas recuperación de yacimiento, optimizando hidrocarburos mientras que recuperación de selaminimizan los costos de hidrocarburos mientras inversión y de operación*. que se minimizan los costos de inversión y de operación*.
10 Automatización:
2 Modelo Estructural 3D:
Actualización
Tectónica y Volumen de Roca
3
9
Modelo Sedimentológico 3D:
Objetivos y Localizaciones:
Facies Texturales Carbonatos
Planificación y Monitoreo
Geofísico 3D: 1Modelo Cimas, Fallas y
8
Transferencia Simulación:
Atributos
4
Modelo Petrofísico 3D:
Malla 3D y Escalamiento
7
Triple Porosidad (Mx, Vug, Fract)
5
Volumen Original:
Reservas P10,P50,P90
Geomecánica 3D:
Esfuerzos y FMI ®
6
Modelo de Fracturas:
DFN, KF, Sigma & Lz
*Satter y Thakur : “Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach ”, Penn Well Publishing Co., 1994 Tulsa, 8
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Análisis integral de un yacimiento Objetivo General: en el largo plazo Optimizar el valor económico asociado a la recuperación de hidrocarburos de un yacimiento.
El objetivo general se consigue mediante Objetivos Específicos , que se establecen a lo largo del tiempo de acuerdo a las etapas que atraviesa el yacimiento durante su vida productiva.
Exploración
Descubrimiento
Abandono
Recuperación Mejorada
Delimitación
Recuperación Secundaria
Desarrollo
Recuperación Primaria
Las etapas son interdependientes: Cualquier operación que en ellas se realice, o deje de realizarse, incide en la agregación de valor económico en el largo plazo. 9
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Etapas de explotación de un campo La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementar procesos durante la etapa productiva del campo que incluyen sistemas artificiales de producción, recuperación adicional, para cumplir con el objetivo de maximizar el valor económico del campo. Factores de Recuperación Típicos n ó i c c u d o r P
40%
Primaria
Rec. Primaria
25%
Sistema Artificial Rec. Secundaria
Secundaria
10%
10%
Rec. Mejorada Volumen Remanente
15%
Mejorada Emplea energía natural del yacimiento. • Usa sistemas artificiales de producción. •
• Agrega energía
al yacimiento. • Acelera producción de aceite móvil.
•
Libera aceite atrapado en el yacimiento.
Tiempo
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Eventos relevantes en la explotación en México *Yacimientos Naturalmente Fracturados 3500
• Desarrollo de los YNF* de Chiapas- Tabasco
y de la sonda de Campeche • Inyección de agua, resultados pobres. • Implementación de bombeo neumático
3000 2500
Primer D 2000 P B M 1500 1000
• Reactivación del Proyecto
proyecto de
Inicio y desarro llo de campos
Integral Delta de Grijalva
recuperación secundaria e
• Optimización de
pozos e instalaciones
inyección de agua
más grande en su tipo en el mundo)
500 0 1950
1920-1940
recuperación mejorada
• Inyección de nitrógeno en Cantarell (proyecto
Región Norte
• Inicio de inyección de bióxido de carbono en Sitio Grande. • Inicio de estudios de • Declinación natural de los campos maduros
principalmente Cantarell • Reingeniería y desarrollo de los proyectos Ku-Maloob-Zaap,
Ixtal-Manik y Crudo Ligero Marino 1960
1940-1960
1970
1960-1980
1980
1990
1980-2000
2000
2010
2020
2000-Actual
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Cambio de la incertidumbre y los métodos de evaluación del ciclo de vida de un proyecto de exploración y producción
Exploración y Evaluación, Fase I Producción, Fase II
Recuperación Final Estimada (EUR)
a i r a i d e t i e c a e d n ó i c c u d o r P
e r b m u d i t r e c n i e d o g n a R
Estimación Alta
Campos maduros
Reservas Esperadas o n o d n a b A
Estimación Baja Producción Acumulada
Recuperación Final (UR)
Periodo de plataforma Tiempo temprano
lla
Tiempo tardío
llc
llb
(Periodo de declinación)
Limite económico Tiempo Analogía y Métodos Analíticos Métodos Volumétricos
Simulación Numérica y Métodos de Balance de Materia Análisis del Comportamiento de Tendencias de Producción (PPT)
Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, PRMS, 2011.
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Contenido
Escenarios actuales y producción
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Ciclo de Vida de los Proyectos Exploración
Desarrollo
Ku-Maloob-Zaap Aceite Terciario del Golfo
Burgos Veracruz
Crudo Ligero Marino,
Arenque Yaxché
n ó i c c u d o r P
Costero Terrestre
Ayin Alux
Ixtal-Manik Chuc
Ek Balam
Cactus-Sitio Grande Lankahuasa
Ogarrio-Magallanes
Bellota Chinchorro
Tsimin-Xux
Macuspana
Delta del Grijalva
Ayatsil-Tekel Lakach
Recuperación secundaria y mejorada
Declinación y mantenimiento
Producción
Cantarell Abkatun Tamaulipas Constituciones Jujo-Tecominoacán, Antonio J Bermúdez Poza Rica
Límite técnico
Tiempo Exploración
Crudo y Gas Asociado
Gas No Asociado
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Campos Maduros en México Ilustrativo
Región Sur Región Norte
1
Arenque: Arenque, Lobina, Jurel, Merluza y Náyade
Se ubica en la plataforma continental en 2 aguas territoriales a 30 Km de la ciudad de Tampico Tamaulipas
4
se localiza en el sur del Activo de Producción Poza Rica-Altamira
3 6 5
3
1
2 3
6
Pánuco: Salinas, Pánuco, Topila y parte del Cacalilao
San Andrés
2
1
Se ubica en la planicie costera del Golfo 4 de México en la porción norte del Estado de Veracruz
Santuario: Caracolillo, El Golpe,
Santuario 2 Pertenece al complejo El Golpe-Puerto Ceiba, del activo integral Bellota-Jujo, Comalcalco, Tabasco
Atún: Atún, Cangrejo, Escualo, Mejillón y Morsa
Se localiza dentro de la plataforma continental en aguas territoriales del Golfo de México, frente a la costa norte del Estado de Veracruz
Magallanes: Otates y Sánchez
Magallanes 1 Pertenece al complejo OgarrioMagallanes del Activo Integral Cinco Presidentes, Huimanguillo, Tabasco
Altamira
Se localiza en la planicie costera del Golfo de México, al sur del estado de Tamaulipas.
Tierra Blanca: Tierra BlancaChapopote Núñez, Cerro Viejo, Vara Alta, Potrero del LlanoHorcones, Temapache, Alazán y la parte norte del campo ÁlamoSan Isidro
Carrizo:
3 Pertenece al complejo Antonio J. Bermúdez, del Activo Integral Samaria Luna, Villahermosa, Tabasco
Se localiza en la porción central de la 5 “Faja de Oro Terrestre”, del Activo de Producción Poza Rica-Altamira 15
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PEMEX, jugador importante en el mundo Comparación Internacional Producción de petróleo crudo
2.429 MMbd Reservas de aceite crudo (1P)*
Posición 7° 13°
9.812 MMMb Producción de gas natural
5856 MMMpcd Reservas de gas natural (1P)*
16.549 MMMMpc Costo de descubrimiento y desarrollo
15.62 USD/bl Costo de producción
7.91 USD/bl
17° 33° 1° entre las IOC’s
2° entre las IOC’s
*Subdirección de Planeación, PEP Enero 2015
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PEP: Evolución de la producción de crudo Mbpd 3,500
Estabilización de la producción
Los campos gigantes de crudo pesado costa fuera han dominado la producción de crudo durante 30 años
3,000 2,500 2,000
71%
Cantarell
52%
Ku-Maloob-Zaap
1,500
Otros campos marinos
1,000
Mesozoico Chiapas-Tabasco
500
Tampico-Misantla Basin
0 60
62
65
67
70
72
75
77
80
82
85
87
90
92
95
97
00
02
05
07
10
11%
Portafolio diversificado
54%
35%
de productos Pesado
Ligero
Extra ligero 17
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Retos y oportunidades
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Retos y oportunidades a corto y mediano plazo Retos Mantenimiento de la Producción
La fuerte declinación de la producción de aceite del complejo Cantarell (Akal) experimentada a partir de 2005 ha impuesto el reto de mantener la producción de aceite en niveles de 2.5 MMBD
Retos Incremento del Factor de Recuperación de Aceite
Las tecnologías de procesos de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente fracturados están actualmente limitadas y deben ser adaptadas o desarrolladas para su aplicación en los campos de México
Oportunidades Yacimientos
Admón. Producción de pozos
Mejoramiento de Productividad
Mantenimiento
Optim. SAP
Rec. Secundaria
Monitoreo continuo
Admón. Producción de pozos
Mejoramiento de Productividad
Mantenimiento
Optim. SAP
Rec. Secundaria
Monitoreo continuo
Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado
Yacimientos
Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado
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Retos actuales de la industria petrolera mexicana Ilustrativo Yacimientos convencionales:
Campos maduros
Recuperación adicional
Ambientes complejos:
Desarrollo difícil Volúmenes grandes
Yacimientos No convencionales: • •
Aceite y gas
• Yacimientos Compactos • Aceites extrapesados • Aguas profundas
Shale gas
O G S E I R E D O T N E M E R C N I
A C I G Ó L O N C E T N Ó I C A V O N N I
Shale oil
Desarrollos masivos Volúmenes gigantes
Tamaño del Recurso de Hidrocarburos
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N Ó I S R E V N I R O Y A M
Para afrontar los retos de la empresa
Plan de Negocios
Enfoque en los
Resultados esperados Reservas Talento
principales proyectos
Flexibilidad para la asignación óptima de recursos
Producción
AC Tecnología
Prácticas
Costos
Eficiencia en la
Declinación de la producción
ejecución
Factor de recuperación
Excelencia técnica
AC: Administración del Conocimiento
PROYECTOS 21
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Estrategia de Gestión del Talento NO EXHA USTIVO
¿Cuando retener o reemplazar?
¿Cómo acceder al talento? ¿Que requieren los proyectos?
1 Planear
6 Planear sucesión
2 Reclutar
3 Desarrollar 5 Evaluar
¿Cómo medir y reconocer el desempeño?
Logros • • • •
Reclutamiento de 400 profesionistas Carrera dual Desarrollo de competencias Posgrados
¿Cómo darle competencias?
Proyectos
4 Asignar ¿Cómo tripular los proyectos?
Modelo de Gobierno 22
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Evolución de la estrategia tecnológica de PEP Producción máxima de aceite 3,382.9 mbd
mbd
2010
4,000 Litoral de Tabasco
3,500 3,000
Desarrollo del proyecto Ku-Maloob-Zaap
Inyección de N2 en Optimización Cantarell de Cantarell
2,500 Ku-Maalob-Zaap 2,000 Cantarell
1,500 1,000 Mesozoico Chiapas-Tabasco
500 0
1938 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
1939-1970
1997 - 2004
1971 -1996
Consolidación de la industria petrolera
Crecimiento y estabilización
Recursos propios
Acceso masivo a servicios
2o ciclo
de desarrollo
Seguidor fuerte de tecnologías
2005 - 2015
Declinación y reactivación Nueva estrategia tecnológica
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PEMEX-Post Reforma Energética
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La reforma energética cambia el paradigma de los recursos petroleros del país bajo tres principios fundamentales Introducción de competencia
Participación privada en toda la cadena de valor de hidrocarburos
Asignaciones y contratos para E & P/ Autorizaciones y permisos para el resto de las actividades
Licitaciones abiertas por bloques para E & P
Fortalecimiento de las autoridades del Estado
Transformación de la NOC*
Pemex se convertirá en Empresa Productiva del Estado Conversión de PEP a Empresa Productiva Subsidiaria
Mercado
Nuevos esquemas de remuneración, contratación, presupuesto, etc.
Posibilidad de asociaciones con otras compañías
Necesidad de competir por áreas para explorar y campos
* Por sus sigl as e n in glé s, Com pañ ía Nac ional de P etróleo (National Oil Comp any)
PEMEX
Arreglo institucional
Nuevos mandatos para SENER, CNH y SHCP
Fortalecimiento de la CNH y CRE como reguladores
Creación de una nueva entidad de regulación. ANSIPA
Creación del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos
Creación del Fondo Mexicano de Estabilización y Desarrollo y el Centro Nacional de Gas 25
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¿Cuál es el nuevo rol de Pemex Exploración y Producción?
Antes de la reforma
Después de la reforma
Organismo público descentralizado
Conversión a Empresa Productiva del Estado
Administrador – en la práctica - de los recursos petroleros del Estado
SENER definirá las áreas contractuales y los lineamientos para la licitación de contratos de E & P, mientras que la CNH llevará a cabo la licitación, adjudicación y la administración de los contratos
Responsable de la seguridad energética (mandato de ley)
SENER es responsable de la seguridad energética
El único operador
Pemex tiene que competir solo o en alianza para ganar bloques (contratos) de E & P en un mercado abierto
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Para asegurar el crecimiento de la producción Millones de barriles diarios
Largo plazo Mediano plazo Corto plazo
2.4 – 2.6
2.3 – 2.4
• Ronda Cero
• Farm outs • Contratos de E&E (Ronda Uno):
• Migración de contratos
2.6 – 3.0
Aceite extrapesado No convencionales Chicontepec
• Rondas 1+ • Contratos de E&E (Rondas futuras):
Aceite extrapesado No convencionales Chicontepec Aguas profundas
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En la reforma: ¿Cómo debería ser la transición?
Intervención excesiva del gobierno
Control ex-ante sobre procedimientos
Reglas de entidad gubernamental para aspectos clave
Mandato de Estado (Seguridad Energética)
Conversión de Petróleos Mexicanos en Empresa Productiva del Estado - Instrumento de política energética + Orientada al negocio
Más libertad para la compañía
Control ex-post sobre resultados
Reglas ad hoc para Pemex como entidad productiva (esencial para competir)
Mandato de creación de valor 28
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Comentarios finales
s o r u d a m s o p m a C
PEMEX y PEP se transformarán para competir y mantener una posición de liderazgo
Ser la mejor opción para la monetización de los recursos de hidrocarburos y el desarrollo nacional
Asociaciones estratégicas dirigidas a consolidar posición de relevancia
Capital humano de excelencia y eficiencia en asociaciones
Insuperable desempeño en Seguridad Industrial, Protección Ambiental y responsabilidad social
Desarrollo de capacidades para enfrentar proyectos complejos
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