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INGENIEPIA PETROLERA

Dr. Pedro Silva López •

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Septiembre 8 de 2005.

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Resumen Ejecutivo

Introducción i

1. Marco histórico-económico internacional del gas natural hacia 1998 4 1.1 Estado del mercado internacional del gas natural hacia 1998 3 1.2 Perspectivas de la demanda mundial hacia 2020

C 2. Desarrollo del mercado del gas natural en México, 1991-1 998 6 2.1 Demanda nacional 2.2 Oferta nacional -o

Prospectiva del mercado nacional de gas natural 1999-2008 11 3.1 Evolución de la política nacional en materia de gas natural 1995-2000 3.2 Demanda esperada para el período 1999-2008 3.3 Pronóstico de importación de gas e implicaciones para el mercado

nacional

El programa estratégico de Gas 23 4.1 Situación de PEP en la década de los 90sy condicionantes para el

incremento de oferta de gas natural en México 4.2 Planteamiento de estrategias y líneas de acción 4.3 Objetivo y planeación inicial del Programa Estratégico de Gas (PEG) 4.4 Identificación de áreas con potencial para incrementar la oferta de

gas y definición de proyectos integrales 4.5 Cartera original de Proyectos y principales características de PEG 4.6 Estrategia genérica de ejecución del PEG y sus proyectos integrales 4.7 Alcance del Programa e implicaciones para PEP

C 4.8 Beneficios volumétricos, comerciales y económicos esperados del PEG

4.9 Factores de riesgo asociados a la ejecución de los proyectos del PEG y retos a vencer

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• grama Lstratgco de bas L(:

Dictamen, autorización y evolución presupuestal del PEG 57 5.1 Dictamen y autorización inicial 5.2 Alcance de la autorización original 5.3 Programa gas 2000 5.4 Autorización presupuestal 2001 5.5 Cambio del monto y alcance 2002 5.6 Cambio del monto y alcance 2003 5.7 Programa autorizado de inversiones en 2004

Coodinación organizacional 64 6.1 Antecedentes 6.2 Autorización de la estructura organizativa y nombramiento

de funcionarios 6.3 Evolución funcional de la Dirección Ejecutiva del PEG 6.4 Resumen de logros en la gestión 1999-2003 6.5 Cierre de gestión de la DEPEG

Resultados de la ejecución del Programa Estratégico de Gas 78 7.1 Programa Gas 2000 7.2 Avances 2001-2004 7.3 Avances 2005 7.4 Síntesis, resultados e implicaciones 7.5 Expectativas 2006-2009 7.6 Aspectos relevantes de la ejecución del PEG 7.7 Proyectos relevantes

Reflexiones finales 96

Referencias 98

Anexos

Curriculum Vitae, Dr. Pedro Silva López

Dr. Pedro Si'va Lar •

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ugrarna Estrategico de Gas (PL

Resumen Ejecutivo

En la última década del siglo XX, los pronósticos para el mercado internacional del gas natural indicaban que la demanda continuaría creciendo a ritmos superiores a los de otros combustibles fósiles, incrementándose sustancialmente por las ventajas ambientales y energéticas que el gas ofrece. Por su parte, el comportamiento del mercado mexicano de gas natural registró una tendencia comparable a la evolución internacional, incentivada por la adopción de normas ambientales más estrictas, nuevas tecnologías para la generación eficiente de electricidad, y la eventual desregulación del sector de transporte y distribución de gas natural.

En materia de comercio exterior y balance oferta-demanda del gas seco, México mostró un comportamiento estable; desde 1993 inició exportaciones marginales pero suficientes para mantener la estabilidad de precios con respecto al mercado de referencia del Sur de Texas. Sin embargo, hacia 1999, la Secretaría de Energía pronosticaba un incremento sustancial en la demanda para los siguientes diez años, alcanzando tasas de crecimiento entre 9y 10 por ciento anual, equivalente al doble del comportamiento histórico, condición que no sería satisfecha por la oferta proyectada de PEMEX a partir de su cartera de proyectos vigente en ese momento. Como consecuencia, las importaciones por balance registrarían un crecimiento desmesurado, necesario para compensar la brecha en la oferta de gas seco, anunciando un cambio significativo en el balance nacional de gas. Por ello, la oferta de PEMEX en el sur-sureste de la República debía crecer en forma significativa, para contrarrestar el impacto económico de las importaciones sobre el punto de arbitraje y el precio del gas natural; adicionalmente, sería necesario desarrollar

- nuevas obras de infraestructura para incrementar la capacidad de importación y manejo de gas de norte a sur del país.

Ante este panorama, PEMEX desarrolló estrategias integrales, alineadas a los elementos rectores del Gobierno Federal y a las premisas establecidas por la Dirección General, seguidas de líneas de acción inmediata propuestas por PEM EX-Exploración y Producción para incrementar la capacidad de producción y oferta de gas natural, particularmente de gas no asociado.

Así es como surge en 1997 el Proyecto Integral Cuenca de Burgos, se proyecta la construcción ' y puesta en operación de infraestructura marina para minimizar el envío de gas a la atmósfera y

procesar a bordo el gas necesario para la explotación y, por último, el Programa Estratégico de Gas (PEG) el cual se presentó a mediados de 1999 a las Secretarías de Energía y Hacienda y Crédito Público.

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II: U pania lstrategico ue Uas 1.dJ

El Programa Estratégico de Gas se diseña entonces con el objetivo de desarrollar un plan integral

L de exploración y producción, que aprovechara oportunidades para incrementar la oferta de gas natural en el mediano y largo plazos, a fin de satisfacer los incrementos pronosticados de la demanda interna y reducir el riesgo de incremento en el precio del gas natural.

La planeación inicial del Programa, desarrollada entre 1999 y 2000, dio como resultado la integración de una cartera de veinte proyectos de gas, desarrollada a partir de oportunidades tanto exploratorias como de producción identificadas en las principales cuencas sedimentarias de México, con énfasis en cuatro proyectos integrales orientados al incremento de reservas y producción de gas no asociado.

Durante el proceso de integración de cartera se detectaron posibilidades de carácter exploratorio en las cuencas de Macuspana, Veracruz, Tampico-Misantla-Sur de Burgos y en el área de Crudo Ligero Marino. Se identificaron también opciones de optimización de explotación de campos en producción y se propuso llevar a cabo el análisis detallado del estado y capacidad de la infraestructura existente para eliminar cuellos de botella y manejar la producción adicional. También se analizó la opción de integrar proyectos nuevos de gas asociado en campos de alta relación gas-aceite.

El PEG impuso retos e implicaciones importantes para PEP: en su conceptualización, por contener actividad intensiva exploratoria de alta incertidumbre; de organización, porque el conocimiento sobre gas se encontraba concentrado en áreas específicas de PEP (Burgos) haciendo indispensable el desarrollo rápido de habilidades técnicas, gerenciales y de ejecución en los Activos; de disponibilidad de información confiable de subsuelo, dado el carácter exploratorio y el riesgo inherente; por factores externos, ya que muchas de las actividades se desarrollarían

C en áreas sensibles social y ecológicamente a la actividad petrolera; por su amplia cobertura geográfica, pues los proyectos se encontraban dispersos en todas las regiones de PEP, y por los largos plazos de maduración para la cobertura de la cadena de valor exploración-producción.

La instrumentación del Programa Estratégico de Gas se planeó para ejecutarse en dos etapas. La primera, de 2001 al 2005, seguiría el objetivo de optimizar campos existentes y ejecutar una actividad exploratoria intensiva; la segunda, tendría el propósito de desarrollar los descubrimientos y consolidar el programa exploratorio en el periodo del 2006-2015.

El alcance genérico del PEG consideró un ambicioso programa de ejecución de actividades de estudio, perforación de pozos (exploratorios y de desarrollo) y la construcción de obras de infraestructura durante el periodo 2001-2015. Con el PEG se reactivaría la exploración en México, que permaneció deprimida por al menos un par de décadas por la falta de recursos financieros y por los niveles de reservas de crudo disponibles hacia el inicio del año 2000.

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Un esfuerzo como el PEG no tenía precedente en Pemex Exploración y Producción. Por una

C parte, implicaba que PEP fuera capaz de incrementar en un plazo relativamente corto, su capacidad de ejecución de manera sustancial y sostenida, particularmente en las regiones Sur y Marina Suroeste. Por otra, la capacidad de gestión de la empresa y el apoyo de instancias federales tendrían que ser fortalecidos y desarrollados en un marco estricto de planeación, a fin de contar en tiempo y forma con los permisos ambientales, de acceso y de carácter normativo que se requerirían para garantizar la ejecución eficiente de los programas operativos.

El PEG se planteó como la mejor opción para contribuir significativamente al crecimiento de la producción futura de gas, en la medida que PEP pudiese contar con recursos financieros suficientes y oportunos para la ejecución de las actividades. Si bien el PEG por sí mismo no podría satisfacer de manera total los requerimientos proyectados de demanda, de cumplirse las expectativas, el PEG presentaba el potencial de resultar en un ahorro máximo en el mercado

C nacional de gas natural, de entre 65 y el 80 por ciento en las importaciones por balance durante el periodo 2005-2009.

Además de los beneficios volumétricos y comerciales por el incremento en la oferta y la reducción de importaciones, el PEG ofreció beneficios económicos importantes ya que su cartera estaba integrada a partir de proyectos de rentabilidad atractiva, a pesar de no ser proyectos de aceite con alto valor. Sin embargo, estos beneficios estarían acompañados por riesgos no sólo geológicos, sino financieros, incertidumbre en el acceso a bienes y servicios especializados, riesgos en la obtención de permisos, en la disponibilidad de personal y en la capacidad de ejecución.

La cartera del PEG fue conformada por cuatro proyectos integrales, nueve exploratorios y siete de explotación. Se sometió en el año 2000 a la autorización de la Unidad de Inversiones y Desincorporación de Entidades Paraestatales de la SHCP y el Programa fue autorizado para ejecutarse a partir del 2001 con recursos PIDIREGAS.

Bajo los lineamientos de la Secretaría de Hacienda, la autorización consideró solamente el desarrollo del PEG durante el periodo 2001-2005. El dictamen original se restringió fundamentalmente a un alcance definido por una primera etapa de optimización de campos en explotación e incorporación de nuevas reservas y no consideró los requerimientos de inversión necesarios para desarrollar los campos que podrían ser descubiertos como resultado de las inversiones aprobadas para el periodo autorizado.

El paquete PIDIREGAS que fue autorizado para el PEG alcanzó un monto de 44,200 millones de pesos en flujo de efectivo para ejercerse del 2001-2009. Por controversias al nivel federal, el

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flujo de efectivo para arrancar la ejecución fue asignado a PEP hasta julio del año 2001. El impacto por el retraso en el inicio del PEG obligó a buscar opciones adicionales y plantear la reestructuración del perfil multianual de inversiones.

Con base en resultados iniciales y la incorporación de nuevas oportunidades a la cartera en

C 2002, la SHCP aprobó la primera propuesta de cambio de monto y alcance del PEG, incrementando el monto autorizado a 86,244 millones de pesos de 2002.

En 2003, el Programa se modificó nuevamente por la adición de los proyectos exploratorios Veracruz Marino y Cazones, y se reincorporó parte del proyecto integral Tampico-Misantia-Sur de Burgos, que había quedado fuera de la autorización presupuestal original. Esta modificación de monto y alcance ascendió a 91,905 millones de pesos de 2003.

Para el año 2004, la inversión PIDIREGAS se incrementó a 128,320 millones de pesos de 2004, requeridos para ajustar incrementos en la perforación de pozos exploratorios, principalmente para las áreas de Crudo Ligero Marino y Lankahuasa, así como para tomar en cuenta una mayor actividad en la construcción de plataformas y ductos por la adición de más campos a desarrollar en Crudo Ligero Marino.

- Para coordinar la planeación, instrumentación y seguimiento del PEG, se organizó la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas (DEPEG) integrada por especialistas en Ingeniería Petrolera, Geociencias e Infraestructura de Producción, caracterizados por su capacidad para realizar y fomentar en PEP el trabajo en equipo. Durante 1999-2000, este grupo se dedicó a la documentación y la autorización del PEG; del 2001 al 2003, a la consolidación de los principales

— proyectos autorizados y al desarrollo de habilidades en la Organización formal de PEP, reintegrando a partir del 2004 sus funciones a la organización.

La Dirección Ejecutiva tuvo logros importantes. Destacan la integración y autorización de la cartera de proyectos, la gestión y autorización del financiamiento para iniciar la ejecución, el desarrollo de una perspectiva integral del PEG hacia el exterior de Petróleos Mexicanos, el oportuno cumplimiento en la entrega de información a autoridades externas, la concentración de conocimientos técnicos de gas en materia de geociencias, ingeniería de yacimientos, producción e infraestructura de manejo y transporte en beneficio del PEG y de PEP, el desarrollo de sistemas de información para la integración y validación automática de información relacionada a la ejecución del Programa, y la formalización en el Organismo de las funciones administrativas adecuadas para el ambiente PIDIREGAS.

Dr. Pedro Silva Lóp; Iv

1 II

Desde su inicio a mediados de 2001, el PEG ha arrojado resultados importantes. En materia de exploración, se han incorporado al cierre de 2004 un total de 957 millones de barriles de petróleo crudo equivalente -11 por ciento más de las reservas comprometidas en el Plan Maestro- con un nivel de éxito exploratorio del 52 por ciento, a pesar de la complejidad geológica y operativa de algunas cuencas.

Los sucesos más importantes han ocurrido en áreas marinas. Por mencionar algunos, se distinguen los pozos exploratorios Akpul 1, que en pruebas aportó 32 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas y el Hap 1 con 25 millones, los cuales confirman el potencial del Proyecto Campeche Poniente Terciario. Mención especial merece el pozo Lankahuasa-1 con el que se descubre la primera provincia gasífera en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a las costas de Veracruz.

Al nivel proyecto destaca el Integral Cuenca de Veracruz, en el que se han descubierto varios campos, entre los que destacan Vistoso, Madera, Apértura y Arquimia, entre otros, los cuales están empujando el rápido crecimiento en la producción de gas y ampliando el alcance de las actividades de caracterización inicial y desarrollo del proyecto.

Por lo que respecta al beneficio de producción incremental de gas, del 2001 al cierre de 2004 se han obtenido 472 millones de pies cúbicos, siendo Veracruz el proyecto que más ha aportado, al cuadruplicar su producción original pasando de 150 a 600 millones de pies cúbicos diarios. Considerando la producción base de campos en explotación, al cierre del 2004 se había alcanzado una producción total de más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios, prácticamente igualando la producción de la Cuenca de Burgos en 2004.

En cuanto a la perforación y terminación de pozos de desarrollo, el PEG ha cumplido con el 74 por ciento del número original programado, debido al atraso en la construcción de plataformas en Crudo Ligero Marino y al incremento de costos de perforación en Veracruz. Destaca en los resultados la terminación del pozo Arquimia 41 del Proyecto Integral Cuenca de Veracruz, con una producción de gas seco sin precedente en la historia de la industria nacional de 87 millones de pies cúbicos diarios. En obras, el PEG ha concluido 35 hasta el cierre del año pasado, lo que representa haber construido la mitad de la infraestructura considerada en el programa original.

Para 2005 continuarán los resultados favorables en producción e incorporación de nuevas reservas; en general, se anticipa cumplir satisfactoriamente con las metas anuales. Para el periodo 2006-2009, se proyectan resultados satisfactorios, tanto en metas volumétricas como en todos los aspectos de actividad física, previéndose incluso sobre cumplimientos con respecto

Dr. eciFo 3Va L y •

al Plan Maestro (2004) además de continuar los procesos de identificación de oportunidades en los diferentes Activos.

Con respecto a los volúmenes de importación por Reynosa (Balance), éstos han sido menores a los originalmente previstos por factores econométricos diversos; sin embargo, el Programa Estratégico de Gas ha empezado definitivamente a influir y a contribuir en la reducción del déficit en el balance comercial.

La planeación e instrumentación de un esfuerzo de la complejidad del PEG, pone una vez más de manifiesto la capacidad de técnicos de PEMEX Exploración y Producción para afrontar retos y asumir los compromisos derivados de la obligación institucional de proveer los hidrocarburos que el país necesita para su desarrollo. Como resultado de la aplicación combinada de la Ingeniería Petrolera y las Geociencias, apoyados en la experiencia para conceptualizar, planear, supervisar la ejecución y evaluar un programa de la magnitud del Programa Estratégico de Gas, se demuestra que a través de la Ingeniería y en un ambiente de trabajo en equipo, es posible generar un cambio fundamental en los paradigmas de ejecución y de capacidad para agregar valor.

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c .)grama Estratégico de Gas (PE

O

• Introducción

Desde finales de la década anterior se registró una marcada tendencia mundial hacia un cambio en el patrón de consumo de combustibles, de la cual México, como país en desarrollo, no pudo sustraerse. La transición hacia el uso del gas natural como un combustible más barato, eficiente

e

y de menor impacto al medio ambiente marcó el inicio de una nueva etapa en el esquema energético mundial.

Las preocupaciones ambientales, específicamente establecidas por el Protocolo de Kyoto de diciembre de 1997, impulsaron de manera definitiva a las economías a optar por el uso de gas

C natural como combustible preferente, dado que resulta en emisiones más bajas de CO 2 y SO2 comparado con el resto de los combustibles fósiles. El gas natural se prefirió por razones técnicas, especialmente en la generación de electricidad, donde la tecnología de ciclo combinado ha

C incrementado la eficiencia y competitividad del gas natural.

A partir de estas condiciones, a finales de la década de los 90's la Secretaría de Energía, en su Prospectiva del Mercado del Gas Natural, ratificó una situación de riesgo para el entorno energético nacional, indicando que la demanda de este combustible crecería a ritmos superiores

C a los previstos por el incremento de la oferta de gas natural en el país; con ello, México entraría en un esquema de importación creciente derivando en un impacto negativo en el precio del gas natural en el país.

En respuesta a esta problemática, PEMEX Exploración y Producción propuso al Gobierno Federal en el año 2000 el desarrollo del Programa Estratégico de Gas, mediante el cual Petróleos Mexicanos incrementaría la oferta interna de gas, reduciendo de manera significativa los niveles de importación anticipados en el mediano y largo plazos.

En este documento se describe el Programa Estratégico de Gas (PEG), enmarcando su L.

conceptualización, evolución y desarrollo a partir de las condiciones macroeconómicas imperantes en el mercado nacional de gas natural en 1998-99; asimismo, se documentan los esquemas de

C planeación y de organización utilizados para lograr la integración, evaluación, documentación y autorización del Programa por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (a partir del aval otorgado por la Secretaría de Energía) como el planteamiento más viable y rentable para atender en el mediano plazo la situación emergente derivada del crecimiento significativo en la demanda de gas natural en el país, pronosticado a partir del año 2000.

Dr Pedro SUya L.5p 1 •

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El Capítulo 1 presenta el marco histórico-económico de referencia, describiendo brevemente el

C estado del mercado mundial del gas natural al final de la década de los 90's, así como las perspectivas de la demanda mundial hacia el 2020. Por otra parte, en el Capítulo 2 se aborda el tema del desarrollo del mercado mexicano del gas natural en el periodo 1991-1998, caracterizando la demanda nacional y la oferta de gas de PEMEX.

Desde el punto de vista de la Coordinadora del Sector, en el Capítulo 3 se analiza la problemática esperada del incremento en la demanda de gas en México y sus motivadores, a través de los estudios de prospectiva del mercado de gas natural a partir de 1999 y hasta iniciar el siglo XXI, indicando los pronósticos de importación y las implicaciones del balance desfavorable anticipado

-

en el mercado nacional, particularmente en lo referente al posible incremento en el precio del hidrocarburo.

El Programa Estratégico de Gas (PEG) surge como la respuesta de PEMEX para afrontar la problemática esperada. A partir del análisis de la situación de la empresa y las condicionantes para el incremento de la oferta de gas natural en México, se puntualizan las principales estrategias • y líneas de acción seguidas por PEMEX Exploración y Producción (PEP) para asumir su compromiso de incrementar las reservas y la producción nacional de gas natural. Además de lo anterior en el Capítulo 4 se describe el objetivo y elementos de planeación, tales como la identificación de áreas de mayor potencial, la integración de la cartera de proyectos y la estrategia de ejecución del PEG. Se trata además en este capítulo los beneficios esperados de la instrumentación del Programa y las implicaciones para PEP, así como los factores de riesgo asociados a la ejecución y los retos a vencer por parte de la organización. Sin duda, el Capítulo 4 se convierte en la parte medular de este documento.

Como complemento al anterior, en el Capítulo 5 se aborda el proceso de dictamen de proyectos

C y aprobación de la cartera PEG por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, que se llevó a cabo para contar con la autorización de recursos de inversión necesarios para el arranque del Programa a partir de 2001, describiendo las restricciones impuestas y sus implicaciones.

e Adicionalmente, en este capítulo se presenta la evolución de los montos de inversión autorizados, las razones que los justificaron y el alcance de los mismos.

Planear, documentar y diseñar la instrumentación y arranque de un programa tan ambicioso como el PEG, necesariamente requirió de la participación e involucramiento de recursos organizacionales dedicados a este propósito. En el Capítulo 6 se describe la creación y responsabilidades de la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas (DEPEG),

e organización temporal diseñada conjuntamente con la Dirección General de PEMEX, encargada en PEP de las funciones de planeación, gestión, seguimiento y evaluación del desarrollo de los proyectos del PEO. En este capítulo se describen las funciones realizadas, herramientas desarrolladas y los logros de la gestión relevante de la Dirección Ejecutiva del PEG en el periodo 2000-2003, hasta la implantación de la transferencia de funciones y responsabilidades a la organización formal.

2 •

e,

En el Capítulo 7 se presentan los resultados más relevantes de la ejecución del PEG en los distintos Activos y Regiones de PEP, separando la descripción en dos secciones. Primero, se describen los avances registrados durante el periodo 2000-2004, destacando los aspectos relevantes y, segundo, se incluye material que muestra lo realizado durante el primer semestre de 2005, considerando la proyección de cierre. Esta sección del documento no pretende constituirse en un documento de evaluación; sin embargo, se incluye al análisis ejecutivo de las desviaciones más importantes, así como la descripción de los resultados sobresalientes, particularmente al nivel pozo y proyecto. Finalmente, se concluye con un punto de vista sobre las principales enseñanzas que ha dejado el proceso de instrumentación del PEG.

En los anexos se incluye un panorama general de los cuatro proyectos más importantes de la Cartera PEG: Cuenca de Veraccruz, Lankahuasa, Crudo Ligero Marino y la Exploración en la Sonda de Campeche. Del material presentado, el lector podrá tener una idea clara de la complejidad, variedad de opciones, expectativas y magnitud del reto que ha representado para PEP la instrumentación del programa.

Si bien el Programa Estratégico de Gas (PEG) desde su origen no pretendió evitar que México sea un importador neto de gas desde el año 2001 y continúe siéndolo en el mediano plazo, constituye por sí mismo uno de los pilares de la estrategia energética nacional e institucional, además de haberse erigido —conjuntamente con los Proyectos Cantarell y Cuenca de Burgos-

- en una de las iniciativas más importantes y complejas que PEMEX Exploración y Producción ha impulsado en el pasado reciente, dejando de manifiesto la capacidad organizacional de la empresa para planear y ejecutar esfuerzos de tal magnitud, así como su compromiso con la responsabilidad institucional de abastecer el mercado nacional de hidrocarburos.

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• grama Estratégico de Gas (PEL

• Marco histórico-económico 1 de referencia

1.1 Estado del mercado internacional del gas natural hacia 1998 En 1998 ya se reconocía internacionalmente la importancia relativa del gas natural como impulsor energético con respecto al petróleo y el carbón. Tanto las proyecciones de demanda elaboradas

C por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) como las de oferta y demanda de gas natural 1996-2020 publicadas por la Agencia Internacional de Energía, indicaban al final de la década pasada que el mercado internacional del gas natural continuaría creciendo a ritmos superiores a los de otros combustibles fósiles.

Dicha tendencia creciente obedecería a la cada vez mayor participación del gas natural en el IL abastecimiento mundial de energía, convirtiendo a este energético en la tercera fuente de energía

primaria. El mayor dinamismo en el crecimiento de la demanda se esperaba en los países en desarrollo.

Las perspectivas de crecimiento del mercado internacional del gas natural contaban con respaldos sólidos en términos de la situación a 1998: el comportamiento histórico de las reservas mundiales y de la producción de gas seco, así como la tendencia de desarrollo de los patrones de consumo y de demanda en el periodo 1991-1998 (Ver Figura 1) ambos comparados con el desempeño del petróleo crudo en esos mismos temas, como se comenta a continuación.

• Reservas mundiales de gas natural a 1998. En el periodo 1991 -1 998, las reservas mundiales de gas natural crecieron un 2.4 por ciento anual, mostrando un desarrollo más favorable para presuponer cierta seguridad en el abastecimiento. En contraste, las reservas mundiales de petróleo solamente aumentaron en 0.6 por ciento anual en el mismo periodo.

Cabe señalar que hacia finales de la década de los 90's, el 8.5 por ciento de las reservas mundiales de gas natural estaban localizadas en cuatro países americanos: Estados Unidos, Venezuela, Canadá y México, ocupando nuestro país el 140 lugar a escala

C,

mundial al registrarse en 1998 un volumen de 63.5 miles de millones (billones) de pies cúbicos.

• Producción mundial de gas seco. De 1991 a 1998, la producción de gas natural creció a una tasa de 1.7 por ciento anual, ligeramente superior al 1.6 por ciento registrado para el petróleo. Si bien en Norteamérica el mayor crecimiento se registró en Canadá

41

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con un 6.2 por ciento anual, la producción de PEMEX creció a un 3.2 por ciento, colocando a México en el 13 0 lugar mundial como productor, cerrando 1998 con un promedio anual de 3, 367 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).

• Consumo mundial de gas natural seco. Durante el periodo 1991-1998, el consumo mundial creció a un promedio anual de 1.7 por ciento, superior al 1.3 por ciento del petróleo.

Reservas probadas de gas nuraI Producción de gas seco (8,/Iones de pies cúb/cos) (Mi/Iones de pies cúbicos discos)

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lV (Billones depes cúbicos diarios)

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193

Fuente. BM Amoco S1el,siiceI Reew 07 WsrIO Energy, 1889

Secrelaría ve Energia Prospectes del Mercado del Gas Cal ural IBde. 11 2008 28 versión octubrede Iseo ._L 1901 1002 1902 1994 1995 1006 1007 0090

Figura 1. Crecimiento mundial del gas natural: reservas, producción. México 1998.

1.2 Perspectivas de la demanda mundial al 2020. De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía, ya se proyectaba que la demanda mundial de gas natural se incrementaría a una tasa promedio de 2.6 por ciento anual. Para el caso específico de México, integrante del grupo de América Latina, el crecimiento esperado se anticipaba más rápido, de 4.9 por ciento, superior al 3.5 por ciento proyectado para los países no miembros de

1% la Organización para el Comercio y el Desarrollo Económico (OCDE). Particularmente en Norteamérica, la tendencia ya confirmaba un notorio cambio tecnológico del que México no sería ajeno: de las calderas industriales a las turbinas de ciclo combinado para la generación de electricidad, como respuesta a marcos ambientales y regulatorios más estrictos.

En resumen, tanto el Departamento de Energía como la Agencia Internacional proyectaban que el gas natural sería la fuente de energía primaria de mayor crecimiento hasta el año 2020, a un ritmo casi al doble que el esperado para el petróleo y el carbón.

59

E7

•ij.jrarna Estrateglco de Gas (PE

: Desarrollo del mercado del gas 1 natural en México, 1991-1998

(. 2.1 Demanda nacional. El comportamiento del mercado nacional del gas natural en los primeros ocho años de la década de los 90's registró una evolución de tendencias comparables a las registradas en la escena internacional.

Durante el periodo de análisis, de acuerdo a cifras reportadas por la Secretaría de Energía, el consumo de gas seco en el país había crecido a una tasa de 3.6 por ciento promedio anual, al pasar de 3,166 MMPCD en 1991 a 4,054 MMPCD en 1998.

Sin duda, el crecimiento en el consumo fue influido por el dinamismo del sector industrial que si bien no creció de manera significativa, representó más del 45 por ciento del consumo total. En segundo término, el sector petrolero fue responsable del 38 por ciento del consumo registrando la tasa de crecimiento más alta (6.8 por ciento); mientras que el sector eléctrico ocupó el tercer lugar al ser responsable del 14 por ciento del consumo, con una tasa de crecimiento de casi 6 por ciento, destacándose el incremento de alrededor del 30 por ciento entre 1997y 1998 (Ver Cuadro 1).

M4iceeu de pies cubicas dianas

SECTOR 1991 1992 1993 1994 1995 1995 1997 1999 TACC

(6)

Eléctrico 433 400 385 466 494 492 538 639 5.7

Industrial 1.549 1.574 1 .437 1.481 1.5$7 1,613 1,56 1.592 0.4

( 1.088 1.054 Petrolero 1.126 1.210 1.205 1.406 1.564 1728 6.8

Residencial y comercial 99 iDO 92 80 63 03 100 94 0.3,

f Total Nacional 11 3.165 3.128 3.039 3.236 3.349 3.605 3.763 4.054 3.6

C Cuadm 1. Crecimi nto del consumo n onal de gas natural Oid ndo fqbla por sector 1991-1998. Comportamiento de la demanda por regin y sector. n terminos regionales, la

• región Golfo —conformada por los estados de Veracruz y Tabasco- registró el mayor consumo de gas con una participación deI 43 por ciento del total en el periodo y una tasa anual de crecimiento del 2.4 por ciento. La razón del alto consumo se explicaba porque en estos dos estados se concentraba en ese entonces la mayor actividad

O petrolera del país. (Ver Figura 2).

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1 l• — g rama EstrategLco de Gas

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—538

Resto del eas 1 554

- 941 7.9

gTotal 1991: 3,166 Total 1998: 4,054

3.6

P-lxre MeÑJact'x'ya P'YS'tMfl'il (* %'trP A M.ni 'W-uA. .!j s-,, tL4Ve pr

Figure 2. Consumo nacional do gas por región 1991-1998.

Por otra parte, la región Noreste integrada por Nuevo León, Coahuila, San Luis Potosí, ' Tamaulipas y Zacatecas participó de casi el 21 por ciento del consumo en el periodo,

derivado de mayor número de clientes del sector industrial y de mayor demanda del sector eléctrico en la región.

El tercer lugar de consumo en el periodo 1991-1 998 se registró en la región Centro que concentra a la Ciudad de México y a los estados de Puebla, Querétaro, Estado de México, Morelos, Tlaxcala e Hidalgo. Esta región tuvo una tasa de crecimiento anual del 3 por ciento, como reflejo de incrementos en las demandas de los sectores industrial y eléctrico.

2.2 Oferta nacional. • Reservas. En el periodo 1991-1 998, las reservas probadas de gas seco de México

decrecieron a un ritmo de 1.5 por ciento anual, pasando de 71,508 a 63,456 miles de millones de pies cúbicos (MMMPC).

El 60 por ciento del volumen total al 1 0 de enero de 1998 se encontraba en campos de la Región Norte, asociada a las reservas de la Cuenca de Burgos y a las importantes reservas de crudo no asociado del Paleocanal de Chicontepec. La Región Sur era la segunda en importancia con el 23 por ciento del total, seguida por las Regiones Marinas con un volumen de casi 11 MMMPC, equivalente al 17 por ciento. En la Figura 3 se presenta la evolución de las reservas probadas de gas de México en el período 1991-

ID 1998, indicando su variación regional.

La tendencia decreciente de las reservas probadas en el periodo 1991-1998 se debió a limitantes de PEMEX Exploración y Producción (PEP) para incorporar nuevas reservas que compensaran el ritmo de extracción.

-0 1

7

ID

c

Por Región Millones de pies cúbicos diarios

1.7%

71.5 71.5 70.0 69.7 68.4 67.7

1 63.9 63.5

-

.L I

1991 1992 1993 1994 1995 1098 1997 1998

Norte 371 6 7 36 6 36 5 363 362 30.5 38.2

Sur 231 232 220 21 6 208 198 182 14.6

Marinas 113 111 115 117 113 110 112 107

Total 71.5 71.0 70.0 69.7 68.4 67.7 63.9 63.5

NCOot as c0'ospuec1en varas por /edon08o

(icorosa/lo doe/ero de cada año

Fue/le. 507,81055/58 00,815/o, PrOSpeOls/O C1e/M000520 del SOS 1/0(1.20/1000.200828 oe(540, 001/180081000, 000003080 P80185 Merlo//O se robores, vares ellos

-. Figura 3. Evolución de las reservas probadas 1991-1998. Incluye Tabla por Región.

C • que compensaran el ritmo de extracción.

Capacidad de producción de PEP. Durante los primeros 8 años de la década de los 90's, la capacidad de producción de PEP creció a un promedio anual del 4 por ciento, sobresaliendo los incrementos de extracción de gas en el norte del país, reflejo del inicio de la ejecución exitosa de la reactivación de la Cuenca de Burgos. En esta región, entre 1995

#1 y 1998 la producción de gas natural pasó de 548 a 1,038 millones de pies cúbicos diarios.

La capacidad de producción total de gas de PEP pasó de 3,633 MMPCD a 4,791 MMPCD

C de 1991 a 1998 (Ver Figura 4). Si bien los volúmenes fueron importantes, es necesario señalar que el 73 por ciento de la extracción total correspondió a gas asociado a la producción

C de crudo, evidenciando la extrema dependencia construida a través de años de dirigir la inversión y la actividad exploratoria a la extracción de aceite, incentivado por el evidente atractivo económico.

Millones de pies cúbicos diarios

TACC(%)

123% 9.0

16%

, No Asociado

77% 29

84% ____ Asociado

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Asociado 3,039 3,025 3,092 3,108 3.154 3,479 3,631 3.704

No asociado 594 559 483 517 605 717 837 1.087

4.0

ji 8/ocre: P80184 Memore 901980000, VariOs años. Figura 4. Producción dogos natural PEFi 3991-1998

8•

e L,

• Producción nacional de gas seco 1991-1998. El gas extraído por PEP de los yacimientos en el subsuelo se clasifica en tres tipos de gas natural: gas húmedo amargo, gas húmedo dulce y gas seco de campos. La suma de los volúmenes de los dos primeros es entregado a PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) para obtener gas seco mediante proceso (endulzamiento, deshidratación y recuperación de líquidos) que es finalmente el hidrocarburo que se entrega a clientes y constituye parte de la oferta comercial de gas natural en el país.

Por su parte, la producción nacional total de gas seco - incluyendo la de plantas de PGPB, gas seco directo de campos, de formación empleado por PEP y otras corrientes- pasó de 2, 965 MMPCD promedio anual en 1991 a 4,004 MMPCD en 1998, equivalente a un crecimiento del 4.4 por ciento promedio anual, siguiendo la tendencia en la extracción de PEP en el periodo. El comportamiento descrito se ilustra en la Figura 5.

1991-1998

Millones de pies cúbicos diodos

599 4,004395

2,824 451 .!... 3,182 2,965

1991 1998 1991 1998 Seco de campos Húmedo dutce húmedo amargo

11 ti —

PEP

PG PB

Total

De plantas

1991: 3,373

1991: 2,566

()PEP 1998: 4.177

1998: 2,816

Fue,tte: Sears; sria de Energía, ProspecteN ce; Mercase del Ges Notare; meO-seca, 20 versú5 adaMe d5 lOde, con baos so PecEs, Men?000 de Laboreo, yermo años

Figura 5. Compodamiento de la entregado gas de PEPy producción nacional de gas seco, con tabla de producción por tipo de gas.

• Comercio exterior y balance oferta-demanda. Respondiendo a situaciones especificas de logística y del balance oferta-demanda, el comercio exterior de gas seco en el periodo de análisis registró un comportamiento estable en el que si bien se requería de importaciones, desde 1993 México inicia exportaciones marginales, suficientes para mantener la estabilidad de precios con respecto al mercado de referencia en el Sur de Texas.

Las importaciones de gas hasta la actualidad corresponden a dos tipos: importaciones "logísticas" que se realizan para satisfacer la demanda de gas en el norte y noroeste por ser más económico suministrar el gas de los Estados Unidos que transportarlo desde los centros productores del sureste de la República, y las importaciones "por Reynosa (balance)" que obedecen a insuficiencias en la oferta interna para satisfacer la demanda nacional.

HiJiiJ slIús; LOpH.:

9•

c

lí .f

Li

FO ii Durante 1998, las importaciones totales habían alcanzado un volumen de 145.5 millones de pies cúbicos diarios, equivalente al 3.5 por ciento de la oferta total, debido fundamentalmente a la mayor utilización del gas natural por razones ambientales y a que el sector eléctrico empezó a registrar una mayor demanda, a partir del inicio de operaciones de la planta II en Samalayuca.

En ese mismo año, las importaciones "por Reynosa" fueron del orden de 23 millones de pies cúbicos diarios, necesarias para compensar una menor oferta de gas seco. Aunque mínimo, el nivel de importación al final del periodo anunciaba un cambio significativo en el balance oferta-demanda para la última década del siglo.

ID Las exportaciones se componen del excedente de la producción nacional, una vez que se ha satisfecho la demanda interna. La reanudación de exportaciones desde 1993 pasó de 4.6 MMPCD a 32.2 MMPCD promedio en 1998, como resultado del inicio de

ID operaciones del Proyecto Integral Cuenca de Burgos en 1997 y de la recuperación de la capacidad de procesamiento de PGPB después del accidente del Complejo

ID

Procesador de Gas Cactus en 1996. En la Figura 6 se muestra el comportamiento de la balanza comercial para el período 1991-1 998.

.

0

ikw

1991-1998

Millones de pies cúbicos diarios

1992 1 1993 1 1994 1 1995 1 1996 1 1997

Exportaciones

36 37 32

+ 19 21

(-)

Importaciones

(250)

Fuente Secretaria de Energia Prospectiva del Mercade del Gas ti atnral 1599200G 2a rnrsión estable de 1599, con base en Pernee, Memoria de Labores, varios años

le Figura 6. Balance de comercio antenor de gas natural en México

e :1 10•

s

o c c a ,

o

rama LstrategLco oc Gas i-

1 Prospectiva del mercado nacional de gas natural 1999-2008

3.1 Evolución de la política nacional en materia de gas natural 1995-2000. El gas natural ha jugado, desde la década de los 90's, un papel de importancia creciente en la estrategia nacional energética y, por ende, en las estrategias y prioridades de Petróleos Mexicanos. Aspectos decisivos ocurridos en esa década, orientaron de manera definitiva el rumbo de la demanda y del mercado mexicano del gas natural en general, y prevalecen en la actualidad.

Entre estos aspectos destacaron el efecto conjunto de la adopción de medidas ambientales

C más estrictas y los cambios tecnológicos hacia la utilización de plantas de ciclo combinado para la generación de energía eléctrica. Otro factor decisivo lo constituyó hacia mediados de la década pasada, las reformas que permitieron la apertura de la industria del transporte a la iniciativa privada. (Ver Figura 7).

1995-2000

Factores de cambio

• Adopción de medidas ambientales más estrictas.

• Cambios tecnológicos en la generación de energía

eléctrica.

• Apertura del transporte de gas a la iniciativa privada.

le • Fomento del desarrollo sustentable. Figura 7. Sucesos decisivos para el mercado nacional.

A continuación se intenta caracterizar el escenario prevaleciente en el mercado nacional de gas natural en la década anterior, describiendo los aspectos más sobresalientes que desembocaron en un crecimiento esperado de la demanda por arriba del comportamiento histórico.

• Desarrollo Sustentable. En diciembre de 1994, se introdujeron dos nuevas normas ( ambientales. La NOM 085 estableció un nivel máximo de emisiones de partículas de

S02 y NOx para fuentes no móviles, implicando un impacto significativo en el sector industrial y en los paquetes de consumo para generación eléctrica. La norma NOM 086 de 1998, especifica las características de calidad de los combustibles con relación a los límites de emisión.

11 U

o o

• RELU

Estos nuevos estándares ambientales representaron, desde su introducción en el mercado nacional, un gran reto para el sector energético mexicano, particularmente para la Comisión Federal de Electricidad (CFE), considerando que tanto para la

it generación de energía eléctrica como en materia industrial, el combustóleo con alto contenido de azufre había sido hasta entonces el combustible más utilizado, siendo entonces necesario cambiar a la utilización de gas natural por su menor producción de contaminantes (Ver Figura 8).

Libraslmmbtu

S0,< CO2 NO

Gas natural' 0 130 0.29

Diesel" 0.05 172 0.60

Combustóleo'-" 1.1 180 030

Carbón"-" 1.9 220 ose

Por quemador de bajo NO "Con o nl rol "Cornbustóleo de bajo azufre (191); fiaros nonnol, quemador bajo NO

Carbón fldurren050, fuego tangencial, fondo seco, 1 2% de azufre, sin desulfurador

Figura 8. Emisiones a la atmósfera por tipo de combustible.

Este cambio indujo a PEMEX a modificar su cartera de producción, a fin de incrementar la oferta de productos más limpios; con ello, la Empresa definió estrategias concretas encaminadas al desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura.

• Cambios tecnológicos. En busca de soluciones más rentables, eficientes y limpias, se introdujo en México la tecnología de plantas de generación eléctrica de ciclo combinado, dando con ello un fuerte impulso al desarrollo acelerado de la industria del gas natural (Ver Figura 9). Aunque la CFE continuaría siendo responsable único por el suministro de electricidad al sector público, el sector privado aprovechó esta tecnología a partir de 1992 para la generación de electricidad como productores independientes y en 1995 para participar en otras actividades relacionadas al gas natural, aprovechando las reformas legales que se dieron en el Sector.

A partir de ello, se incrementaría notablemente la demanda esperada y observada de gas natural en el país y el gas natural incrementaría su relevancia en el balance energético. Para afrontar este crecimiento, la producción nacional del hidrocarburo tenía

12

(1 u

1 Le

c

c o o

necesariamente que ser incrementada, a fin de evitar la dependencia de fuentes externas, particularmente del mercado regional —altamente competido- del sur de Texas. Para mediados de la década de 1990, fue evidente y necesaria una gran reestructuración del mercado nacional de gas natural.

Por ciento

70 Ciclo combinado

-1-Turbina de gas

60 Combustión interna

Térmica convencional

50 1 50%

40

30

20

1960 1970 1980 1990 2000

Figura 9. Incremento de la eficiencia en la generación de energía

• Desregulación y reestructuración de la industria. En 1995, el Gobierno Federal introdujo reformas importantes al sector de gas natural, teniendo como objetivos fundamentales (Figura 10) no sólo el atraer la inversión privada y facilitar el desarrollo de proyectos privados de generación, sino también el marcar políticas de precio para reflejar condiciones de costo de oportunidad del gas natural, de acuerdo con la situación real de mercado en el Sur de Texas.

Industria nacional del gas, 1995

• Atracción de inversión privada.

• Competitividad por disponibilidad de combustible confiable.

• Mejora del medio ambiente.

• Desarrollo de nuevos proyectos de generación de electricidad.

• Política de precios basada en costos de oportunidad.

Figura 10. Objetivos de la desregulación de la industria dagas natural.

13 •

3.2 Demanda esperada para el período 1999-2008. Considerando el comportamiento y tendencias de la industria internacional del gas natural, como el entorno macroeconómico nacional y la dirección marcada por la nueva política energética, hacia finales de la década pasada la Secretaría de Energía (SE) publicó sus estimaciones de la demanda de gas natural en el país para el periodo 1999-2008.

El análisis de demanda estaba asociado al crecimiento del Producto Interno Bruto Nacional, considerando un rango de posible evolución de la demanda, mostrando que el crecimiento de ésta estaría por encima de la actividad económica del país. En el Escenario Base, se

- asumió un crecimiento económico promedio anual de 4.8 por ciento para el periodo 1999-2008, mientras que en un Escenario Alto se suponía que el país crecería anualmente a una tasa de 5.2 por ciento.

El cálculo de las proyecciones consideró la evolución proyectada para los sectores eléctrico, industrial, petrolero, residencial y de servicios, y transporte vehicular. Cabe señalar que a diferencia de los otros sectores, el crecimiento del sector petrolero dependería sólo del programa multianual de inversiones de PEMEX. Asimismo, se consideró la entrada en vigor de límites más estrictos al nivel regional de la norma ambiental a partir de 2002.

Con respecto al sector eléctrico, en las proyecciones se incluyeron por primera vez los efectos esperados de generar electricidad bajo las modalidades de cogeneración y autoabastecimiento, haciendo entonces necesario considerar la demanda de gas natural por parte de productores independientes, considerando los permisos y resoluciones otorgadas por la Comisión Reguladora de Energía, así como la proyección de otorgamiento.

• Proyección de demanda 1999-2008. Hasta 1998, la demanda de gas en México había crecido a ritmos ligeramente inferiores al 5 por ciento anual. Por su parte, la oferta de gas había sido suficiente para atender la demanda e, inclusive, dotar al país de la capacidad de exportar excedentes a partir de 1993, como se ha comentado anteriormente (Ver Figuras 11 y 12).

Sin embargo, para la siguiente década la situación sería radicalmente diferente. De acuerdo a los análisis preliminares de la Secretaría de Energía, en los próximos diez años a partir de 1999, se observaría un importante repunte en la demanda de gas natural -que crecería a ritmos entre 8.9 y 9.3 por ciento anual- alentado por las

- acciones gubernamentales para contar con un mercado abierto y competitivo que favoreciera el crecimiento económico y sustentable del país. Estudios posteriores confirmarían los pronósticos de demanda, llegando a plantear crecimientos anuales de 9 y 10 por ciento, respectivamente, para los escenarios Base y Alto, como se muestra en la Figura 11.

El 14•

1

Millones de pies cúbicos diarios

TACC

Histórico Proyección

10,000

9-1O%

8,000

Demanda

4,000

-- Oferta 2,000

- 51%

o 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

Escenario Fiase TACC rosa anual de c,nsnn,entc cOnntuesto

2001, Figura 11. Compon'amiento a 1999 y proyección de demanda

Millones de pies cúbicos diarios

1 TACC=4.4% 4.054

3.972

95 96 97 98 99

Fuentes: Femes Gas y Petrsquimlca Sesmo, GerencIa de Planeanca

Figura 12. Demanda dagas Seco, 1995-1999

En ese entorno, se consideraba que el consumo proyectado para 1999 sería de 3,519 MMPCD y que para 2008 se alcanzaría un nivel máximo de 9,480 MMPCD que, como se describirá más adelante, representaría una demanda muy superior a la oferta estimada a partir de la Cartera de Proyectos de PEP, vigente al inicio de 1999.

u

Dr, Pedro Silva LÓpi: 15 •

Millones de pies cúbicos diarios

TACC'' 1999-2009 Porcentaje

8,231 9,9 431

7A02_____ 17.8

17.7

Distríbucio Gnnercclón eIéODIc

Indo

9.1

4.2

1

1 Factores clave en las proyecciones de demanda 1999-2008. De acuerdo a las proyecciones publicadas por la Secretaría de Energía en su documento de Prospectiva 1999-2008, el factor clave que explicaba el importante crecimiento de la demanda se debía, en su mayor parte, al dinamismo del sector eléctrico, apoyado en requerimientos futuros de capacidad adicional por el uso de tecnología de ciclo combinado, así como por la conversión a gas natural de plantas que utilizan combustóleo, como el resultado de la entrada en vigor de nuevas normas ambientales que limitarían la emisión de contaminantes e inducirían la utilización de combustibles limpios, especialmente en las zonas críticas para los sectores eléctrico e industrial.

Adicionalmente, la promoción de inversiones privadas para el desarrollo de infraestructura de generación y transporte, permitiría la ampliación considerable de los usuarios del gas natural. Por otra parte, se preveía en 1999 que el uso de gas natural

1.

para el transporte vehicular en la zona metropolitana del Valle de México apoyaría las perspectivas del crecimiento del mercado.

• Proyecciones de crecimiento de la demanda 1999-2008 por sector, Escenario Base. La Figura 13 muestra el panorama de crecimiento por sector, de acuerdo a las proyecciones de la Secretaría de Energía para el período de análisis. De ella se

C desprende la importancia del crecimiento esperado del sector eléctrico, la magnitud volumétrica de los autoconsumos proyectados para PEMEX y el dinamismo pronosticado para el sector industrial sobre la demanda de gas natural en México para la primera década del siglo XXI. A continuación se comentan los principales aspectos que soportaban los pronósticos de demanda para estos tres importantes sectores.

Ic

1999 2000 2002 2004 2006 2008

incluye Peniex Pci, quince lncIe cogen€roción y lrons900e veixcular

#.iTACO Teso anual de crecinenis csnlouenln

Pipote PCT /1V 390 poe el 2000, poe 2002.2010, escprano bese de bencenOs de POPO; de ¡uces 2000.

Figura 13. Demando por sector 1999-2008.

Dr Pearo Sva Lop

o 161

1•

• Sector eléctrico. El mayor consumo de gas natural se presentaría en este e sector, propiciado por la combinación del crecimiento en la demanda de energía eléctrica y de la mayor utilización de gas para su generación. Considerando ambos factores, el sector eléctrico aumentaría su participación del 20 al 30 por ciento en la demanda nacional.

e En el Escenario Base de Secretaría de Energía, se esperaba que la demanda nacional de gas natural del sector eléctrico pasara de 705 MMPCD en 1999 a 3,053 millones diarios en el año 2008, crecimiento equivalente a una tasa promedio anual de casi 18 por ciento. La Figura 13 muestra la evolución esperada para el sector eléctrico en el periodo de análisis.

Bajo este escenario, se esperaba que la región noreste consumiera el mayor volumen de gas, debido a los crecientes requerimientos regionales del combustible y al incremento esperado en la participación de productores independientes en la zona. En segundo lugar regional estaría la región del

ID golfo, para la cual se anticipaba un importante crecimiento del sector público

• Sector petrolero. Si bien la demanda del sector petrolero dependería de los e niveles de inversión multianual autorizados para PEMEX en la década de análisis, en las proyecciones de SE en 1999 se asumía un crecimiento del orden del 4 por ciento promedio anual, llegando a consumir en el 2008 un volumen de 2,356 MMPCD.

el El mayor autoconsumo correspondería a PEP, debido a la utilización del gas natural como combustible y para inyección como bombeo neumático en la extracción del crudo, principalmente en la Región Marina Noreste. De acuerdo a la Prospectiva 1999-2008, PEP inicia en 2002 la operación de una planta endulzadora costa fuera, con lo que disminuirían las compras de gas residual

le a PGPB, situación que en la realidad se daría años después

Por su parte, PEMEX Refinación (PREF) incrementaría sus consumos de gas a una tasa estimada en 11 por ciento anual, considerando la entrada en operación del Proyecto Cadereyta, la reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y las restricciones ambientales derivadas de la aplicación de las normas ecológicas a partir de 2002.

Al nivel regional, las regiones sureste y golfo presentarían el mayor crecimiento, debido a la concentración de la actividad productiva de PEMEX. Se estimaba que las dos regiones consumirían el 81 por ciento de la demanda del sector petrolero hacia el 2008, seguidas por la región noreste debido al Proyecto Cadereyta.

kw UL Ueorc StIv L

17 •

• Sector industrial. Desde antes de 1999, se consideraba que el gas natural favorecería de manera significativa los costos del sector industrial, por la modernización e incorporación de tecnologías a los procesos productivos y al cumplimiento de normas ambientales. A partir de ello, las proyecciones de demanda basadas en estudios econométricos anunciaban que para el sector industrial, ésta se duplicaría respecto a 1999 (1,095 MMPCD) para ubicarse en el año 2008 en 2,391 MMPCD, sin considerar en las proyecciones los consumos del sector petroquímico.

Al nivel regional, la demanda de gas natural sería el reflejo, por un lado, del grado de desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución y, por el otro, del nivel de industrialización; entonces, los mayores incrementos en la demanda se anticipaban para las regiones noreste, centro y golfo.

3.3 Pronósticos de importación de gas e implicaciones para el mercado nacional. Una vez que se hicieron públicos los pronósticos de demanda, la capacidad de PEMEX para

C satisfacerla se puso en seria duda. La cartera de proyectos vigente en 1999 mantenía una clara orientación a la producción de crudo. Por otra parte, como respuesta a factores técnicos o políticos, más que en atención a expectativas de demanda creciente, en 1997 se habían arrancado los mega proyectos Cantareli y Burgos, con los cuales se proponía incrementar la capacidad de producción de crudo y gas no asociado, respectivamente.

Si bien estos proyectos contibuirían parcialmente a satisfacer la demanda futura de gas natural, las proyecciones de la Secretaría de Energía hicieron evidente que de no invertir de manera urgente en la expansión de la capacidad de producción de gas natural para hacer frente a la demanda, se observaría un déficit a satisfacer con importaciones por balance estimado entre 500 y 4,400 MMPCD, en el periodo 2000-2009 como se muestra en la Figura 14.

Millones de pies cúbicos diarios

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2008

(530)

(1.319)

(1813)

(2.287)

(2820) (,147) 1 1 1

TACC* 30 (3.594) (3.873)

(4.422)

Nota No 0004N l&oonnspr k6 inline FatimeniÓn nail000a apelO de pnrnósnnen de donandO 00 ¡edENES y enp005luas do pmducclÓs do PEO sin Incrementos en capacidad y consIderando decssec,ón do campos actuales.

Fuente Secretaria de Energf a, ProsIeclnla del Mercado do Gas Natural 2000.2008, Noulembre, 2000; 00000160 EjeoUtlua del Papada EstaMpes de Gas

Tasa Anual de C,ecimrenlc Cdopmsto. Figura 14. Imposlaciones por Reynosa 2000-2009.

189

c

0

U iugrartie stia legico de as

Este escenario de importaciones significativas tendria serias implicaciones en el mercado de gas natural de México, con impactos en materia de precios y de infraestructura. La Figura 15 ilustra las implicaciones de mercado, mismas que se comentan a continuación:

-o,". Precio de r.firtnc,a

Desplazamiento del punto

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lnt,rconeulones con

Fch.adon Unidot

Capacidad de trsn.psrt.

ediclonal «, Meollo

, Figura 15. Implicaciones por incremento en la importación de/gas

• Precio de referencia. Para satisfacer la demanda, México tendría que haber incrementado sustancialmente sus importaciones de gas natural desde el Sur de Texas, mismas que podrían promediar del orden de 760 MMPCD en el periodo 2001-2005, equivalentes a un aumento de 160 por ciento en la demanda en el llamado Distrito IV de Texas.

Por otra parte, si bien se anticipaba que la producción americana aumentara ligeramente, el incremento de la demanda en el Sur de Texas se sumaría al crecimiento doméstico en Estados Unidos, el cual se preveía del 2 por ciento anual en el periodo 2000-2005.

La combinación de efectos —crecimiento de demanda interna y aumento importante de importaciones- podrían tener un impacto negativo en el precio del gas natural en el mercado de referencia. (Ver Figura 16).

• Desplazamiento del punto de arbitraje hacia el sur del país. En 1991, el Comité de Precios del Gas Natural y Petrolíferos estableció una metodología para determinar los precios del gas natural nacional con base en un mecanismo "netback". Dicho mecanismo habría de tomar como referencia los precios en el Distrito IV del Sur de Texas para fijar los precios del gas natural en México, añadiendo los costos netos de transporte desde Texas hasta Ciudad PEMEX, donde se concentra el mayor volumen de gas producido en el sureste.

De acuerdo a este mecanismo, el punto donde el flujo del gas importado del norte y el producido en el sureste de México coinciden es conocido como Punto de Arbitraje. El precio del gas natural en México es entonces determinado como la suma del precio de referencia en Texas, más el costo de transporte desde la frontera al punto de arbitraje,

(u /i

199

Estados Unidos

2000

Pío medio

2001-2005 T

0.5 1:1.3

Importaciones de México Ipromedo 2001-2005 de 760 MMPcD)

Millones de pies cúbicos diarios

u

• Los requerimientos de importaciones de gas natural de México podrlus significar un aumento de 160% en le demando en el Sor de Texas

• Adicionalmente, se

esperarla un crecimiento del 2% anual en la demando de gas en Estados Unidos en el periodo 2000-2005

• Ambos factores podrian tener un impacto signiflcalivo en el precio de retorencra del gas

Fs.ente CEPA, 0000idei'a el Orino ón n,eoimixnfo de pinduexdx eopeíade para el 00h504 pude xi colimado para todo eteot000 de Texas Ei crecimiento esa demanda se estima con inane de ciEc,nsixrdo eintónca (04-9e)

Figura 16. Balance de gas ene/Surde Texas.

menos el costo de transporte desde este punto hasta Ciudad PEMEX. Bajo las condiciones de mercado prevalecientes hasta 1998, el punto de arbitraje estaría fijado en Los Ramones, Nuevo León.

Por lo anteriormente descrito, las importaciones masivas de gas pronosticadas para el periodo 1999-2008 provocarían un aumento en los flujos de gas norte-sur, desplazando así el punto de arbitraje para el precio del gas en México de los Ramones a Cempoala en Veracruz. De darse ese desplazamiento, se observaría un incremento en el precio del gas natural en Ciudad PEMEX de hasta 11 por ciento para el centro y sur del país, como se ilustra en la Figura 17.

Efecto en el precio de gas Dólares / Miles de pies cubicos

Desplazamiento potencial de punto de arbitraje. Cálculo del precio en*inelon de lo dirección dci Cuje del gas

Punto de nrb'rtrate Mercado de referencia

Los Ramonee Cempoal.

Mercado de referencia

3.00 300

prermo Frontera con Reynosa

amones

oaia % Cempeola - - - Cd. Perneo

2.91

L©1 3.23

051 desplazamiento del punto de arbitraje Sacio el sur aumentarla el precio deL gas en el centro y sur de Méócs

O Para contran'e5tor este efecto, serie neceseno incrementar la producción racional en el sur

Figura 17. Desplazamiento da/punto do arbitraje

Dl. Fedro Silva Lóp: 209

1• dJ

Para contrarrestar este efecto, sería necesario incrementar significativamente la producción y con ello la oferta de gas en el sur-sureste de la república. Para PEMEX, especialmente para PEP, implicaría un enorme reto, al considerar incrementar la oferta de gas seco en 60 por ciento, pasando de 4,763 MMPCD en 2001 a 7,613 millones de pies cúbicos diarios hacia el 2008. La Figura 18 ilustra la magnitud del esfuerzo requerido para afrontar el crecimiento de la demanda.

200 1-2008 Millones de pies cúbicos dianos

8231 Demanda en ductes 7.402

• Importaciones

Requerimiento de oferte

2001 2002 2004 2006 2008

( ¡ocluye importa oriespurcd Judrez, Naco, Mex,cal y Piedras Negras Fuente Esceneno 8am de Oferte de PEP, Mayo 2(330, POTO V 395 pare el 20W, para 2042.20t 0, eraenenu bese de demanda nt

PGP8, luso 0 20W

Figura 18. Requerimiento de oíerta 2001-2008.

• Requerimientos de infraestructura: interconexiones con Estados Unidos y capacidad adicional de transporte en México. A finales de la década anterior, la capacidad de interconexión y de transporte de gas era insuficiente para manejar el volumen esperado de las importaciones (Ver Figura 19). Las cuatro interconexiones existentes entonces daban una capacidad de importación del orden de 800 MMPCD y las proyecciones indicaban que debería ampliarse al menos hasta 1,000 MMPCD.

Estados Coral PG&E Unidos

TETCO

Mc'\/

Ten see

Argüelles

\ ¡

sa

TUCO / PG&E

Ten riensee Coral

Total

• La capacidades 1909 do infraestructura ro era suficiente pera manejar el volumen do importaciones esperado a partir de 2002

• PGPB cuntempló, dentro de 505 Ojenes de inversión, proyectos paro eliminar les lrnritantos de capacidad en territoso nacional e incrementar

Capacidad el Sato Norte-Sur

MMPCD

250 50

220 300 820

Figura 19. Capacidad insuficiente de transporte e interconexión.

21 U

PG&E Tenessee

Adicionalmente, en el mediano plazo la capacidad total tendría que ampliarse en aproximadamente 900 MMPCD a través de cuatro nuevas interconexiones en Nuevo Laredo, Miguel Alemán, Argüelles y Reynosa, como se muestra en la Figura 20. Dicha capacidad podría ser desarrollada por terceros y contratarse. Con ello, no sólo se estaría en posibilidad de incrementar las importaciones sino flexibilizar la operación en la frontera norte.

Millones de pies cúbicos diarios

Manelar el volumen esperado de importación por el sur de Texas, requejirie de cuahm nuevas interconemones

Coral TETCO

u

Nuevo Nuevo

zsisi

Nvo. Laredo M. Alemán

rRL.'É- Monterri

Figura 20. Flexibilidad en la importación de gas natural.

Por otra parte, aún cuando la capacidad de importaciones creciera como se ha descrito, la infraestructura de transporte en México estaba muy lejos de ser la suficiente para enviar el gas importado a los centros de consumo en el centro y sur del país. PEMEX Gas y Petroquímica Básica se vería obligada a conseguir recursos y ejecutar proyectos de inversión para desarrollar la infraestructura de compresión y los ductos necesarios para romper los cuellos de botella. Aún cuando los proyectos fueran autorizados, no se materializarían en el mediano plazos. Por ello, PEMEX se vería obligado a plantear estrategias integrales de ejecución inmediata.

1

1

1

D

1 Dr. Pedro Silva L 229

OM

• :Jgrama Estrategico de Gas (t F

¿.

El Programa Estratégico de Gas D

4.1 Situación de PEP en la década de los 90's y condicionantes para el incremento de oferta de gas natural en México. En la década pasada, México se encontraba presionado fuertemente tanto por factores internos como externos para poder atender la creciente demanda pronosticada por la Secretaría de Energía. Las principales limitantes internas al arrancar la nueva administración en el año 2000 estaban definidas por la estructura de la producción y de las reservas, dominadas por la orientación al crudo, así como por los rezagos en materia exploratoria, derivados de restricciones presupuestales.

En términos de capacidad de extracción de PEP, la producción nacional de hidrocarburos estaba orientada a la explotación de aceite, debido a su alta rentabilidad; además, las carteras de proyectos del organismo contaban con escasas oportunidades de inversión dirigidas a la exploración y extracción de gas no asociado fuera de la Cuenca de Burgos.

En el caso de PEMEX Exploración y Producción, históricamente pueden distinguirse tres etapas de expansión importantes. La primera, en la década de los 705 los esfuerzos se dirigieron al desarrollo de los importantes descubrimientos de aceite en el Mesozoico de Chiapas-Tabasco; la segunda etapa, que básicamente abarca la década de los 805, se caracterizó por el desarrollo de los importantes yacimientos descubiertos en la Sonda de Campeche, incrementando significativamente la capacidad de producción de crudo pesado por la explotación de Cantarell y, en menor medida, por la operación de campos de aceite ligero en el área del hoy Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc.

La tercera etapa de expansión estuvo claramente definida en el período 1995-2000. En este periodo el Gobierno Federal decide apoyar el arranque de los megaproyectos Cantareli y Cuenca de Burgos, logrando con ello a partir de 1997 sentar las bases de una mayor capacidad de exportación de crudo, así como de un incipiente cambio en la estructura de la producción de gas.

La Figura 21 ilustra la evolución de la capacidad de producción de gas de PEP, por región,

O durante la tercera etapa reciente de expansión 1995-2000. De ella se desprende que la producción de gas natural de PEP creció a una tasa ligeramente superior al 5 por ciento anual, pasando de 3,759 MMPCD a 4,836 millones. En esta etapa, el mayor crecimiento se debió a la contribución del gas no asociado de la región Norte por la ejecución del Proyecto Cuenca de Burgos; sin embargo, al final del período, el 72 por ciento del gas natural producido en México era asociado

L: H» 23

O

. In al crudo, claro resultado de la orientación histórica de PEP hacia el desarrollo de proyectos de aceite mucho más rentables que los de gas.

Etapa de expansión Millones de pies cúbicos diarios

4.4 % Promedio anual

4,791 4,791 4.679*

4.196

RMSO

1995 1996 1997 1998 1999 2000

(9 Proyoccórr en 100 Foenle Subdweccón de PIene&dn PEP

Figura 21. ProduccIón de gas por región 1995-2000.

En efecto, la estrategia de desarrollo de PEP durante la administración 1995-2000 se caracterizó

1, por un enfoque hacia dos grandes proyectos, uno de aceite y otro de gas no asociado, arrancando

— en 1997 la ejecución de Cantarell y de Burgos; el primero por razones netamente económicas apoyadas en suficientes argumentos técnicos y el segundo, por motivos de carácter político y con objetivo de incrementar la oferta de gas natural en el noreste de la República. En ambos casos, se buscaba reactivar la explotación de importantes volúmenes de reservas. La Figura 22 muestra la expansión en la capacidad de producción de gas natural de PEP y la importancia relativa en el año 2000 de la contribución de los dos megaproyectos iniciados en 1997. Como puede observarse de la figura, la mayor aportación correspondió al gas no asociado extraído de la Cuenca de Burgos, el cual mostró en el periodo una tasa de crecimiento de 28 por ciento, prácticamente quintuplicando su producción hasta alcanzar el billón de pies cúbicos diarios en el 2000. El gas asociado de Cantarell mostró un comportamiento mucho menor, de 6 por ciento anual, para un incremento neto de alrededor de 170 MMPCD en el período.

Cabe señalar, sin embargo, que ninguno de los dos proyectos aportaría incrementos significativos más allá del año 2000, ya que la máxima producción de Burgos se estimaba en 1,200 millones de pies cúbicos diarios (200 MMPCD adicionales) y Cantarell mantendría estable su producción

ID de gas asociado, en función de los programas de producción de crudo, por estrategia de explotación y por restricciones comerciales, y por la eventual declinación del campo. Estas dos situaciones se convertirían entonces en serias limitantes para plantear las propuestas necesarias para mitigar la creciente demanda de gas.

249

u I,.

.ama stratégco de Gas 1

Millones de pies cúbicos diarios

TACC* (%) 1994-2000

4.836 5

.624 IL.sJ 28

11111.11 1 61! 1 Proyecto Burgos Proyecto Cantareti

Otros campos

1904 2000

Tasa eneal de nrec,nnen!o compuesto Feente.Gerencm de Pteneación Opereive, PEP.

Figura 22. Aportación Megaproyectos 1994-2000

La estructura de las reservas de gas natural de México al inicio del año 2000 se concentraba fundamentalmente en gas asociado e indicaba una composición similar a la de la producción, en cuanto a su dependencia del crudo. Como se desprende de la Figura 23, las reservas de gas no asociado al 1 0 de enero del 2000 representaban solamente entre el 18 y20 por ciento de las reservas probadas, probables y posibles. Cabe señalar que, aunado a lo anterior, prácticamente la mitad de las reservas probadas se concentraban en Chicontepec, un área de explotación costosa y compleja.

Miles de millones de pies cúbicos

78.287

58.053

43.168 62.050

Gas asociado 35.460 47,384

-

Gas no asociado -- - 1P 2P 3P

Reserva

Fuerte Perenne de Resemas de Hidroceit eme, Subdireccrdn de Planeecrtn, PEP

Figura 23. Composición de la reserva de gas, 2000.

Dr. Pedro Silva L 25 •

u IiI La estructura de las reservas constituía una seria limitante para intentar incrementar la olerla de gas natural en el corto y mediano plazos. Incrementar la oferta de gas hubiera implicado extraer mayores volúmenes de gas asociado al crudo a partir de cuantiosas inversiones y largos tiempos de desarrollo; adicionalmente, la explotación de gas asociado hubiera sido sujeta a restricciones por acuerdos comerciales internacionales relacionados con el aceite.

Por ello, ya en 1999 PEP proponía que la reactivación de la exploración —con enfoque a gas- era un factor crítico y de carácter impostergable para aspirar a satisfacer los pronósticos de demanda. Esta afirmación se soportaba en un análisis de la cartera de proyectos vigente entonces, que indicaba que de los 58 millones de millones de pies cúbicos de reservas 2P (Probadas más Probables) al 1°de enero del 2000, se habrían extraído al 2004 solamente el 18 por ciento y al final de 15 años el 39 por ciento, sin haber explotado las reservas de Chicontepec por su alto costo y complejidad de desarrollo (Ver Figura 24), representando sólo una fracción de los volúmenes requeridos por las proyecciones de demanda. Por lo anterior, era urgente reforzar la identificación de oportunidades y desarrollar los programas de inversión orientados al descubrimiento de volúmenes importantes de nuevas reservas de gas y su rápido desarrollo.

Millones de millones de pies cúbicos

14.8 58.1 43 5.4

12.1 43.2

35.2

11.7

U 1 Chícontepec

Probadas Probables Reservas 00-01 02-04 05-14 Reservas 2P 2P ah 1 de

Reservas al 1 de enero enero de

Reservas a extraer* 2015 de 2000

Fuente Estrategas de cmnunanón de Eeptomoba de PEP Figura 24. Reservas remanentes al 2014. () Con base en Cadera de Proyectos agente en IQde

En la Figura 25 se sintetiza la situación global del mercado mexicano del gas natural en 1999- 2000 y las implicaciones específicas para PEP, en cuanto a que el organismo requeriría del

C, planteamiento de estrategias y opciones nuevas y ambiciosas de exploración y aprovechamiento de oportunidades con enfoque mayoritariamente orientado a incrementar la capacidad de producción de gas no asociado.

c o o Dr. Pedro Silva Ló . 269

• :Oíaflíd Lsuaiegico ue uas iPL

rl • El balance de gas natural esperado para los próximos años

implica importaciones superiores a las de años recientes.

1 Estas importaciones tienen implicaciones tanto en precio como en infraestructura.

Para poder mitigar estos efectos es fundamental incrementar la oferta de gas nacional.

El escenario esperado de producción de gas de la cartera vigente no eliminará la brecha. a pesar de Cantarell y Burgos.

Reactivar la exploración será crítica e impostergable.

PEP requerirá plantear opciones nuevas y ambiciosas de oportunidades con enfoque a gas no asociado.

Figura 25. Síntesis de situación e implicaciones.

4.2 Planteamiento de estrategias y líneas de acción. El comportamiento esperado de la demanda de gas natural a partir de 1999, la base y estructura de las reservas y de la producción de gas nacional, obligaron tanto a PEMEX como a la Secretaría de Energía a desarrollar una estrategia integral en materia de gas natural.

Por parte del Gobierno Federal, la estrategia nacional consideró tres elementos rectores

• Procurar una mayor oferta interna.

1 Mayor flexibilidad para importar.

• Diversificación y eficiencia energéticas.

Figura 26. Estrategia Federal

(Ver Figura 26) asociados al incremento en la oferta interna. PEMEX habría de responder de manera inmediata al planteamiento de la Secretaría de Energía y tratar de resolver la problemática de abasto en el mediano plazo. Considerando que el déficit de gas en el mercado nacional llegaba hasta 1,500 millones de pies cúbicos diarios en el año 2003, la Dirección General de Petróleos Mexicanos marcó cuatro premisas fundamentales para la definición de la estrategia integral de la empresa:

le a) Afirmar la posición de PEMEX Exploración y Producción como productor de gas natural en el largo plazo.

b) Aumentar la oferta de gas natural rápidamente, realizando esfuerzos adicionales para el periodo 2001-2003, a fin de minimizar la importación de gas en ese periodo.

o 279

• Considerar en el planteamiento de solucion la evidente escasez de recursos por parte de la SHCP para el año 2000, por lo que deberían asegurarse los recursos desde otra fuente.

Articular la estrategia en un solo programa, a fin de facilitar su administración.

En atención a las directrices marcadas por la Alta Dirección de la empresa, PEMEX Exploración y Producción —a través de personal de la Subdirección de Planeación con experiencia previa en el diseño integral y arranque del Proyecto Cuenca de Burgos- realizó un ejercicio de diagnóstico e identificación de opciones, analizando para ello la estructura y características de los recursos disponibles y potenciales (Ver Figura 27).

Demanda Producción en Reservas disponibles y potenciales esperada de gas campos actuales

Gas sociado a L~.i~e pesado Creciniento mayor Alto porcontaje de al histórico la producción Restricciones comerciales

Explosivo proviene de campos maduros

Gas asociado a Alta rentobilidad crecimiento en el en tase de

sector eléctrjco ' ate ligero Inversión importante declinación

Crecimiento acelerado de la

Se requiere de - 1 Completidad de desarrollo

demanda también inversiones

en Norteamérica considerables para Gas no asociado > Exploración clave para incrementar rescatarlas

en areas producción reservas en campos actoeles terrestres > Optimización de campcs

- indispensable para mantener producción

Atta rentabilidad potencial

L Áreas marinas sIto nesgo

Inversiones cuantiosas

Exploración intensiva

Figura 27. Elementos deja estrategia integral,

De este modo, se identificó que la explotación de importantes reservas de gas asociado a aceite y

pesado estaría sujeta a fuertes restricciones de carácter comercial. Se definió también que la incorporación yio reactivación de reservas de gas asociado podría resultar en proyectos de alta

Mk

rentabilidad que sin embargo requerirían de cuantiosos recursos de inversión, complejidad de desarrollo y largos tiempos de maduración.

Por otra parte, al analizar las posibilidades del gas asociado en áreas terrestres y las opciones para ello en la cartera de proyectos, fue evidente que la exploración jugaría un papel clave para

D

incrementar la producción en ciertas áreas y que una buena parte de la organización debería enfocarse en lograr la optimización de campos, para al menos mantener la producción.

Finalmente, una revisión de las posibilidades en áreas marinas reveló el gran potencial y rentabilidad asociados a un alto riesgo general y grandes inversiones, requiriéndose como premisa un programa exploratorio intensivo.

28•

:,él

15

Proyecto Burgos

Programa Estratégico de Gas (PEG)

Infraestructura marina para minimizar gas a la atmósfera.

Figuís 28. Estiutgia uflegiai da PEP Mdii cande CSM por la infraestructura marina,

A partir de todo lo anterior, la propuesta integral de PEP, aceptada por la Alta Dirección como la estrategia integral para afrontar el reto de lograr significativos incrementos en la producción de gas natural, estaría conformada por las cuatro líneas principales de acción (Ver Figura 28) que se describen a continuación:

• Reactivar en el corto y mediano plazos la exploración en áreas de mayor potencial.

• Enfocar preferentemente los esfuerzos institucionales a la incorporación, desarrollo y optimización de la explotación de reservas de gas no asociado.

• Incrementar rápidamente la capacidad de ejecución del organismo a través de la implantación de proyectos integrales de gran magnitud.

• Asegurar el aprovechamiento de la producción a niveles comparables con las mejores prácticas internacionales

Los elementos clave para la implantación de las líneas de acción marcadas por la estrategia integral serían el Proyecto Integral Cuenca de Burgos (autorizado desde 1997), la construcción y puesta en operación de infraestructura marina para minimizar el envío de gas a la atmósfera y procesar abordo el gas necesario para la explotación y, finalmente, el ambicioso Programa Estratégico de Gas (PEG), propuesto a la Secretaría de Energía a mediados de 1999 como la principal y más rentable opción para reducir de manera significativa el déficit de gas pronosticado a partir de 1999.

El PEG fue conceptualizado para aprovechar oportunidades en todo el país, atender a la estrategia del Gobierno Federal y cumplir con las disposiciones básicas de la Dirección General de PEMEX.

4.3 Objetivo y planeación inicial del Programa Estratégico de Gas (PEG). Como se ha mencionado antes, si bien los programas de expansión de PEP habían arrojado resultados favorables en cuanto a la satisfacción de la demanda hasta 1998, las proyecciones de producción de gas estimadas de la cartera de proyectos documentada para 1999 indicaban una importante

C brecha entre oterta y demanda en el periodo 1999-2009. Como se muestra en la Figura 30, la oferta de gas de PEP crecería hasta alcanzar los 5,000 MMPCD en el año 2001, manteniéndose esta plataforma por el resto del periodo de análisis.

Dr. Pedro Silva L' 299

o o

e

c

.

igrarna Estratégico de Gas (PEL

Histórico Proyección 10,000

8,000 Demanda

6,000 4.6%

4,000 Cartera 1999

Oferta 2,000

o 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

Eoc. Alto TACC: Tasa anual de crecimiento compuesto

Esc Moderado Fuente Secretorio de Energio, EXITEP 2001

Of arta

Figura 29. Oferta-dernanda de gas con comportamiento Carl era 1999

Ante esta perspectiva, PEP respondió de manera enfocada, a través del Programa Estratégico de Gas (PEG) 1 con el objetivo de (Figura 30) incrementar la producción y oferta de gas natural —preferentemente no asociado- en el mediano y largo plazos, a través del desarrollo de un plan integral de exploración y producción que redujera los riesgos de incurrir en importaciones masivas y de incrementar el precio del hidrocarburo en el centro y sur del país, buscando como beneficios adicionales para la organización de PEP:

• Identificar y acelerar la ejecución de los proyectos identificados.

• Minimizar el tiempo asociado al ciclo exploración-descubrimiento-desarrollo-máxima producción.

• Reducción de costos para incrementar la rentabilidad relativa de los proyectos de gas.

• Incremento en la eficiencia y calidad de los procesos productivos.

• Mejora continua en el control y gestión de proyectos.

Objetivo:

• Desarrollar un plan integral de exploración y producción

que aproveche oportunidades para incrementar la oferta

de gas natural en el mediano y largo plazos, a fin de

satisfacer los incrementos pronosticados de la demanda

interna y reducir el riesgo de incremento en el precio

Figura 30. Objetivos del PCa

1. Al ,n,cto, al PEG se le denominó Programa Emergente de Gas, cambiando a Programa Estrafégico a partir de/a autorización por parte de la SHCP

30•

c c e c

TACC**

9-10%

La planeación inicial, así como la presentación y gestión ante las autoridades federales se llevó a cabo en dos fases, con actividades y propósitos bien definidos (Ver Figura 31) al término de las cuales se contaría como productos finales con una Cartera de Proyectos específica del PE la definición de requerimientos de inversión y beneficios de producción, así como la estrategia genérica de ejecución.

Lw IIIP

ti

Identificación de opciones en cartera • Detección de nuevas oportunidades

con potencial de incremento en la • Integración y evaluación

producción de gas • Documentación

• Definición proyectos integrales • Actualización de cartera

Evaluación y documentación de • Gestión

propuestas

• Gestión ante autoridades

Cartera PEG: • Expectativas de producción

• Requerimiento de inversión

Estrategia de ejecución

Figura 31, Planeación 1999-2000

La Fase 1 (Julio 1999 a Enero 00) consistiría en la identificación, evaluación y documentación de opciones en la cartera vigente con potencial para aportar incrementos de gas, así como la gestión ante autoridades. En la Fase II, a desarrollarse de Febrero a Abril del año 2000, se llevaría a cabo la detección, integración, documentación y evaluación de oportunidades adicionales a las definidas en la primera fase, culminando con la actualización de la cartera y la gestión para el dictamen de autorización y asignación de recursos para la ejecución.

01,

kw Con el propósito de coordinar y en su caso ejecutar las acciones determinadas para las fases de planeación inicial, se integró un equipo de trabajo encargado de llevar el liderazgo del esfuerzo. Este grupo de trabajo, que eventualmente se convertiría en la Dirección Ejecutiva del PEG, realzaría las siguientes acciones:

• Desarrollar una caracterización inicial de propuestas regionales para las áreas con potencial.

t • Identificar, conjuntamente con los Activos y otras instancias en PEP, oportunidades adicionales a las consideradas en la cartera vigente de proyectos para la extracción de

- gas en el corto plazo.

• Analizar las oportunidades en términos de su viabilidad técnica.

31U

le

u IEtiI

• Definir proyectos integrales que incluyan las oportunidades identificadas.

• Desarrollar herramientas para la integración de oportunidades, proyectos integrales y escenarios, incluyendo análisis económicos.

• Evaluar económicamente las oportunidades y proyectos, así como en términos de la

MIL capacidad de ejecución de PEP.

• Integrar escenarios de proyectos optimizando los recursos necesarios para minimizar las importaciones de gas.

Mk

4.4 Identificación de áreas con potencial para incrementar la oferta de gas.

Definición de proyectos integrales. El objetivo del planteamiento de PEP fue incrementar la producción de gas —preferentemente no asociado- mediante la detección de oportunidades de inversión y operación, así como la integración de una cartera de proyectos asociada específicamente a esas oportunidades; adicionalmente, se propuso identificar y seleccionar las acciones más rentables y factibles con base en su potencial, planteando en principio horizontes específicos para el corto (año 2000), mediano (periodo 2001-2003) y largo plazos (2004 en adelante).

A solicitud de la Dirección General de PEMEX, el personal integrante del grupo de trabajo realizó durante 1999 una primera revisión detallada de las oportunidades de inversión que pudiesen compensar el déficit en el balance, detectadas principalmente en plays terciarios de las principales cuencas sedimentarias productoras de México que se muestran en la Figura 32.

Gas natural

~, 11

11

r—o

Fuente CrdInacIón de Estrategan de E,Iorauón PuF

www Figura 32. Áreas prioritarias para exploración y explotación de gas

lo 329

1

PEG

Tampico- Malmetí.,. Osar ceo sergas (terciario y creí ácicc)

Ouperhcie 28020 onO Tipo de gas Asociado no

asociado seco y húmedo

ProduccIón 36 MMMMPC acumulado

Veraerer (terciariO 7' crelécico) Ouperhcie 38.300 km 0 TIPO de gam No asociado, seco y

húmedo. Asociado P ro da cc ib ri acumulada 08 MMM MPC Reservas auditudao 2P 06 MMMMPC Mo ce inicio Qe produccIón 1955

Credo Ligero Merino (terciar/o y crecúcico)

Superlicie 6,490 0110 Tipo de gas asociado, húmedo

Aceite ligero, superogero. condensados

Reservas auditadas 2P 851 MMB PCE

Macuspae., (terc,anro)

Superficie 7,3000n° Tipa de gas. NO asociado, húmedo

condensados

Pnoducciós 0 2 MMMMPC acumulada Reservas 1,0 MMMMPC auditedas 2P ,°ullo de inicio de 1958 plodacciór

e • íogrania Estratégico de Gas (PL LW

ir En primera instancia, se consideraron para conformar la nueva cartera aquellas opciones:

Con recursos presupuestales en 1999 que pudieran acelerarse. .

Sin recursos en 1999, pero sí en el año 2000 que pudiesen ser sujetos de revisión • de alcance.

Incluidas en la cartera original, susceptibles de adelantarse y ser sujetas de revisión de • monto y/o alcance.

Nuevas que pudiesen incluirse de inmediato en la cartera de inversión. o

Como resultado del ejercicio se detectaron posibilidades de carácter exploratorio para incrementar la oferta de gas en las cuencas de Macuspana, Veracruz, Tampico-Misantla- Sur de Burgos y en

C la Plataforma Continental del Golfo de México, particularmente en el área denominada Crudo Ligero Marino (Ver Figura 33).

() Un proyecto Integral es aquel que contempla actMdadho de exploración y de egaiotaclóh, o bino una ose estas actMduees en vallan zonas de una región

Foente Cartera de Proyectos PEG 2001,ReglUn NOrte y sur PEP

w

Figura 33. Características de las principales cuencas sedimientarias.

Se identificaron también opciones de optimización de la explotación de campos en producción a través de reparaciones y pozos intermedios; se consideró iniciar y acelerar el análisis de pozos cerrados con posibilidades de reactivación en intervalos no probados y, adicionalmente, se propuso llevar a cabo el análisis detallado del estado y capacidad de la

a infraestructura existente para la eliminación de cuellos de botella y el manejo de producción adicional. Se analizó además la opción de integrar proyectos nuevos de gas asociado en campos de alta relación gas-aceite (RGA).

,6

sal-

e 33•

1 I 1 El análisis principal se basó en el planteamiento de proyectos integrales de gas no asociado (megaproyectos), debido al potencial de los mismos. El concepto de "Proyecto Integral" considera dos posibles variantes: megaproyectos en los cuales era posible identificar opciones tanto de exploración o de producción, o bien aquellos casos en que una misma actividad (por ejemplo, Exploración) podía definirse con las mismas características en dos o más regiones geográficas.

Las áreas identificadas con mayor potencial para el planteamiento de proyectos integrales fueron específicamente las cuencas gasíferas de Macuspana y Veracruz, así como la región de Tampico-Misantia-Sur de Burgos y el área marina de Crudo Ligero Marino del Litoral de Tabasco con campos descubiertos, no desarrollados. En las Figuras 34 a 37 se ilustran las áreas de mayor potencial consideradas en los cuatro proyectos integrales del PEG y a continuación se describen sus principales características.

• Cuenca de Macuspana (Figura 34). Después de Burgos, la Cuenca de Macuspana se percibía como la segunda cuenca gasífera en importancia en México, habiendo alcanzado una producción histórica máxima del orden de 600 MMPCD. Se localiza en la región Sur, en el estado de Tabasco y es geológicamente similar a la Cuenca de Burgos. Los objetivos son arenas de edad Terciario, exhibiendo compartamentalización media y complejidad para la definición de trampas. Los campos descubiertos en la Cuenca de Macuspana son productores de gas no asociado húmedo y se localizan a profundidades que varían de los 1,800 a los 3,000 metros.

. 1:.

A.

- -

, t. ---- -

Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas) geologicas • Media compartamentalización

y complejidad de trampa

Tipo de fluido • Gas no asociado húmedo, condensados

Profundidad • Somera (1800 a 3,000 m) promedio

Restricciones • 17% de la superficie es ecológicas reserva ecológica

• 30% de la superficie alberga especies en eutinsión

• Zonas protegidas: Pantanos de Centla y Reserva de la biosfera

Figura 34. Cuenca de Macuspana.

De acuerdo a los estudios documentados y el planteamiento de un proyecto integral en la cartera de 1999, la ejecución de actividades en la cuenca estaría condicionada a restricciones ambientales y de acceso, dado que 17 por ciento de la superficie de la cuenca es reserva ecológica (Reserva de la Biosfera de los Pantanos de Centla) y 30 por ciento alberga especies en extinción.

Las expectativas de reactivación presentaban características favorables para la producción en el corto plazo, considerando escenarios de desarrollo comenzando en

Dr Fedro Suyo L: 34 •

u la zona terrestre para posteriormente explotar las zonas lacustres. Cabe señalar que se percibía un potencial interesante en la porción marina de la cuenca.

Si bien el potencial era atractivo, el detalle de la propuesta documentada parecía insuficiente para plantear un programa específico de corto plazo. En el caso de Macuspana era necesario iniciar un programa acelerado de generación de localizaciones y analizar a detalle las provisiones de infraestructura para el acceso y explotación de las áreas lacustres.

Cuenca de Veracruz (Figura 35). El proyecto integral para la Cuenca de Veracruz se conf ormó a partir de la integración de diferentes proyectos individuales documentados

• en la cartera vigente en 1999. La cuenca presentaba condiciones atractivas para incorporar nuevas reservas e incrementar la producción de gas en el corto plazo. Los yacimientos descubiertos y potenciales corresponderían a formaciones del Terciario (arenas) y de calizas del Cretácico, presentando alta complejidad geológica, compartamentalización y complejidad de trampa, dificultando la adquisición e interpretación sísmica, particularmente en las áreas cercanas a la Sierra Madre Oriental.

C GOLFO0fT.

Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas)

Ç geologicas y Cretacico (calizas)

Alta

compartamentalizacjón y complejidad de trampa

C Tipo de fluido Gas no asociado seco y humedo asociado

Profundidad Intermedia (3,000 a 3,500 1 promedio ro)

- Restricciones • Arrecifes: zona restringida

-, .----: ecológicas para toda actividad de

exploración y producción

Figura 35. Cuenca de Veracruz

De acuerdo a los antecedentes de producción, se esperaría mayoritariamente gas no asociado, tanto seco como húmedo (sin descartar la incorporación de algunos volúmenes de gas asociado a yacimientos de aceite presentes minoritariamente en la Cuenca), a partir de la reactivación y descubrimiento de yacimientos de profundidad intermedia (3,000 a 3,500 metros en promedio).

La complejidad del área y la carencia de suficientes especialistas de subsuelo implicarían la necesidad de apoyo y asesoría especializada, tomando como base las experiencias y aprendizajes de la Región Norte en el Proyecto Burgos.

35•

Cv

41

Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas), geológicas Cretácico (calizas)

Complejidad de trampa

Tipo de fluido • Gas no asociado seco y húmedo: asociado

Profundidad • Somera a intermedia (800 a promedio 3500 m)

Restricciones • Normales para actividades ecológicas petroleras en tierra y

operaciones costa afuera

Por otra parte, los escenarios de producción de gas húmedo implicarían colaborar estrechamente con PEMEX Gas y Petroquímica Básica para asegurar la capacidad de proceso requerida para el manejo de los escenarios previsibles de producción. Las actividades en la porción marina de la cuenca estarían restringidas por condicionantes ambientales y sociales, por lo que no se incluirían en la cartera original del PEG.

• Tampico-Misantla-Sur de Burgos (Figura 36). Proyecto totalmente exploratorio de alto riesgo, en el cual el área marina de Lankahuasa se percibía ya en 1999 como de alto potencial gasífero. Las áreas de Tamuín, San José de las Rusias (Sur de Burgos) y Mecapalapa eran percibidas con potencial más limitado y en todos los casos, el proyecto estaría limitado por incertidumbre geológica y alto riesgo por la falta de infraestructura y por los largos periodos de maduración.

Figura 36. Proyecto integral Tampico-Misan fla-Sur de Burgos

En una primera etapa, las actividades del proyecto integral se concentrarían en la adquisición de información sísmica y la perforación de las mejores localizaciones exploratorias, a fin de definir con menor riesgo el potencial, requerimientos y rentabilidad de los posibles yacimientos a descubrir en formaciones arenosas del Terciario (Lankahuasa y San José de las Rusias) y calizas del Cretácico (Tamuín y Mecapalapa). De acuerdo a la información disponible, se anticipaba potencial de incorporación de

- reservas de gas mayoritariamente no asociado, tanto seco como húmedo, a profundidades someras de 800 metros hasta intermedias de 3,500 metros. Para el área marina de Lankahuasa se proyectaban localizaciones exploratorias en tirantes de agua de someros a superiores a 500 metros.

1 • Crudo Ligero Marino (Figura 37). En una de las áreas de mayor atractivo por las reservas descubiertas, el proyecto integral contempló la producción de importantes volúmenes de gas asociado a aceite ligero de alto valor económico, a producirse de seis campos descubiertos desde la década de los 80's.

369

1

rcgruia strateg)co ae Uas 0'

D Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas) y

% geológicas Meaozoico(calizas)

Complejidad de trampa

Tipo de fluido • Gas asociado humedo, aceite 1* \ ligero y super ligero.

condensados

Profundidad • Intermedia (2500 a 3500 m) promedio Terciario: Profundo (4.500 a

'• 5500 m) Mesozoico

- - . Restricciones Normales para actividades .'" ecologicas costa afuera

--,-- \

Figura 37. Proyecto integral Crudo Ligero Marino.

Adicionalmente, se integró una componente exploratoria de alto potencial, productividad y rentabilidad, con lo que el proyecto integral Crudo Ligero Marino se convertiría en el proyecto más importante del PE

Los yacimientos, tanto descubiertos como potenciales, tendrían objetivos gasíferos en formaciones someras del Terciario (1,000-3,000 metros) y de gas asociado en yacimientos profundos del Mesozoico (4,500 a 6,000 metros) caracterizados por su alta presión y temperatura, capaces de producir importantes volúmenes de aceite ligero, gas húmedo y condensados de alto valor.

Además de la complejidad geológica del área para la adecuada interpretación de información sísmica, otro factor a considerar sería la complejidad de planeación, definición y construcción de infraestructura marina de explotación, asociado al reto de reducir costos y acortar los tiempos de ejecución del desarrollo marino hasta máxima producción; adicionalmente, la insuficiencia de datos del comportamiento productivo de los pozos descubridores, implicaría riesgos inherentes a la obligación de caracterizar los yacimientos en paralelo a la perforación de pozos de desarrollo, situación que haría aún más compleja la planeación y riesgosa la ejecución.

La rentabilidad esperada del Proyecto Integral Crudo Ligero Marino se estimó de tal magnitud, que se consideró que este proyecto podría financiar el programa completo de exploración del PEG.

IID Aprendizajes de la Cuenca de Burgos aplicables al PEG. Por ser Burgos la referencia más cercana y exitosa de un proyecto integral de gas, fue relevante en la fase de planeación e

017 integración de cartera, el realizar un análisis comparativo de los proyectos integrales de gas no

asociado del PEG (Veracruz, Macuspana, Tampico-Misantla-Sur de Burgos) con el Proyecto Integral Cuenca de Burgos en los siguientes indicadores.

379

Complejidad geológica. La cuenca de Veracruz presenta condiciones geológicas más complejas y requerirá técnicas especializadas, así como asesores calificados para mejorar el entendimiento del subsuelo, generar las localizaciones a perforar y disminuir su riesgo.

Tipo de actividades. A diferencia de Burgos, los proyectos del PEG parten de una

C base menor de campos descubiertos. Esto se traduce en menor conocimiento de las condiciones geológicas y de la distribución de los horizontes productores.

Tipo de hidrocarburos. Burgos y Macuspana cuentan principalmente con reservas de gas seco; la cuenca de Veracruz y el área Tampico- Misantia- Sur de Burgos pueden

e

aportar tanto producción de gas seco como húmedo, así como volúmenes marginales de aceite.

Productividad por pozo. Debido a las características de la roca, los pozos a perforar en los tres proyectos integrales de gas no asociado del PEG presentarían mayor productividad

. , que los de Burgos. Se prevé que los nuevos campos de Veracruz y Macuspana ofrecerán la ventaja adicional sobre Burgos de presentar menor grado de declinación y podrían sostener plataformas de producción más altas durante mayor tiempo.

Costos de perforación de pozos. En promedio, en las distintas áreas de profundidad de perforación de los pozos es similar (1,500 a 3,000 metros) por lo que los costos de perforación son comparables con los de Burgos, a excepción de las zonas lacustres de Macuspana - por requerir barcazas- y el área marina de Lankahuasa, por requerir de equipos y servicios especializados.

- f) Costos de terminación de pozos. Los costos de terminación en Burgos son superiores a los esperados en las demás cuencas gasíferas, por requerir del fracturamiento de múltiples intervalos para alcanzar un nivel de producción comercial.

Infraestructura requerida. Por su grado de desarrollo, en la cuenca de Burgos se construirá la totalidad de la infraestructura necesaria para manejar el crecimiento de la producción de gas. En el caso de Veracruz se requiere que PEMEX Gas y Petroquímica Básica amplíe la capacidad de proceso de gas húmedo. Macuspana carece de la infraestructura necesaria para manejar los volúmenes esperados del desarrollo de las zonas lacustres. Para el desarrollo del Proyecto Tampico-Misantla- Sur de Burgos, no se cuenta con la infraestructura básica para aprovechar su potencial de producción el corto plazo.

Restricciones ecológicas. Macuspana presenta la mayor complejidad en materia ecológica por encontrarse en ella zonas protegidas. Los otros proyectos enfrentan restricciones normales, similares a las de Burgos.

389

c .

Síntesis del planteamiento inicial de los proyectos integrales del PEG. La identificación inicial de oportunidades y definición de proyectos integrales al momento de integrar la cartera PEG en 1999 arrojó las siguientes conclusiones:

En términos de la definición de un proyecto a documentarse bajo los estándares requeridos, el Proyecto Integral Cuenca de Veracruz presentaba las mejores posibilidades en el corto a mediano plazos, debido a la madurez relativa de sus propuestas.

Parecía poco probable en el corto plazo implementar acciones con rendimientos sustanciales en el Proyecto Integral Cuenca de Macuspana; sin embargo, se requeriría

(1

iniciar actividades que aseguraran el desarrollo del potencial del proyecto para el periodo 2001 a 2003.

Las oportunidades identificadas en el Proyecto Integral Tampico-Misantia-Sur de Burgos requerirían de mayor análisis para estimar su viabilidad y potencial.

El Proyecto Integral Crudo Ligero Marino era, pese a su complejidad y altos niveles de inversión, sin duda el de mayor atractivo económico y de producción.

La fuerte condición exploratoria de los proyectos integrales imponía una componente de riesgo mayor, requiriéndose desarrollar una amplia cartera de localizaciones validadas.

Afin de eliminar rezagos en el inicio de la ejecución, sería necesario diseñar y comenzar L. la implementación de una estrategia de negociación y obtención de permisos,

principalmente en las cuencas de Macuspana y Veracruz.

No se esperaban incrementos sustanciales en la producción de gas asociada a los

e proyectos integrales en el corto plazo, por lo que era indispensable identificar oportunidades adicionales en campos/áreas en producción, así como precisar los requerimientos de infraestructura en cada uno de los proyectos integrales.

c El alcance inicial requeriría de la formalización de un grupo central de gestión de

C proyectos (Grupo Coordinador del PEG), así como de la definición de un Plan Maestro de ejecución, basado en las capacidades y estrategias individuales de ejecución.

Adicionalmente, para mitigar la incertidumbre percibida sobre los tiempos de ejecución de los proyectos integrales, se deberían validar los proyectos con las llaves técnicas de

C

exploración y explotación, así como implementar acciones que confirmen su viabilidad en el periodo 2001-2003.

Por otra parte, sería altamente conveniente realizar un balance de las capacidades internas para estimar los requerimientos de apoyo y asesoría especializada, tanto de la organización como de parte de consultores externos.

399

1 • • -íograma Lstratégico de Gas (PL 1W

4.5 Cartera original de Proyectos y principales características del PEG. Además de los cuatro proyectos integrales, se llevó a cabo un esfuerzo intensivo de identificación, evaluación y documentación de proyectos individuales —tanto de exploración como de producción- para incrementar la oferta de gas.

Este esfuerzo, fue realizado de febrero a abril del 2000 en la Fase II de planeación del PEG, por grupos de técnicos distribuidos en los diferentes activos de las cuatro regiones de PEP y coordinado por el grupo central encargado del planteamiento del PEG. Adicionalmente, se contó con el apoyo de la entonces Coordinación de Estrategias de Exploración y de las áreas regionales de Planeación; todo ello como parte de las actividades consideradas dentro del Ciclo de Planeación de PEP.

Como resultado de estas actividades, se integró la denominada Cartera Original de Proyectos PEG, que además de los cuatro proyectos integrales, consideró 9 proyectos exploratorios y 7 de producción, denominados "Otros PEG", para un total de veinte proyectos, como se indica en la Figura 38, distribuidos en las principales cuencas sedimentarias del país.

P 1. Campeche Oriente Campeche Poniente Retorma Simojovel

S. Litoral de Tabasco Terrestre 6. Jula

T

Proyectos Integrales

Otros PEG

Figura 38. Cartera Original PEO

409

RELU

En términos de la responsabilidad de su propuesta y eventual ejecución y administración, la distribución de la cartera de proyectos por región de PEP fue la que se muestra en el Cuadro 2.

• Región Norte: 5 proyectos

2 proyectos integrales:

'7 Cuenca de Veracruz

'7 Tampico-Misantla-Sur de Burgos

2 proyectos exploratorios: 7 Lamprea V' Delta del Bravo

1 proyecto de producción: '7 Casquetes de Gas Fajada Oro

• Región Sur: 11 proyectos

1 proyecto integral: Cuenca de Macuspana

5 proyectos exploratorios:

'7 Reforma

'7 Simojovel

'7 Papaloapan B

'7 Litoral de Tabasco Terrestre

'7 Julivá

5 proyectos de producción: 7 Arroyo Prieto '7 Agave Terciario '7 Luna Terciario '7 La Central '7 Costero Terrestre

• Región Marina Suroeste:

3 proyectos

1 proyecto integral: '7 Crudo Ligero Marino

1 proyecto exploratorio: '7 Campeche Poniente

1 proyecto de producción: '7 Campeche Poniente

• Región Marina Noreste:

1 proyecto

1 proyecto exploratorio: '7 Campeche Oriente

Cuadro 2. Cartera Original de proyectos PEO.

La cartera, caracterizada por una importante componente exploratoria, planteaba a PEP, sus Regiones y Activos, retos significativos de planeación y ejecución en los siguientes ejes:

Conceptualización. El planteamiento de proyectos integrales en aquellas áreas de • alto potencial convenía al esquema de actividad intensiva exploratoria y énfasis en gas

no asociado; asimismo, debería estructurarse un esquema de prioridades y estrategias individuales para asegurar el enfoque con que debían atacarse cada uno de los proyectos para una recuperación pronta de la producción esperada.

Organización. Se identificaron opciones de inversión en las cuatro regiones operativas • de PEP. Dado que el conocimiento y experiencia en materia de ingeniería petrolera,

tecnología y geociencias para el desarrollo y explotación de yacimientos de gas no

Silva 41U

c

c

c

on

D

FE' asociado se encontraba concentrado en el Proyecto Burgos, era indispensable el desarrollo rápido y sostenido de habilidades técnicas y gerenciales, así como de la capacidad de ejecución en los Activos del sistema, responsables de la ejecución de los proyectos PEG.

• Disponibilidad de información. Debido a la disponibilidad limitada de recursos y a que las oportunidades se encontraban en un grado diferente de madurez, era necesario implementar acciones que pudiesen consolidar en el corto, mediano y largo plazos la información necesaria y confiable para la explotación de los yacimientos y obtener los resultados esperados. El carácter mayoritariamente exploratorio de los proyectos, hacía inherente el riesgo y la incertidumbre, por lo que los requerimientos y beneficios estimados podían presentar variaciones considerables durante la ejecución de los proyectos.

• Factores externos. La autorización de los recursos de inversión, obtención de permisos de acceso y ecológicos se convertirían en factores clave de éxito para alcanzar las metas de oferta, además de enfrentar el monitoreo estricto tanto por parte del gobierno como de las ONG's y comunidades.

En términos generales, el diseño y conformación del Programa Estratégico de Gas le impuso características especiales y distintivas (Ver Figura 39), vigentes hasta la fecha:

• Enfoque en gas no asociado. Al igual que el Proyecto Integral Cuenca de Burgos, el PEG planteó de manera explícita la exploración y explotación de gas no asociado. Como se ilustra en la Figura 40, la composición de la producción de gas no asociado se estimó pasaría de 20 por ciento de la producción promedio total en el periodo 1980-1 999, a 60 por ciento con respecto a la producción incremental atribuible al PEG al año 2005.

Fi9ura 39. Caracíerísficas del P5c3

• Amplia cobertura geográfica. Los proyectos contemplados en la cartera original del PEG (4 proyectos integrales y 16 específicos) se localizan en las cuencas de mayor potencial del país, involucrando a todas las regiones en las que PEP tiene actividad. El hecho de que varios proyectos se ubicaran en el sureste ayudaría a resolver el problema del desplazamiento del punto de arbitraje y el incremento resultante del precio del gas.

429

u FF1

Porcentaje

100%= 3.970 MMPCD

2.233 MMPCD

Gas no aso

Gas asocia

• Al igual que el proyecto Burgos, el PEG busca de manera explícita la exploración y explotación de gas natural no asociado a otros hidrocarburos.

Histórico PEG

Composición promedio de Composición esperada de la producción total 1980- la producción incremental

1999 2005

Figura 40. Enfoque en gas no asociado.

• Componente exploratoria importante. El alcance de la cartera de proyectos del PEG consideró una importante componente exploratoria que podía abarcar desde acciones de evaluación del potencial petrolero, hasta la incorporación de reservas y caracterización y delimitación de campos descubiertos, independientemente del grado de madurez de cada proyecto documentado. Debido al riesgo y a la incertidumbre inherente a la exploración, los requerimientos y beneficios esperados podrían presentar variaciones importantes, que ameritaran ajustes no sólo a la cartera misma, sino al alcance de proyectos específicos.

• Requerimiento intensivo de generación de localizaciones. Afin de reducir los riesgos inherentes a la exploración y el desarrollo de campos sin delimitación o suficiente caracterización, la ejecución del PEG presentó como premisa fundamental el generar y perforar un número elevado de localizaciones. Como se muestra en la Figura 41, en el periodo 2000-2004 el PEG habría de generar de 16 a 45 por ciento más localizaciones que el total generado de 346 localizaciones en PEP durante el periodo 1995-1999. Asimismo, el número de pozos exploratorios a perforar en el PEG en los primeros cinco años de ejecución triplicaría lo realizado en todo PEP durante los cinco años anteriores. Un mayor número de localizaciones disminuye la variabilidad de la rentabilidad e incrementa la posibilidad de ofrecer un Valor Presente Neto (VPN) positivo en proyectos de carácter exploratorio.

• Maduración en el mediano y largo plazos. Por otra parte, las características propias de los proyectos exploratorios implican largos plazos de maduración. Si bien el planteamiento de la ejecución asumía cubrir las etapas básicas de la cadena exploratoria

439

.

RIO desde la prospección inicial hasta la caracterización de yacimientos en periodos de 5 a 10 años, se esperaría alcanzar máxima producción de nuevos descubrimientos después de los 8 a 10 años de iniciado el proyecto.

Alcance e importancia

Localizaciones generadas

500 16-45%

fljII400

Total 9599 0004 PET'

Pozos exploratorios

270 225%

T:,tr 95-99 911-1:4 EcU

0699

0532 VPN (MMIJSD) 0530

PobebilIdod qoe 4 proopeoto teogxWNoC4O%

O 757

0753 0 04

• It

-50 2540 550 530 1.1540 1,450

Probsbiljdxd qoe 041417100 0757

poxpectos VEN o 0=97% ocso VPN(MMUSD) 0053 01147 i 1 0040

0033

0,027

102

mo 1.053 1.750 2,350 2,9543

CI Unmayor numero de locairzacionon dromlnuye la varIabIlIdad de lo rentabIlIdad e Incrementa la probabilidad de Obtener Un VPN pooltivo

Figura 41. Localizaciones a generar.

• Proyectos integrales en áreas de alto potencial. La configuración de los proyectos integrales que conformaron la base de la cartera PEG contemplan actividades de exploración y explotación, o bien una de estas actividades en varias zonas de una Región.

Dada la naturaleza de la cartera PEG, fue necesario realizar una caracterización más detallada de los proyectos exploratorios individuales y de la componente exploratoria de los proyectos integrales. Las Figuras 42 a 44 muestran el posicionamiento de las oportunidades de inversión en el contexto de la probabilidad de éxito exploratorio, potencial percibido y dificultad de operación.

En todos los casos, el cuadrante superior derecho en cada figura indica la mejor condición; por ello, los proyectos posicionados en dicho cuadrante ofrecían ventajas, deberían ser sujetos de prioridad en la asignación de recursos y de ellos se anticipaban las mejores expectativas, situación que como se verá en una sección posterior, se ha cumplido en términos generales a medida que avanza la ejecución del PEG.

Como se puede apreciar del análisis de las figuras, destacan por su posicionamiento la componente exploratoria de los proyectos integrales Crudo Ligero Marino (Terciario y Mesozoico), Veracruz (Cosamaloapan y Tinajas) Macuspana, Campeche Poniente (Terciario) y el área de Lankahuasa del proyecto integral Tampico-Misantia-Sur de Burgos, como las mejores opciones con potencial para apoyar el incremento en la oferta de gas natural en el mediano y largo plazos.

Dl. L0-tdro Silvti L::

449

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. 3gr ama Lstiategico ue (as

REFORMA(T)

JUUVA

REFORMA (M) TINAJAS

COSAMALOAPAN

SAN JOSE DE LAS

SIMOJOVEL CLM (M)

RUSAS PAPALOAAAN LANVAHUASA

CAMPECHE PONIENTE (M)

CAMPECHE

MECAPALAPA

• • CAMPECHE

•LM(T) ORIENTE PONIENTE ( T)

U TORAL TANIUIN

TABASCO LAt.IPREA

TERRESTRE CUSP POTENCIAL DOCUMENTADO

MEDIO 200400 MNIBPCEI DELTADEL

BRAVO

rLWy. 515.1!.

ALTO(SJOONT4BPCEI

PROBABILIDAD DE EXITO EXPLORATORIO

Figura 42. Caracterización de proyectos exploratorios.

CLM (M)

LAN KAHUASA LAMPREA

CAMPECHE PONIENTE (M)

UTORAL CAMPECHE SIMOJOVEL - REFORMA(M)

TABASCO COSAMALOAPAN TERRESTRE

DELTA DEL BRAVO

•ORIENTE

CAMPECHE •CLM (T) PONIENTE (T)

TINAJAS PAPALOAPAN B

JU OVA

MACUSPANA

REFORMA

T.MECAPALAPA

(T)

INVERSION DOCUMENTADA

O BAJA 600-1700 MM$I SAN JOSE DE LAS

RUSAS MEDIAI1700-3000MM$I

TAMUIN O

E

•ALTAI>3000MM$I

DIFICULTAD DE EJECUCION

Figura 43. Caracterización de proyectos exploratorios.

Dr. Pedro Silva L 45 •

. ograma Estratégico de Gas (RE

r!I

TINAJAS REFORMA (M)

JUUVA

REFORMA(T) COSAMALOAPAN

SAN JOSE DE LAS

SI MOJO VEL CLM (M)

RUSIAS PALOAPAN LANKAHUASA ¡ CAMPECHE PONIENTE (U)

CAMPECHE

MEAPALAPA • • CAMPECHE • ORIENTE PONIENTE (T) CLM (T)

UTO PAL TAMIJIN TABASCO

LAMPREA TERRESTRE tiIACIJSPANA POTENCIAL DOCUMENTADO

BAJO I17-200MMBPCE)

MEDIO(2Ui-400MMBPCE) DELTA DEL

BRAVO ALTO 5 400 MMBPCE}

PROBABILIDAD DE EXITO EXPLORATORIO

Figura 44. Caracterización de proyectos exploratorios.

4.6 Estrategia genérica de ejecución del PEG y sus proyectos integrales. Como se ha descrito anteriormente, la planeación del PEG se realizó mayoritariamente durante 1999, enfocando los esfuerzos a la identificación y documentación de la cartera a fin de realizar durante el año 2000 la gestión para su autorización por parte de las autoridades federales competentes y la consecuente consecución de recursos financieros para su ejecución, actividades que serán comentadas más adelante en este documento.

En cuanto a la estrategia integral de ejecución del PEG, ésta se conceptualizó básicamente para desarrollarse en dos grandes etapas, como se muestra en la Figura 45y que se describen a continuación:

• Etapa 1, 2001-2005. Caracterizada por un enfoque hacia la optimización de campos existentes y la implementación de un programa exploratorio intensivo. En esta etapa se consideró maximizar la explotación de campos productores de gas y en paralelo adquirir y analizar información clave de subsuelo, a partir de la cual se contara con elementos para reducir incertidumbre y fortalecer los procesos de identificación y evaluación de oportunidades adicionales.

Por otra parte, el énfasis se daba a avanzar rápidamente en la perforación de los mejores prospectos exploratorios documentados, con la finalidad, en su caso, de probar hipótesis y sobre todo, incorporar nuevas reservas de gas —preferentemente no asociado- a partir de las cuales se fortalecieran las bases para el crecimiento de la capacidad de producción de PEP en el mediano y largo plazos, mediante la instrumentación de programas de desarrollo de nuevos campos.

z O o

o w w Ui O O

1--j J o u- ci

JI. i Alilo IIvU L 46 •

D .

ograma Estratégico de Gas (PL L. 1

Planeación, 1999 - 2000 Etapa 1, 2001 —2005

-,'. I.-

.InI

•e

Adquisición de información Maximizar la esplotación de gas de subsuelo en campos actuales

Definivón orpanizaciorial. Adquisición y análisis de integración y información clave de subsuelo

Objetivos documentación de Prueba de hipótesis proyectos para dctameri exploratorias Autorizacion del progruma Y Confirmación del potencial para obtención de financ)amiento incrementar la producción de

gas Incorporación de nuevas reservas de gas no asocio

Impacto Astorización PEG- Inicio dala ejecución enjulio de PIDIREGAS 2001

Etapa 11.2006 -2015

Desarrollo de

descubrimientos y corisolldación del

programa exploratorio

Optimización de la explotación de campos descubiertos

Sostenimiento de la plataforma de producción

Identificación de oportunidades adiannales para expansión de la capacidad de prcducción

Fi9ura 45. Planteamiento del Programa.

e . Etapa II, 2006-2015. La estrategia de ejecución en el mediano a largo plazos se concentraría en el desarrollo y optimización de los descubrimientos realizados en la etapa anterior, así como la consolidación del programa exploratorio a partir de la información de subsuelo adquirida en el corto plazo y de los resultados de los pozos perforados en la Etapa 1.

Por lo que respecta a la producción total de gas, en esta segunda etapa se buscaría el sostenimiento de la plataforma alcanzada a partir de la optimización de los campos ya productores, continuando con la identificación e incorporación de oportunidades adicionales para lograr la expansión de la capacidad de producción al máximo pronosticado, de acuerdo a los escenarios analizados.

Establecida la visión para cada uno de los horizontes, se definieron alcances específicos para la ejecución de cada uno de los proyectos integrales.

ID Proyecto Integral Cuenca de Veracruz. El diseño conceptual de la ejecución de este proyecto incluyó la definición de dos frentes: las actividades de explotación y aquéllas de exploración.

a) Producción incremental por Explotación. Esta fase se conceptualizó en dos etapas. Durante la primera, denominada "Capacidad Actual

C de Proceso de Gas Húmedo" a desarrollarse en 2000-2001, la producción se limitaría a 130 millones de pies cúbicos diarios, de acuerdo a las condiciones normales de operación de la planta de PGPB en Matapionche; se llevarían a cabo las actividades necesarias para mantener

Ir

la producción en ese nivel, asegurando el incremento de producción al momento en que se tuviera capacidad incremental en la infraestructura de proceso en PGPB.

1-9 47•

t

En la segunda etapa, llamada "Capacidad Incremental de Proceso de Gas Húmedo", considerada para ejecutarse del 2002 en adelante, se esperaba que la capacidad adicional requerida para procesar gas húmedo (endulzamiento y separación de gas) estuviera disponible para principios del 2002 y permitiera incrementar el volumen de entrega de 170 a 190 millones de pies cúbicos diarios. PGPB analizaría a partir de la información proporcionada por PEP el esquema más conveniente de ampliación; en tanto, PEP debería evaluar los requerimientos de infraestructura adicional para garantizar los estándares de calidad y presión en la entrega de gas a PGPB.

b) Producción incremental por Exploración. Las actividades se enfocarían a la obtención de sísmica tridimensional y a la perforación de pozos exploratorios, además de los pozos de desarrollo en los descubrimientos esperados.

C

Para hacer frente a la carencia de suficientes geocientíficos en PEP, se visualizaba la necesidad de contratar asesoría especializada en geociencias.

Proyecto Integral Cuenca de Macuspana. Las actividades se planearon por zonas, dadas las restricciones ecológicas intrínsecas. Se iniciaría

lo con la zona terrestre y de manera incipiente en la exploración de zonas lacustres, durante una primera etapa hasta el año 2004. En paralelo, se arrancaría la identificación de los requerimientos necesarios en materia de estudios ambientales y de impacto ecológico, para la obtención de los permisos en las tres zonas, manejando un enfoque integral.

A fin de minimizar riesgos por retrasos en la ejecución, personal de PEP Región Sur junto con las autoridades ambientales del estado de Tabasco, analizarían la rezonificación de los núcleos 1 y II de la Reserva de la Biosfera de los Pantanos de Centla, para llevar a cabo actividades en

e la zona sin afectar la ecología del lugar.

Asimismo, se iniciaría la definición de las necesidades de provisión de infraestructura para el acceso y operación en las zonas lacustres, incluyendo el acondicionamiento de canales y la contratación de equipos de perforación especializados.

Proyecto Integral Crudo Ligero Marino. La ejecución de este proyecto integral se planteó originalmente para realizarse en tres etapas. La primera buscaba iniciar en el año 2000 la recuperación de 4 pozos exploratorios perforados en los campos Sinan y Citam, aprovechando la infraestructura de producción existente en las áreas vecinas de la Región Marina Suroeste.

e La segunda etapa (2001-2004) contemplaba el desarrollo de los 7 campos más atractivos con la perforación de 25 pozos de desarrollo, la construcción de un ducto de 77 km a Dos Bocas y la infraestructura marina y terrestre adicional requerida para manejar la producción de los nuevos pozos. Adicionalmente, se contemplaba reforzar el programa de perforación exploratoria del área.

411S

489

e e

• I 1 En la tercera etapa (del 2005 en adelante) se terminaría el desarrollo de los campos actuales y se continuaría con el desarrollo de los nuevos descubrimientos.

Como actividad fundamental, se analizarían los requerimientos de equipos y servicios para la perforación y la construcción de la infraestructura marina, con el fin de asegurar su disponibilidad de manera oportuna. Se anticipaban condiciones de alta competencia en el mercado de estos servicios, debido al posible incremento de la actividad petrolera en el Golfo de México.

Proyecto Integral Tampico- Misantia-Sur de Burgos. En la segunda adecuación de 1999, se solicitó la asignación de recursos suficientes para la perforación de cinco pozos exploratorios y la adquisición de información sísmica en el área marina de Lankahuasa, con el propósito de generar suficiente información para confirmar durante el 2000 la factibilidad técnico-económica del proyecto. Si fuesen positivos los resultados, el proyecto se planteaba en dos fases:

La primera, con el objetivo de comprobar rápidamente la existencia de reservas de gas suficientes para justificar las inversiones requeridas y, en la segunda, reforzar la exploración y desarrollar los descubrimientos rentables.

4.7 Alcance del Programa e implicaciones para PEP. El alcance genérico del PEG planteó un esquema ambicioso de ejecución de actividades de estudio, perforación de pozos y desarrollo de infraestructura para el periodo 2001-2015, con importantes implicaciones para PEMEX Exploración y Producción al llevar a cabo un esfuerzo de tal magnitud.

La dimensión del PEG se hace relevante al revisar las metas físicas y volumétricas planteadas (Ver Figura 46) para resolver la problemática impuesta por el crecimiento esperado de la demanda de gas. En materia de exploración, mediante el PEG se habría de reactivar la actividad en México, que por al menos un par de décadas permaneció deprimida por la falta de recursos financieros y por los niveles de reservas de crudo disponibles hacia el inicio del año 2000.

El programa exploratorio del PEG, a ejecutarse a través de 9 proyectos específicos y la componente exploratoria de los cuatro proyectos integrales, consideró en la propuesta multianual la realización de 283 estudios de diversa naturaleza, adquirir 11,620 kilómetros de sísmica 2D (bidimensional) y 32, 744 kilómetros cuadrados de sísmica tridimensional (3D), con lo que se contaría rápidamente con un cúmulo de información valiosa de subsuelo, pieza clave para el

' entendimiento de la complejidad geológica de las áreas prospectivas y la adecuada evaluación —y en muchos casos reducción- de los riesgos inherentes a la actividad exploratoria. A manera de referencia, el área a cubrir con sísmica tridimensional sería equivalente al 60 por ciento de la superficie total de la Cuenca de Burgos y, en los tres primeros años de ejecución, se anticipaba adquirir más información en el PEG que el volumen a adquirir en el Proyecto Integral Cuenca de Burgos desde su inicio en 1997 a la fecha.

Jro Siva L. 49 •

u cli La componente de explotación del Programa Estratégico de Gas no era menos ambiciosa, pues se planteó la realización de 44 estudios de comportamiento de yacimientos, la perforación de 3,956 pozos de desarrollo (tanto en campos productores como en los futuros descubrimientos) y realizar 118 reparaciones a pozos productores. Adicionalmente, se anticipó necesaria la construcción de 309 kilómetros de ductos, 12 baterías y estaciones de recolección de gas, 11 plataformas marinas e incrementar la capacidad de compresión de gas en poco más de 26,000 hp.

Un esfuerzo de tal magnitud, si bien distribuido en las cuatro regiones, no tenía precedente en PEP y presuponía condiciones que los Activos, fuera de Cantareli y Burgos, no habían experimentado. Por una parte, el PEG implicaba que PEP fuera capaz de incrementar en un plazo relativamente corto, de manera sustancial y sostenida, su capacidad de ejecución a lo largo de la organización, particularmente en las regiones Sur y Marina Suroeste; por otra, la capacidad de gestión de la empresa y el apoyo de instancias federales tendrían que ser fortalecidos y desarrollados en un marco estricto de planeación, a fin de contar en tiempo y forma con los permisos ambientales, de acceso y de carácter normativo que se requerirían para garantizar la ejecución eficiente de los programas operativos.

Como soporte básico a la estrategia de crecimiento en capacidad de ejecución, el tema de contratación de bienes y servicios sería clave para asegurar el cumplimiento de objetivos; para ello, como se hizo en el caso de los proyectos integrales Cantarell y Burgos, PEP tendría que reorganizar procesos internos y adoptar prácticas de contratación que permitieran el aprovechamiento de economías de escala, reducir curvas de aprendizaje entre proveedores, contar con capacidad de respuesta ante cambios en el mercado de bienes y servicios, reconocer y adaptar la planeación y programación con base en la naturaleza dinámica de la industria y la incertidumbre del subsuelo, y tener la facilidad de acceder tecnología de punta adecuada a las necesidades específicas de cada proyecto.

Programa°. 2001-2015 Implicaciones para PEP

• Exploración Incremento sustancial en le capacidad de cjecucidni

Estudios exploratorios 283 Sísmica 2D 11620 kiri Estrategia para obtención da permisos Sísmica 3D 32.744 kma Pozos eoplorat050s 595

Necesidad de contratos que permitan

¿spr0000har economías de escala • Explotacion Reducir Cumas de aprendizaje de

r proveedores Estudios da yacimruentos 44 Tener capacidad de respuesta a cambios en Pozos dedesarrollo" 3.956 el mercado de prestación de seroicios Intervenciones a pozos 118 mundial Doctos 309km

Reconocer la naturaleza dinómica de la Dapacidad de compresión 26.139 Op

industria e incerbdumbra del subsuelo

Ac cesar a tecnologia de punta y adecuada a

• lnvarelón total 280.355 mmpesos las necesidades particulares del PEO

- Canaideia alcance imegioi que incfcye anffz.idedeo cix tilum deaairoíío Con boCe en iefmmaolcn 0i000'ricle íitñizaeda e,5erieeciac aráíogao de denarmlb reciente Figura 46 Alcance del PEG IflCíoye futuro desarrollo y ectssdaiien operauloealen Pesos de 2003

Dr, Pedro Silva Ltii

D 50•

1 I

• Hrograma tzstrategico de Gas (

LdJ

4.8 Beneficios volumétricos, comerciales y económicos esperados del PEG. El PEG desde su planteamiento en 1999, se convirtió en la opción para contribuir con un alto porcentaje en la producción futura de gas, en la medida que PEP pudiese contar con los recursos financieros suficientes y oportunos para su ejecución. De acuerdo a las proyecciones estimadas de los proyectos documentados en la cartera original del PEG la producción máxima de gas atribuible al Programa se estimó superaría los 3,500 MMPCD en el año 2010, como resultado de las inversiones en exploración, explotación y futuro desarrollo. Bajo ese escenario, la contribución del PEG a la producción nacional de gas podría representar un incremento de entre el 50 y el 70 por ciento con respecto a la capacidad del año 2000, contribuyendo a alcanzar un máximo estimado del orden de 8 mil millones de pies cúbicos diarios como promedio en el 2010 (Ver Figura 47).

Millones de pies cúbicos diarios

Resultado de inversiones en Dem&tda esperada Exploración, Producción y

10.000 Furo Desarrollo

PEG**

5000

Otros proyectos PEP *

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Escenano Base, incluye producclun declinada Prnducc,ón estimada de acuerdo ala cartera de proyectos del PEG, dictaminada en att -II y aposto del 2000

Fuente: OEPEG, Subdirecc,ón de PlaneadOs PEP

Figura 47. Beneficio esperado de producción.

Si bien el PEG por sí mismo no podría satisfacer de manera total los requerimientos proyectados de demanda, de cumplirse las expectativas de producción, el efecto previsto del PEG en el balance nacional de gas natural presentaba el potencial de resultar en un ahorro máximo de

C entre 65 y 80 por ciento en las importaciones del hidrocarburo por Reynosa (importaciones por balance) durante el periodo 2005-2009. La Figura 48 muestra el comportamiento comparativo de las importaciones por balance, estimadas con y sin efecto del Programa Estratégico de Gas. Si bien aún con el PEG se presentaría una situación crítica entre 2002 y 2003, las importaciones exhibirían un comportamiento decreciente hasta el 2008.

limw

51•

u

1011

Millones de pies cúbicos diarios

Estimado importaciones

2001 2002 2063 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Supone drspnrobrirdacr de recursos paro barao deesrnlb y para lo ejeo Otón del resto de lo cerrera de proyectos de PFP C4fnulo realzado con baso en rntcfntactón properct000da por SENER en 00STEP 2005

Figura 48. Efecto del PEG en balance de gas natural.

Además de los beneficios volumétricos por el incremento en la oferta y comerciales por la reducción esperada de importaciones por balance, la propuesta del PEO ofrecía beneficios económicos, al ser integrada a partir de proyectos de rentabilidad atractiva, a pesar de no ser, a excepción de Crudo Ligero Marino, proyectos de aceite con alto valor. En el Cuadro 3se muestra el análisis de rentabilidad de los proyectos de la cartera original, en la que se indica que no sólo las magnitudes del Valor Presente Neto se estimaron sustanciales, sino que las tasas de retorno y los valores de eficiencia de la inversión indicaron la atractividad de las propuestas de inversión.

Gas no asociado Gas asociado

IntCgrl Cuenca Integral Cuenca integral Tampico Integral Otros

Cuencas de de Mlsantio.Sur de Curdo Ligero proyectos do

Macuopma Veracruz Burgo, Otro, PEO Marino aceite Ilgerool

Volor Presente Neto (rnrllones de doIores)r1

1138 687 617 2.675 5.475 1.612

Valor Presente de lo lrsversior 446 376 336 Olriiorres do ddlores)le 1.426 1.722 264

Ehcrencrode lo levarnos 26 16 Id 26 3.2 6.9

Toso Rieren do Retorno (porcenioje) 312 (d) (d) (a) 157 160

Penodo de recuper060n (añOs) 2 1 1 1 3 4

(a) Cñrar del año 2000 000rerrpoas o ro p60000001lar Carricera lrnerrlornes Ocremenlajes de capital en Flojo Oeelecrrzs (0) De acuerdo a 0000meoraorór, ersrada e Sroop para Olor ornen enormes acabe; (o) Coso;óero desarrollo de 10101 MolrOr y Co~ Tores(re (a) Se sbtene flujo de eteorloo poolrso desde el prlrrrer ello

Cuadro 3. Renta bilidad por proyecto.

(1. (II lii (,dola Loiz

529

u di

Analizando las componentes de rentabilidad por tipo de actividad se confirmaron las percepciones. De acuerdo a la propuesta original, la componente de explotación del PEG por sí misma podría pagar todo el programa exploratorio propuesto, aún en el caso poco probable que de éste no resultara en la incorporación de nuevas reservas de gas. En términos generales, como se muestra

e en la Figura 49, a partir del beneficio esperado por nuevas reservas y producción incremental, la magnitud del Valor Presente Neto total del Programa Estratégico de Gas fue calculado en más

C

de 12,000 millones de dólares a precios del año 2000, equivalente a cuatro veces el monto de las inversiones documentadas.

Millones de pesos de 2000

77396 128.434

r

18.938 13.367

1 1

1 :

32.305 51.037IJj

Exploración Producción Total EIoraciór Producción Total

Valor Presente de las Inversiones Valor Presente Neto de los proyectos

______________ VPNNPI 4.0

Celrindera prernsas Ciclo cie Planeando 2001-2002 y ajuste por retrasos en el inicio la ejecución

Figura 49. Valor presente neto estimado para el PEG

4.9 Factores de riesgo asociados a la ejecución de los proyectos del PEG y retos a vencer. Dada la naturaleza de los proyectos del PEG, la magnitud de su alcance y la complejidad de

e administración de un programa cuyo desarrollo estaría distribuido en entornos diferentes en las cuatro regiones de PEP, durante los trabajos de planeación y diseño de las estrategias de ejecución se identificaron factores de riesgo puntuales que podrían afectar el desarrollo de los proyectos, mismos que siguen presentes en la actualidad y que son:

1. Riesgo geológico. Asociado a la incertidumbre inherente a la importante componente exploratoria del PEG, cuya mitigación depende en buena medida del grado de conocimiento del subsuelo, presente en un nivel incipiente al arranque del Programa y que requeriría de intensa actividad de recolección, proceso y análisis de información, así como de capacidades y habilidades técnicas por parte del personal responsable de la administración de los proyectos.

Dr. Pedro SiDa L

539

~11, 1

3

3

c - iç rank

Riesgo financiero. Para la ejecución eficiente de cualquier proyecto, es crucial que los recursos financieros se otorguen de manera suficiente y oportuna. La insuficiencia de recursos repercute directamente en una menor producción esperada, debido principalmente a retrasos en la obtención de información de subsuelo y a una menor capacidad de extracción. Asimismo, es fundamental que los recursos se suministren de manera oportuna,

C ya que el retraso en la ejecución de los proyectos disminuye sensiblemente la rentabilidad de los mismos. Adicionalmente, es necesario que se garantice la continuidad de los recursos, para optimizar la contratación de bienes y servicios.

Incertidumbre en el acceso a bienes y servicios especializados. Ciertas actividades

C planteadas en el programa requerirían de la contratación de equipos y servicios especializados, como en el caso de Macuspana (barcazas) y de Crudo Ligero Marino (equipos y servicios para la perforación y la construcción de infraestructura marina). La disponibilidad de estos equipos y servicios se sujeta a las condiciones de mercado resultantes del nivel de actividad en áreas como el Golfo de México, así como a las habilidades de la organización para diseñar las estrategias de contratación que aporten las mejores condiciones para la empresa y el Programa.

C 4. Riesgo en la obtención de permisos. El conjunto de las actividades planteadas está sujeto a la obtención de permisos y autorizaciones para llevar a cabo las actividades

C petroleras (acceso, ecológicos y de operación). En el mayor número de los casos, los trámites requeridos no exceden los estándares de PEP. Sin embargo, en el caso de las zonas protegidas de Macuspana, la dificultad para la obtención de los permisos es

C mayor y depende directamente de acuerdos que se logren con SEMARNAP.

S. Disponibilidad de personal. El conjunto de los proyectos del PEG se compone de un número importante de esfuerzos específicos. Cada uno de estos esfuerzos requiere de la atención de especialistas (particularmente geocientíficos) y de responsables por la ejecución, la coordinación y el seguimiento de las actividades. La disponibilidad del personal adecuado para cada esfuerzo dentro de los tiempos requeridos se convierte en un factor clave para el desarrollo del programa.

6. Riesgo de ejecución. El nivel de actividad anticipado para la ejecución de los proyectos C no sólo impondría un reto de ejecución importante a PEP, sino que requeriría tanto de una

alta coordinación dentro de la organización funcional de la empresa, como con las autoridades, para que puedan responder de manera eficiente a las necesidades del PEG

'y

o

o PJro Siiva

549

ji

. cli Para iniciar y desarrollar la ejecución del PEG de manera eficiente, fue un mandato prioritario el instrumentar acciones dirigidas a mitigar los riesgos e incertidumbres descritas anteriormente, requiriendo de la atención dedicada de los diferentes participantes en el esfuerzo y, particularmente, por parte del grupo central, eventual encargado de la coordinación general de la instrumentación del PEG.

La importancia de atender adecuadamente la reducción de riesgos citados, radica en la posibilidad de minimizar variaciones en elementos clave de planeación y en los resultados de cualquiera de los proyectos y, por ello, incidir negativamente sobre el desempeño y cumplimiento de objetivos y metas del PEQ como son:

• Reservas a incorporar

• Producción incremental

• Tiempo para primer gas y tiempo para alcanzar la producción máxima

• Inversiones requeridas

De lo anterior, fue evidente previo al arranque del Programa, que PEP se enfrentaría a retos importantes, tanto externos como inherentes a la empresa y al PEG mismo (ver Figura 50), de los cuales se consideraron como críticos los asociados a incrementar la capacidad de ejecución de Activos y Regiones de PEP, el coordinar y desarrollar procesos y herramientas para la gestión eficiente de proyectos de gran magnitud y complejidad de alcance, el reducir los niveles de riesgo geológico, la consecución de los recursos para la ejecución del PEG y el atender y respetar cabalmente los temas asociados a problemática de tipo social y ambiental en las áreas de ejecución de los proyectos.

o

e e o e

PEG

• Externos

• Financiamiento integral y oportuno

• Problemática social y ambiental

• Obtención de permisos

• Seguimiento estrecho por parte de instancias externas, organizaciones civiles y comunidades

Figura 50. Retos.

559

• 1 Eti 1 Con el propósito de acotar el impacto de las posibles fuentes de riesgo y como parte de la estrategia global de ejecución, el grupo coordinador central definió en 1999, a manera de términos de referencia, las acciones clave de planeación para la instrumentación del PEG, mismas que se describen a continuación.

Para asegurar una implementación satisfactoria y reducir los riesgos e incertidumbre asociados al programa, PEP se abocará a definir y establecer los elementos de planeación siguientes:

• Plan Maestro de desarrollo. Para cada proyecto integral se definirá una secuencia que considere las interrelaciones entre las distintas actividades inherentes a la exploración, desarrollo y explotación de las áreas.

• Apoyo externo. Con el propósito de garantizar la disponibilidad de suficientes especialistas de subsuelo y de personal para supervisar el desarrollo de las obras, los Activos y Regiones de PEP definirán los distintos temas específicos en los que requerirá de apoyo externo, e identificará las posibles compañías que mejor pueden prestarlo.

• Esquema multianual de contratación. En forma similar, se procederá a la identificación de los requerimientos de contratación multianual de obras, servicios y equipos requeridos

2 por los proyectos. En su conjunto y para cada proyecto, se definirá la mejor estrategia de contratación, aprovechando la experiencia adquirida en Cantareli y Burgos.

- • Obtención de permisos y autorizaciones. En cada una de las regiones se ha lanzado un esfuerzo para identificar el número, tipoy requisitos necesarios para la obtención de los permisos. Asimismo, se reforzará al equipo dedicado actualmente al trámite oportuno de los mismos.

• Documentación estandarizada. Para facilitar el proceso de autorización de inversiones y permitir la consulta, comparación y seguimiento de cada proyecto de manera transparente, el grupo central de coordinación del PEG dedicará particular atención en estandarizar la documentación de cada proyecto

1 D 1 1 1 1

56

U .ograma Estratégico de Gas (FE

EFul

Dictamen, autorización y evolución presupuestal del PEG

5.1 Dictamen y autorización inicial.

la De acuerdo a la normatividad vigente en 1999-2000 para la autorización de proyectos de inversión por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, durante noviembre de 1999 se obtuvo el dictamen favorable para 19 de los 20 proyectos de la cartera PEG que así lo requerían.

Posteriormente, a solicitud de la Unidad de Inversiones y Desincorporación de Entidades Paraestatales (UIDEP) de la Secretaría, se documentó un planteamiento para ser financiado con recursos externos, considerando 16 de los proyectos dictaminados individualmente. Este paquete fue autorizado por la Comisión lntersecretarial de Gasto Financiamiento, para ser ejecutado bajo el esquema PIDIREGAS.

IMw En abril del 2000 se envió para autorización de la SHCP, la solicitud presupuestal para la ejecución de la cartera de proyectos del PEG, compuesta de los 20 proyectos, con un requerimiento total

ID de inversión de 113,572 mil millones de pesos de 2001, a aplicarse en el periodo 2001-2015, para realizar actividades de exploración, explotación y futuro desarrollo de los nuevos descubrimientos que resultaran del programa exploratorio.

Sin embargo, los lineamientos de la SHCP para la autorización del PEG consideraron solamente

ID el desarrollo del PEG durante el periodo 2001-2005, correspondiente a la administración federal entrante. El alcance aprobado cubrió una inversión de 49, 442 millones de pesos deI 2001, de los cuales 41,814 millones —equivalentes al 85 por ciento correspondieron al paquete PIDIREGAS (Ver Figura 51) y los 7,628 millones de pesos restantes serían sujetos a su inclusión y autorización en el Presupuesto de Egresos de la Federación.

kw Es importante señalar que el dictamen oficial original se restringió fundamentalmente a un alcance

ID definido por una primera etapa de optimización de campos en explotación e incorporación de nuevas reservas, y no consideró los requerimientos de inversión que serían necesarios para desarrollar los campos que podrían ser descubiertos como resultado de las inversiones aprobadas

C para el periodo 2001-2005.

57 •

c .

Plazo y monto Comentarios

23 proyectos PEO, incluyendo futuro 2001-2015

deoarrollo de descubrimientos $113.572 • La componente de exploración

considera 361 oportunidades el exploratorias a perforar hasta el 2006.

• Considera sólo Inversión estratógica, 2001-2005' limitando la documentación a

inversiones a realizar durante la $49.442 presente administración.

• No considera inversión para futuro desarrollo.

( FInanciamiento 2001-2009' • Considera únicamente 16 de los 20

PIDIREGAS $41.814 proyectos PEG.

( 'Unidad de lnveraiones y de Desiscoiporeción de Entidades Paraestatales 'El proyecto Crods Ugero Marino considera inversiones de eyelof ación hasta el 2009

Figura 51. Documentación, dictamen y autorización de PEG

5.2 Alcance de la autorización original. El alcance autorizado para el PEG, tanto en la componente PIDIREGAS como PEF, fue condicionado por las restricciones documentales impuestas por el dictamen de la UIDEP que, como se mencionó anteriormente, implicaron ajustes del programa para sujetar su ejecución a la vigencia de la nueva administración.

Del monto total autorizado de 49,442 millones de pesos del 2001, para la componente exploratoria

C del PEG se dictaminó favorable un monto de inversión total de 27,671 millones de pesos (Ver Figura 52) para ejercerse en el periodo 2001-2006.

Escenario dictaminado UIDEP-C1GF

El 86 % del programa de inversiones se ejercerá durante la presente administración.

c c c

Inversión total dictaminada

Millones do posos

21,691 49.442 28

27,761

1.81

16 r.1 - n Espioración Producción Tstei

PEE 1 PiDiREGAS

Pesos del eCo 2001

Fkio de erectivo mil/oses de pesos

10.297 10,022 8.806 8206 n

59e

lic

5.528

3.656 .81

.6 1.039

I.O3 18

2551 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2558

Figura 52. Flujo de efectivo autorizado.

58111111

n

U .)grama Estratégico de Gas (PE(

Por otra parte, el desarrollo y optimización de campos habría de llevarse a cabo del 2001 al 2009, con una inversión total de 21, 681 millones de pesos. Si bien el alcance de la componente de explotación se restringió también al periodo 2001-2005, el Proyecto Integral Crudo Ligero Marino —por su beneficio esperado de producción y rentabilidad- fue autorizado para ejecutarse al 2006 en su porción exploratoria y al 2009 en la de explotación. En términos de flujo de efectivo, como se muestra en la Figura 52, la aplicación de recurso sería intensiva durante los primeros cinco años de la ejecución del PEG, cuando habrían de invertirse al 2005 un total acumulado de 42,859 millones de pesos, equivalentes al 87 por ciento de la autorización global.

5.3 Programa Gas 2000. En enero del año 2000, la SHCP autorizó la realización de un programa operativo anual, denominado en PEMEX como Programa Gas 2000, enfocado a la realización de actividades de exploración y producción consideradas en proyectos en ejecución en ese tiempo, como antecedente al arranque formal del PEG en el 2001. Para llevar a cabo las actividades, en la adecuación de abril se recibió un techo de 4,024 millones de pesos de 2000 en flujo de efectivo,

c a ejercerse durante el año bajo restricciones establecidas por la Secretaría de Energía

La fecha de autorización de los recursos, aunada a los tiempos de licitación, resultaron en un ejercicio menor a lo programado; sin embargo, los resultados fueron en general alentadores, particularmente en Veracruz y con los resultados de reparaciones de pozos en las regiones marinas.

5.4 Autorización presupuestal 2001. En febrero de 2001, se recibió el oficio de autorización presupuestal que amparaba un monto de 44,200 millones de pesos en flujo de efectivo para el paquete PIDIREGAS, a ejercerse del 2001 al 2009. El techo autorizado para el 2001 ascendió a 7,313 millones de pesos, inferior en términos reales al alcance dictaminado y aprobado anteriormente. Por lo que respecta a la inversión PEF, las restricciones de asignación resultaron en una autorización de solamente 327 millones en flujo de efectivo.

El arranque del PEG en el 2001 se dio con no muy buenos augurios. No sólo no se autorizó el total solicitado originalmente, sino que por situaciones político-administrativas entre SHCP y la Secretaría de Energía, la autorización para ejercer el presupuesto se otorgó a PEP hasta el mes de julio, resultando en un subejercicio neto del 56 por ciento e impactos en el perfil de producción futuro, retrasando y reduciendo la producción incremental máxima, con un costo de oportunidad estimado entonces en 1,200 millones de dólares. (Ver Figura 53).

El impacto por el retraso en el inicio de la ejecución del PEG obligaría a buscar opciones adicionales y plantear la reestructuración del perfil multianual de inversiones.

o o Dr. Pedro Silva Lór, 59 •

LOJ

E

Por retraso en la asignación presupuestal Millones de pies cúbicos día pos

en el 2001

lar

Dicho efecto imphcó retrasar la Programa

GGúproducción móoimo con oc 0001

e- costo de cçor9jnidsd del orden 300 .10

de 1,200 MM USO EscenarIo ajustado

200 2307 200) 2114 2006 2020 2007 2208 2118 2010 2011 200 2013 2014 2015

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 roduccIon de gas (MMUU(

Versión Dic)arrno4a 973 3313 4602 5301 6188 7292 817.6 679.0 5170 3983 Versión Ajustada - - - 46.1 2330 3404 4062 9086 6286 726.6 9008 4499 Diferencia (973) (2852) (2272) (189.7) (2126) (220,6) (189.0) 47.6 836 51 6

C Coste de opor6rn)dad (MM USD( VPN Versión Dicturrinuda 6,918.0 (1324) 85.8 317.7 663.2 9862 1,3014 2,022.9 2,1449 1.0504 1,4392 Versión Ajustado 5.683.6 0.0 (228.7) 33.0 113.9 595.1 9283 1,233.0 1.9572 2.0968 1.8964 Diferencie (1,2344) 1324 (3145) (284.1) (549.3) (391,1) (313.1) (7899) (1977) 1364 457.2

Figura 53. Impacto en le producción de gas natural.

fl

A pesar del retraso en el arranque y la imposibilidad de aprovechar el presupuesto autorizado, tos resultados de la ejecución, aunque modestos, aportaron en algunos casos evidencias interesantes sobre el potencial para incrementar la oferta de gas. Las expectativas al cierre del 2001 consideraron como beneficios iniciales la incorporación de 36 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de nuevas reservas (P50) y la primera producción incremental por 17 MMPCD; adicionalmente, evidencias del potencial gasífero en formaciones del Terciario en Veracruz y el área de Crudo Ligero

C Marino, destacándose esto último no por la magnitud de los volúmenes de gas, sino por lo que representa el hecho de que en la Sonda de Campeche pudieran existir acumulaciones de gas no asociado en formaciones relativamente someras.

5.5 Cambio de monto y alcance 2002. A pesar de contar con una autorización inicial, la Dirección Ejecutiva del PEG y los Activos involucrados en su instrumentación, continuaron con los trabajos de identificar y evaluar opciones para enriquecer la cartera PEG e incrementar la oferta de gas en el mediano y largo plazos.

Con base en los resultados iniciales y la incorporación de nuevas oportunidades a la cartera, en el año 2002 la SHCP aprobó la primer propuesta de cambio de monto y alcance del PEG, incrementándose en 40,295 millones de pesos de 2002 -88 por ciento sobre la autorización

C pesos, original- para que el PEG contara con una inversión multianual total de 86,244 millones de

a precios del 2002.

El planteamiento de adecuación se debió al cambio de alcance asociado a dos aspectos fundamentales: (Ver Figura 54).

Dr. Pedro Silva L ' 60 •

o

01

u

Ajustes derivados de la propia ejecución del programa (13,901 millones de pesos). Se consideraron los gastos asociados al pago de mano de obra, tanto de exploración

Derivado de resultados iniciales y de incorporación de nuevas oportunidades a la cartera, en el 2002 la SHCP aprobó la primer propuesta de cambio de monto y alcance del PEG.

Autorización Original 45.539

Cambio de monto y alcance 2002 40.295

Inclusión en el PEG Pidiregas de gastos operacionales 7516 asociados a la ejecución

__ Requerimientos adicionales de infraestructura y 6385 actualización en costos de perforación

Nuevas oportunidades de gas a len originalmente 16937 planteadas en el RES Pidiregas

i,H-. Inclusión de la producción base de proyectos 1636 integrales

Desarrollo de nuevos descubnmientos 7,821

Intereses capitalizables 410

Total PEG Pidiregas 86.244

* Cifras registradas en si PEP Torro 1V del 2002 & perrs de 2302 EPI mosto de 20244 SfMpesoo correqnonde a 68,1156MMpesos del 2003

Figura 54. Cambio monto/alcance 2002.

como de explotación. Adicionalmente, se incluyeron requerimientos nuevos de infraestructura en los proyectos Costero y Crudo Ligero Marino, así como actualizaciones en los costos de perforación y los gastos asociados al mantenimiento de equipos.

• Inclusión de nuevas oportunidades (26,394 millones de pesos). Dados los resultados exploratorios durante el 2001, la SHCP autorizó la incorporación de un monto de casi

- 8,000 millones de pesos para proceder de inmediato a iniciar las actividades para la caracterización y desarrollo de los descubrimientos viables. Asimismo, se autorizó incorporar en el alcance del PEG la producción base de los campos en explotación de los proyectos integrales.

De manera relevante, cabe señalar que se autorizaron del orden de 17,000 millones para el aprovechamiento de nuevas oportunidades, tanto exploratorias como de

C producción: Proyecto Integral San Manuel, área mesozoica de los proyectos Reforma y Campeche Poniente, área Lankahuasa del proyecto integral Tampico-Misantla-Sur de Burgos (que había sido suspendido por resultados adversos), Lamprea y Delta del Bravo (originalmente considerados para fondearse con presupuesto PEF), así como oportunidades adicionales de optimización y desarrollo en Veracruz.

Dr. Pedro Silva 61•

o

o

.

rEI La autorización original del PEG consideró solamente la inversión estratégica orientada a la obtención de producción incremental. Esta condición ponía en riesgo el desarrollo de algunos proyectos proyectos, al no contar con suficiencia presupuestal para absorber gastos de tipo operacional, por ejemplo en los proyectos integrales Macuspana, Veracruz y Crudo Ligero Marino. En el cambio de monto y alcance del 2002 se incluyeron recursos del orden de 1,600 millones para este concepto.

5.6 Cambio de monto y alcance 2003. En enero de 2003 se autorizó un nuevo cambio de monto y alcance al PEG, en el cual se adicionaron los proyectos exploratorios Veracruz Marino, Cazones y se reincorporó una parte del proyecto integral Tampico-Misantla-Sur de Burgos que no había sido incluido originalmente dentro del financiamiento PIDIREGAS; adicionalmente, se incrementó en 5 por ciento el monto asignado a la componente exploratoria y se consideró un monto para el pago de intereses capitalizables.

Como resultado de esta autorización, para el 2003 la inversión total del Programa Estratégico de Gas ascendió a 91,905 millones de pesos del 2003 (Ver Figura 55).

En enero de 2003 se autorizó un nuevo cambio de monto y alcance al PEG en el cual se adicionaron tres proyectos exploratorios y un incremento del 2 por ciento a la inversión total de la primera etapa.

1,4

c At

Cambio monto y alcance 2002 a

pesos del 2003: 88.856

Veracruz Menno 553

Cazones 936

Tampico-Minanta- 478 Sur de Burgos

Monto adicional 1.967

Intereses Cap 1.082

Razones para su inclusión

• La autorización de recursos programables cada vez es mós limitada

• El PEO llene alta rentabilidad y una componente exploratoria que es garantizada por la componente de desarrollo

• Los proyectos a integraroe forman parte del dresde influencia del PEO y tieoeo objetivoo de gas

Total PEG Pidiregas actual 91905*

'Cifres regislredas en el PEF Turno IV del 2003 a paveo de 2003 El rnooto de 91,905MMpeoos corresponde a 96,192 MMpeuss del 20134

fi Figura 55. Cambio monto/alcance 2003.

5.7 Programa autorizado de inversiones en 2004. En 2004 el Congreso autorizó un monto de inversión PIDIREGAS por 128,320 millones de pesos de 2004, principalmente para ajustar incrementos en la perforación de pozos exploratorios en los proyectos Crudo Ligero Marino, Reforma Terciario, Julivá y Lankahuasa, así como para tomar en cuenta una mayor actividad en las construcción de plataformas y ductos por la adición de más campos a desarrollar en Crudo Ligero Marino (Ver Figura 56).

629

o

Ij.

• ugrarna Lstrategico de Gas (H LdJ

El monto adicional autorizado para inversión física ascendió a 24,682 millones de pesos de 2004, equivalentes a un incremento del 24 por ciento sobre la adecuación de 2003.

El Congreso autorizó un monto de inversión con el esquema Pidiregas de 128.320* millones de pesos para ejecutar actividades planteadas deliro del Programa Estratégico de Gas.

Justificación del incremento

• Incremento en la perforación de pozos exploratorios.

• Mayor actividad en la construcción de plataformas y ductos del proyecto Crudo Ligero Marino.

Cambio monto y alcance 2003 a pesos del 2004: 100.915

Crudo Lero Manno 24.207

Reforma Terciana 2,703

Juivá 2,505

Lankahuasa 1,887

Otros Proyectos (6,620)

Monto adicional 24,682

Intereses Cap. 2,723

Total PEG Pidiregas actual 128,320*

PEF Tomo 1V de 2004

Figura 56. Inversiones 2004.

o o o o o

o o

Dr. Pedro Si(va L 63•

• igrama L straégico de Gas (Fft Iu1

f Coordinación organizacional

6.1 Antecedentes. En 1999, las actividades relacionadas a la identificación, evaluación y documentación de proyectos para incrementar la oferta de gas, fueron realizadas por grupos de técnicos distribuidos en los diferentes Activos de Exploración y Producción en las cuatro regiones de PEP. Se contó adicionalmente con el apoyo de la Coordinación de Estrategias de Exploración y de las áreas regionales de Planeación; todo ello como parte de las actividades consideradas dentro del Ciclo de Planeación del Organismo.

C• La coordinación de los esfuerzos regionales y la integración de la propuesta del Programa Estratégico de Gas, fueron ejecutadas inicialmente desde la Sede de PEP a partir de julio de 1999, por la Gerencia de Planeación Estratégica de la Subdirección de Planeación. Sin embargo, el estado de avance de las propuestas regionales y la inminente implantación del PEG a partir de las autorizaciones respectivas, requirió del total involucramiento de un grupo especialmente dedicado a consolidar la planeación y diseño del Programa, trabajando de manera directa con los diferentes grupos regionales.

Para garantizar la autorización, coordinación y ejecución eficiente del PEG, las Direcciones Generales de PEMEX y de PEP determinaron conveniente conformar la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas (DEPEG), mediante la autorización de una estructura organizativa temporal, aprovechando los recursos existentes en la organización de PEP.

C Para ello, se decidió integrar especialistas en Geociencias, Ingeniería Petrolera e Infraestructura, que junto con los responsables de los proyectos en las regiones, condujeran durante el tiempo que PEP considerara necesario los esfuerzos para instrumentar de manera eficaz la planeación, diseño, arranque de la ejecución y consolidación de las funciones e interacciones del PEG con el resto de las actividades del organismo.

Asimismo, este grupo sería responsable de promover la comunicación con las áreas correspondientes del Corporativo de PEMEX para el financiamiento del Programa, e incluso

C con Entidades normativas o de control del Gobierno Federal, para acordar aspectos específicos relacionados con la autorización, seguimiento y reporte de la ejecución del PEG.

c Dr.PedroSvaL 64 •

o L,

FE' 6.2 Autorización de la estructura organizativa y nombramiento de funcionarios. El Consejo de Administración de PEP aprobó el acuerdo para la creación de la Dirección Ejecutiva y cuatro Gerencias: Programación y Evaluación, Geociencias, Ingeniería de Yacimientos y Producción, e Infraestructura de Manejo y Transporte.

Asimismo, se aprobaron los nombramientos temporales del Dr. Pedro Silva López como Director Ejecutivo del Programa Estratégico de Gas; Dr. Guillermo Pérez Cruz como Gerente de Geociencias; Ing. Jorge Verdejo Fierro como Gerente de Infraestructura de Manejo y Transporte, Dr. Francisco García Hernández, como Gerente de Ingeniería de Yacimientos y Producción, y al

L Maestro en Ingeniería Juan Manuel Sánchez Bujanos como Gerente de Programación y Evaluación. En la Figura 57se muestra la estructura autorizada para la DEPEG.

Organigrama

NU Ingeniería de Programación y

Geociencias Yacimientos ,

Infraestructura de Evaluación Producción Manejo y Transporte

c Figura 57. Organigrama DEPEG

6.3 Evolución funcional de la Dirección Ejecutiva del PEG.

• Situación inicial y establecimiento de prioridades. Al conformarse, la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas se encontró con que la experiencia en administración de proyectos manejados bajo el esquema PIDIREGAS estaba concentrada solamente en tres proyectos del organismo (Cantareli, Burgos y Delta del Grijalva) por lo que no existían prácticas definidas al nivel sistema sobre procedimientos para su manejo, capitalización, administración de recursos e interacción entre regiones y sede, entre otras.

De igual manera, se enfrentó a tres situaciones críticas para el pronto arranque de un Programa de las características del PEG, a saber: c

c

.

ibi~

• Bajos niveles de financiamiento para

proyectos.

• Experiencia de manejo de presupuesto

PIDIREGAS concentrada en pocos

proyectos.

• Enfoque en aceite por su alta rentabilidad

relativa.

• Conocimiento especializado de gas

disperso en la organización.

• Nivel de actividad exploratoria por debajo

del promedio histórico.

or

1 .giama estratégico oe Gas (Fi

• La inexistencia de una cartera especialmente conformada por proyectos de inversión orientados a la exploración y la explotación de gas no asociado

• Actividad exploratoria deprimida por cerca de dos décadas

• Conocimiento especializado en el tema de gas disperso en la organización, o bien concentrado solamente en algunos proyectos

• Pocas posibilidades de que personal capacitado disponible (Burgos) pudiera ser integrado a la Dirección Ejecutiva

La situación de partida y las necesidades críticas del PEG, al arranque del Programa, fueron identificadas y corresponden a las presentadas en la Figura 58. Para enfrentarlas, la DEPEG logró reunir a algunos de los profesionales especializados que se encontraban dispersos en el Organismo y fomentó la práctica de trabajo en equipo, así como el

c

intercambio de conocimientos.

Situación de parlida Necesidades críticas del PEG

• Crear una cartera de proyectos de gas con alta calidad

técnica.

• Conseguir el financiamiento de 20 proyectos de gas.

• Desarrollar una perspectiva integral del Programa para

comunicación con entidades externas.

• Concentrar los conocimientos técnicos en gas y

apalancarlos en beneficio de todos los proyectos del

PEG.

• Coordinar acvidades entre Regiones y Activos y entre

ejes funcionales (p. ej exploración, desarrollo,

operación).

• Coordinarlos controles administrativos internos.

• lnsbtucionalizar funciones administrativas adecuadas

para el amiente PIDIREGAS.

Figura 58. Situación de ongen de la DEPEG

G

o o o o

Dr. Pedro Silva Lr. 669

eas de

nsabilidad

Aseguramiento de calidad

técnica

Gestión de financiamiento

Procesos administrativos

Seguimiento de la ejecución

• Las funciones de la DEPEG fueron diseñados para cerrar brechas orqanizacionales y se sustentan en turmas de trabajo distinbvas que tacit taren

• Aceleración en el cumplimiento de los objebvas crlticos del PEG

• Afta sisibilidad

• Perspeçbva Integral

• Efciencia y oahdad

• Trabajo en equipo

671 Dr. Pedro Silva Lñ

' u

1 di

Al ser creada, a la Dirección Ejecutiva se le encomendaron dos áreas principales de responsabilidad: a) el aseguramiento de la calidad de los proyectos de inversión del Programa y b) responsabilidades funcionales asociadas a la gestión del financiamiento de los proyectos, el seguimiento de la ejecución y la detinición, instrumentación y coordinación de los procesos administrativos aplicables al esquema PIDIREGAS (Ver Figura 59); todo ello asociado a acelerar la consecución de objetivos, mantener una perspectiva integral y a fomentar la eficiencia en la implantación del PEG en los diferentes Activos y Regiones participantes.

DEPEG

Figura 59. Áreas de resposabulidady orientación funcional de la DEPEG

Por mandato de las Direcciones Generales de PEMEX y PEP, el diseño funcional de la DEPEG se conceptualizó para abarcar dos etapas bien definidas (antes y después del inicio de la ejecución del Programa) y para concluir con el término de la nueva administración federal. Cabe señalar que desde su origen, el carácter temporal de la DEPEG se reforzó al establecer claramente su eventual transición e integración a la estructura formal de PEP, como se indica en la Figura 60. En la misma figura se presentan los objetivos críticos y la evolución funcional que la DEPEG debería alcanzar durante las dos etapas de gestión.

Como se mencionará más adelante, al término del 2002 se consideró que los objetivos trazados habían sido cumplidos en un grado tal, que la transición de la DEPEG a la Organización formal de PEP podría ser un hecho, aprovechando la reestructuración en proceso de PEMEX Exploración y Producción.

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DEPEG

1999-2000 2001 -2005 2005 en edelante

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Figura 60. Visión original, objetivos críticos y temporalidad dele DEPEG

A continuación se realiza una narración ejecutiva de la evolución funcional y de las principales actividades realizadas, orientadas al logro de los objetivos planteados.

Etapas funcionales. En relación al diseño original y las prioridades funcionales, la gestión de la DEPEG del 2000 al 2003 se puede dividir en 2 etapas:

• Periodo 1999-2000. Las prioridades de la DEPEG se enfocaron a la integración acelerada de la documentación de los distintos proyectos de inversión, susceptibles de ser incluidos en la Cartera del PEG, así como a lograr la autorización del Programa y el financiamiento para su ejecución.

Para ello, se trabajó conjuntamente con los Activos y Regiones en la estandarización de formatos, contenido de los estudios de factibilidad para los tres tipos de proyectos (integrales, de exploración y de producción) así como en la homologación de formatos y parámetros para la evaluación económica de las propuestas.

Contando con la cartera preliminar, el Director Ejecutivo se abocó a llevar a cabo un intenso periodo de gestiones con la Unidad de Inversiones y Desincorporación de Entidades Paraestatales (UIDEP); asimismo, se trabajó estrechamente con la Subdirección de Presupuestación de la Dirección Corporativa de Finanzas en

C aspectos relacionados a la consistencia de proyectos, validación de premisas de evaluación y soporte a la gestión con SHCP.

Dr. Pedro Silva Lr 68 •

0

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LÍZ

IJ. u Idi

Como resultado de todo lo anterior, la DEPEG fue particularmente exitosa en lograr la autorización de 19 de los 20 proyectos de la cartera original del PEG (uno de los proyectos no requirió escrutinio por el monto solicitado de inversión) lográndose obtener recursos para iniciar el PEG. Se destaca el hecho de que se logró la autorización de inversiones para reactivar la exploración en PEP, actividad sustantiva que había estado deprimida por más de 20 años.

Como se describió en la sección anterior, la autorización y dictamen original del PEG ascendió a 4, 115 millones de dólares, equivalentes a 41, 814 millones de pesos de 2001, autorizados por la Comisión lntersecretarial de Gasto Financiamiento bajo el esquema PIDIREGAS, para ejecutarse en el periodo 2001 -2009, con la mayor parte del ejercicio a realizarse entre el 2001 y el 2005.

Durante esta primera etapa se obtuvo también la autorización por 4,105 millones de pesos de 2000 en flujo de efectivo, para realizar en el año 2000 una serie de actividades operativas de gas, lo que permitió instrumentar de manera inicial una

C

metodología de seguimiento y evaluación de la ejecución, así como sentar las bases del desarrollo de una infraestructura analítica incipiente.

Periodo 2001 -2003. Durante esta etapa se promovió la consolidación del PEG, se desarrollaron habilidades internas y herramientas para el seguimiento, evaluación y reorientación de programas. Se lograron además autorizaciones adicionales de recursos y se avanzó de manera importante en el apoyo a Activos en materia de desarrollo de habilidades y

C metodologías de trabajo, para el mejoramiento de los proyectos y la evaluación de resultados operativos.

C A continuación se presentan de manera condensada los aspectos relevantes de la gestión de la DEPEG, a partir del inicio de la ejecución del Programa y hasta que se decide reintegrar funciones, personal y habilidades a la organización formal de PEP a finales de 2003.

a. Apoyo a Activos y desarrollo de habilidades. El fomentar el desarrollo de habilidades técnicas en los Activos participantes del Programa - además de las internas del personal de la DEPEG- fue considerado prioritario durante los dos primeros años de la ejecución.

Durante este periodo, tanto las Gerencias técnicas de la DEPEG como la de Programación y

C Evaluación, brindaron soporte específico a proyectos y Activos. El apoyo brindado fue llevado a cabo de dos formas:

• De manera directa, mediante asesorías en los propios Activos o en las oficinas de la DEPEG, o bien

69•

o

.

rama U~Strategico de Gas

•1

• A través trabajos realizados aprovechando la infraestructura contratada de un Centro de Visualización y un Centro Dedicado a la Generación de Localizaciones, especialmente en aspectos clave de caracterización inicial y de identificación de oportunidades.

De común acuerdo con la entonces Coordinación de Estrategias de Exploración (CEE), el grueso de los apoyos técnicos se concentraron en la aplicación de las Geociencias, la Ingeniería de Yacimientos y la Ingeniería Petrolera, a la identificación de oportunidades y optimización de yacimientos de Activos de Producción, enfatizando y siendo pioneros en el establecimiento y aplicación formal de metodologías de caracterización, optimización y diseño de explotación.

Aprovechando la iniciativa de la CEE, la DEPEG participó en la implementación del Centro Dedicado para la Generación de Localizaciones (CDGL) asignándole recursos presupuestales para su arranque a través de un contrato de servicios especializados, único en su tipo y primero en PEP, diseñado para brindar a los Activos interesados asesoría, instalaciones y herramientas de primer nivel para el desarrollo de trabajos específicos.

- A través de la Gerencia de Geociencias, se utilizaron los recursos tecnológicos del Centro para apoyar exitosamente a varios Activos de Producción que requirieron servicios de asesoría especializada en materia de caracterización de yacimientos y aplicación de las Geociencias a aspectos de Explotación. En estos trabajos, personal de la DEPEG apoyó a la administración

1, del CDGL en lo referente a la conducción y administración de estudios específicos.

Adicionalmente, Geociencias de la DEPEG participó en la construcción y puesta en marcha del Centro de Visualización 3D, financiando la adquisición de software especializado. Desde el año 2002, personal de la Gerencia de Geociencias de la DEPEG se capacitó en las técnicas de visualización y realizó diversos trabajos importantes, tanto en apoyo a Activos de Exploración como de Producción, destacando los trabajos relacionados a la visualización del descubrimiento marino de Lankahuasa.

De manera puntual, personal de Geociencias participó con asesoría directa, a tiempo completo, en trabajos encaminados a reorientar el desarrollo del Proyecto Integra Cuenca de Macuspana, reducir riesgos, robustecer los análisis e identificar áreas de oportunidad, mismas que han sido consistentemente aprovechadas con resultados que a la fecha son considerablemente mejores con relación al desempeño histórico reciente del Activo Chilapilla-Colomo.

Por otra parte, la Gerencia de Geociencias trabajó conjuntamente con la CEE, Programación y Evaluación y la Dirección Ejecutiva del PEG en el diseño y seguimiento de los programas de perforación exploratoria.

c Dr. Pedro Silva Li 70 U

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1• . di

La Gerencia de Yacimientos, por su parte, realizó un sinnúmero de trabajos de asesoría con diversos alcances, destacando entre ellos la ejecución con recursos propios del estudio integral del Campo Costero y la definición del esquema óptimo de explotación.

Desarrolló metodologías para la optimización de campos, definiendo criterios técnico-económicos para el cálculo del número óptimo de pozos; brindó soporte a los Activos en el cálculo y validación de reservas y proporcionó asesoría especializada en el diseño y evaluación de pruebas de presión-producción, así como en el diseño de trayectorias óptimas para pozos exploratorios y de desarrollo.

Adicionalmente, aplicó conceptos de balance de materia para establecer pronósticos de producción y participó activamente en la aplicación de llaves técnicas a proyectos de explotación, o a las opciones de nuevos desarrollos planteados por los Activos, utilizando invariablemente criterios económicos para fundamentar sus recomendaciones.

Si bien el resumen de la gestión de la Gerencia de Yacimientos y Producción puede expresarse en unos cuantos párrafos, el volumen documental de estudios generados que fue transferido a

C

la Coordinación de Explotación respaldó la proactividad, efectividad y magnitud de la gestión de esta área técnica.

Por su parte, la Gerencia de Infraestructura de Manejo y Transporte dedicó muchas horas al apoyo directo del Proyecto Integral Crudo Ligero Marino. Al principio, los especialistas se enfocaron a repetir y validar los diseños básicos de infraestructura desarrollados por el IMP; en seguida, desarrollaron alternativas para la implementación de la fase de producción temprana aprovechando infraestructura existente.

Al finalizar la participación en Crudo Ligero Marino, la Gerencia de Infraestructura se desplazó a la Región Norte para apoyar a tiempo completo los trabajos relacionados al planteamiento de opciones de desarrollo para la recién descubierta estructura de Lankahuasa. Mientras Yacimientos apoyaba al Grupo Regional en el diseño el esquema básico de explotación, número y trayectoria de pozos,

C

Infraestructura se dedicó al diseño y modelado de la infraestructura de producción necesaria para manejar los pronósticos de producción de gas estimados por el Grupo.

Adicionalmente, personal de Infraestructura estuvo a bordo de plataforma para asesorar y realizar programas de muestreo e instrumentación física de las pruebas de producción de los principales intervalos del pozo descubridor. Finalmente y hasta el cierre de la DEPEG, la Gerencia de Infraestructura se dedicó a diseñar y documentar procesos de certificación de equipos de medición y muestreo, principalmente para gas, así como a integrar manuales, los cuales se encontraban

C en proceso de revisión por Compañías de Servicio y Activos al momento de la desincorporación de funciones y transferencia de la DEPEG.

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• uyauia LstiiegIco Üe Gds (FL

b. Desarrollo de Infraestructura Analítica y Sistemas. En el periodo 2001-2003, a través del trabajo conjunto de Activos y de la Gerencia de Programación y Evaluación, se documentaron y realizaron las gestiones necesarias para lograr la autorización de ampliaciones de recursos de inversión y ajuste de metas físicas y volumétricas, mediante cambios de monto y alcance del PEG.

Adicionalmente, se brindó apoyo teórico y práctico a diversos Activos en materia de evaluación económica, así como en el análisis y definición de opciones de optimización y replanteamiento de proyectos; entre ellos destacan los trabajos para optimizar el alcance del Proyecto Integral Cuenca de Macuspana.

Asimismo, se realizó la integración de las diferentes carteras de proyectos, acordes con los requerimientos del Ciclo de Planeación de PEP y se integró la información necesaria para llevar a cabo el seguimiento operativo y el reporte de avance del PEG, tanto a la Dirección General de PEP como a instancias externas tales como la SHCP, Secretaría de Energía y el Consejo de Administración.

e Dentro de la gestión de la Gerencia de Programación y Evaluación destaca también el armado y actualización permanente del Expediente del PEG, en su versión general y para cada uno de los proyectos, documentación que se entregó a la Dirección General de PEP para contar con un registro histórico de la evolución del Programa y dejar constancia de los fundamentos y decisiones tomadas.

Como actividades complementarias de la gestión de la DEPEG, por parte de la Unidad de Asesoría Técnico-Administrativa cabe destacar que, conjuntamente con la Subdirección deAdministración y Finanzas, se documentaron y difundieron los procedimientos PIDIREGAS específicos para el

- control financiero del Programa Estratégico de Gas.

Derivado de la continua interacción y asesoría con personal de los Activos encargados de realizar

lo las liquidaciones de elementos PEP y capitalizaciones de obras, se detectó que los lineamientos y criterios vigentes no eran congruentes con las necesidades actuales. La Dirección Ejecutiva participó con la Coordinación PIDIREGAS de Sede en la redefinición de los criterios para facilitar el registro oportuno de operaciones PIDIREGAS, apoyando el cálculo del costo financiero real de las obras.

L. Con el objetivo de contar con infraestructura analítica especializada para reforzar y optimizar las funciones de seguimiento, control y evaluación de la DEPEG, mediante el soporte de la Superintendencia de Sistemas se crearon dos importantes sistemas informáticos:

72 •

FW

• • El primero de ellos denominado, "Sistema de Anexo Estadístico para el Programa

Estratégico de Gas (SAEPEG)" fue diseñado para facilitar la integración y reporte de información del seguimiento y evaluación de la ejecución de los proyectos de inversión.

• El segundo, llamado "Sistema para el Seguimiento de Inversiones Contratadas del Programa Estratégico de Gas (SSICOPEG)" permitió el seguimiento y evaluación de los contratos de obra y servicios relacionados, adquisiciones y servicios puros, de acuerdo a los requerimientos de información establecidos por la DEPEG y el Órgano Interno de Control de PEP.

Ambos sistemas fueron desarrollados mediante "outsourcing", administrados por la Superintendencia de Sistemas de Información adscrita a la Unidad de Asesoría Técnico Administrativa (UATA) y para su planeación, desarrollo e implementación, se contó con la colaboración técnica de la Gerencia de Programación y Evaluación y con la Asesoría de Contratos, respectivamente. Es necesario mencionar el invaluable apoyo y colaboración de todos los Activos involucrados con el desarrollo del PEG, así como con el soporte de las diferentes Gerencias Regionales de Planeación para su adecuado funcionamiento.

Adicionalmente, la Dirección Ejecutiva desarrolló una lntranet propia, con el fin de compartir MW información y difundir los trabajos técnicos realizados. De igual manera, se creó un Portal para

el control de documentos digitales y así reducir el manejo de papel en oficina, facilitar la consulta histórica de análisis, estudios y presentaciones del seguimiento y evaluación entre la DEPEG y

-

los Activos PEG. Además, se adaptó una aplicación llamada "Web Intelligence" para la consulta ejecutiva de los reportes conformados con datos de los sistemas SAEPEG y SSICOPEG.

En forma paralela, durante el periodo 2001-2003 se crearon tres aplicaciones informáticas de - importancia complementaria:

• La primera, para permitir el control de la evolución y análisis de las carteras de inversión misma que fue desarrollada por personal de la Gerencia de Programación y Evaluación

• La segunda, creada en la Unidad de Asesoría Técnico-Administrativa, que permitió la identificación de los elementos "pep" pendientes de liquidar de todo PEP a nivel de Macroproyectos, Proyectos PIDIREGAS, Activo, departamento, campo y programa, para realizar el seguimiento mensual de las liquidaciones de elementos "pep" en el Programa

- Estratégico de Gas

• La tercera fue construida para llevar el control de viáticos y comisiones del personal de la DEPEG. Cabe mencionar que esta aplicación fue de uso común en la Dirección y sus Gerencias, proporcionando diversos reportes e informes con excelentes resultados, mucho antes que la Gerencia de Recursos Humanos de PEP desarrollara e implantara el sistema que se utiliza actualmente.

739

.

6.4 Resumen de logros en la gestión 1999-2003. Dentro de los resultados de la gestión de la DEPEG durante el periodo trabajo de funciones tanto técnicas como administrativas, cabe destacar los siguientes:

La integración y documentación de la primera cartera de proyectos de gas, con calidad y viabilidad técnica y económica conforme a la información proporcionada por cada una de las Regiones, con expedientes específicos por proyecto de inversión.

Gestión ante la SHCP y autorización de las carteras de proyectos de inversión de gas, incluyendo la gestión de sendas ampliaciones de monto y alcance autorizadas en 2002 y 2003.

Desarrollo de una perspectiva integral del Programa Estratégico de Gas hacia el exterior de PEMEX.

Cumplimiento oportuno de entrega de información a autoridades externas.

Concentración de los conocimientos técnicos de gas en materia de geociencias, ingeniería de yacimientos, producción e infraestructura de manejo y transporte, en beneficio de todos los proyectos del PEG y de PEP.

Asesoría especializada, apoyo para la realización de estudios diversos, coordinación de actividades entre Regiones y Activos, así como entre ejes funcionales (por ejemplo exploración, desarrollo y operación).

Desarrollo e implantación de dos sistemas de información para la integración y validación de información relacionada a la ejecución del Programa. El primero de ellos respecto a información programática y real de la operación para el seguimiento y evaluación de la ejecución de los proyectos de inversión del PEG y el segundo diseñado para llevar el control de contratos de obra, servicios y adquisiciones con presupuesto etiquetado PEG PIDIREGAS, de acuerdo a los requerimientos de SECODAM y el Órgano Interno de Control de PEP.

Desarrollo e implantación de tres aplicaciones informáticas especializadas: la primera que permite identificar claramente la evolución de la cartera de inversión, la segunda

- desarrollada para integrar, validar y registrar la información para la capitalización de las erogaciones en los activos en construcción y la tercera para el control de viáticos y

lo gastos de personal comisionado a la DEPEG.

Institucionalización de funciones administrativas adecuadas para el ambiente PIDIREGAS.

749

LE, 011 ~ 6.5 Cierre de la gestión de la DEPEG.

• Mandato de la Dirección General de PEP. La Dirección General de PEP instruyó al Director Ejecutivo del PEG para que diera inicio el proceso de transferencia de funciones y que garantizara que las habilidades, prácticas de trabajo y sinergias adquiridas para el manejo del Programa Estratégico de Gas no se perdieran. Para ello, se establecieron las siguientes premisas básicas: (Ver Figura 61).

mento -- Descripcic

Continuidad • Cumplimiento de normatMdad y

responsabilidades sin interrupciones

Calidad • Conservar calidad de procesos de trabajo al reintegrarlos la organización

Enfoque integral • Transferencia de procesos, documentación, recursos humanos y herramientas

Conciliación • Decisiones y trabajo conjunto con áreas receptoras

Formalización • Documentación de acuerdos de transferencia

L - Validacion de transferencia por Direccion General

Figura 61. Premisas para la transferencia de funciones.

• La transferencia de la DEPEG a la nueva organización de PEP incluiría funciones, procesos, metodologías y herramientas.

• Se pondría especial cuidado en asegurar que las prácticas de trabajo, habilidades y sinergias logradas en la DEPEG sean implantadas adecuadamente en la nueva organización.

•

• Por ello, sería indispensable definir adecuadamente las áreas receptoras de la nueva organización, donde pueda aprovecharse mejor la transferencia y se agregue el mayor valor posible.

759

J11

ranja Lslrategico de Gas (FL

El 2 de diciembre de 2002, el Consejo de Administración de PEP aprobó la reintegración de las funciones de la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas a la estructura formal del organismo, apoyando así la reorganización de PEMEX Exploración y Producción, implementada para dar cumplimiento al nuevo Plan de Negocios.

El cierre de actividades de la DEPEG se llevó a cabo siguiendo procedimientos estructurados y planeados para llevar a cabo un proceso ágil y transparente de transición de funciones y transferencia de recursos, documentación, personal y herramientas analíticas desarrolladas. En las Figuras 62 y 63 se presenta la conceptualización aprobada por la Dirección General de PEP para conducir el proceso de transición de la DEPEG a la organización formal, proceso que culminó al cierre del año 2003.

e 100 EXHAUSTiVO

1999-2000 - 2001-2003 2002-2003

Ac.I.ranios dala inÍcIo da le Cansoudacian del programa

C Principales logros

documentadOs y uclon aut del orización proama alet y d.sralia da h*iIIdad.$

,; en le organIzados

Asegurar calidad • Revisión y dictamen favorable • Evaluación, seguimiento y

(

tecnica de proyectos

de cartera de 19 proyectos. reonentaciós de programas • lnnttacionalizar procesos

de trabajo de la DEPEG • Documentación de desarrollo

en la organización futuro

Desarrollo de habilidades Encauzar funcionea ala

técnicas en los achvos organización, asegurando

transferencia integral de Gestión de • Autonzación de financiamiento • Gastón de cambio de monto y Recursos humanos financiamiento per4l,819 MMDP alcance por 40.536 MMDP

•Covacimiento técnico Procesos y

Proceso • Dehnición y difusión de administrativo Pidiregas procedimientos

herramientas

• Documentación • Seguimrento y evaluación de

registro de gasto y • Asegurar conbnuidad y

capitalización congruencia en ejecución

Seguimiento de de Int trabajos del PEG

ejecución • Creación da sistemas para

integración y reporte de

información

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Figura 62. Conceptualización de/a transición de la DGPEG

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Documentación de acuerdos

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Figura 63. Concepfualización de! proceso operativo para la transferencia.

Dr. Pedro Silva Lópe 77 •

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Resultados de la ejecución del Programa Estratégico de Gas

7.1 Programa Gas 2000. Como se ha mencionado anteriormente, la SHCP autorizó en el año 2000 la ejecución de una fase antecedente al arranque formal del Programa Estratégico de Gas, denominada internamente Programa Gas 2000, como una adición al programa operativo anual del año. De su ejecución se obtuvieron resultados favorables, a saber:

Cuenca de Veracruz. Dentro del programa de Incorporación de Reservas resultó productor el pozo exploratorio Playuela-1, el cual aportó un gasto de 10 MMPCD de gas en su fase de prueba de un intervalo a 2,046 metros, además de incorporar un importante volumen de reservas. En el programa de Desarrollo de Campos se obtuvo éxito con el pozo Mecayucan 404, el cual resultó productor con 5 millones de pies cúbicos diarios; adicionalmente, con el programa de Intervenciones Mayores, Veracruz aportó 1 millón de pies cúbicos diarios de gas, promedio anual.

Cuenca de Macuspana. 5 pozos productores aportaron nueve millones de pies cúbicos diarios de gas; entre ellos, el pozo Macuspana lB (clasificado exploratorio) se probó con 4 millones a una profundidad de 823 metros.

Región Marina Suroeste. Se obtuvieron 6 millones de pies cúbicos diarios de gas y 4,000 barriles diarios de aceite mediante 2 reparaciones mayores, mientras que de un programa de estimulaciones se obtuvieron 23 MMPCD de gas y 16,000 barriles de aceite por día en promedio anual.

7.2 Avances 2001 -2004. Componente de Exploración

a. Incorporación de nuevas reservas. El PEG ha dado resultados altamente satisfactorios a poco más de sus primeros cuatro años de ejecución. Por lo que respecta a la incorporación de reservas, ha logrado incorporar al cierre deI 2004 un total de 957 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 11 por ciento por arriba de las reservas comprometidas en el Plan Maestro del PEG (Ver Figura 64).

789

Ugrai na Lsit -ategico de (as H 1

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente Programa

482 865

114

269

L] Norte Sur MSO Total PEG La desviación en las metas de Incorporación

de reservas se debe a varios factores

Diferencia

133 92 PJta incorporaciones de reservas en el 10 Proyecto de Lankahuasa

51 Resultados favorables en pozos del Proyecto Crudo Ligero Marino

Resultados adversos en la Cuenca de

(

Real 2001-2004 492 957 Macuspana

218 jj

Norte Sur MSO Total PEO

L 2001-2003 real, 2004 ene-sap reai, cd -dic POT 1V

Figura 64. Incorporación de reservas 2001-2004.

La mayor aportación de reservas provino de la actividad exploratoria marina, particularmente en el Proyecto Integral Crudo Ligero Marino de la Región Marina Suroeste, con 492 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, seguido por los proyectos Lankahuasa y el Integral Cuenca de Veracruz.

Del proyecto Veracruz se han incorporado 357 miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado (64 millones de barriles de petróleo crudo equivalente) con lo que la tasa de reposición de reservas es igual a dos veces el volumen extraído en lo que va del proyecto, como resultado del descubrimiento de 13 nuevos campos, destacando el campo Vistoso en el cual se ha reducido el período de descubrimiento a puesta en producción en forma significativa, a tan sólo 9 meses. La suma de los proyectos Lankahuasa y Veracruz, ambos de la Región Norte de PEP, resulta en una aportación de 247 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; los 218 millones restantes en las reservas incorporadas del 2001 al cierre del 2004 fueron aportación de los proyectos exploratorios de la Región Sur.

b. Pozos exploratorios. Como se muestra en la Figura 65, hasta el cierre de 2004 el PEG ha concluido la perforación y terminación de 116 pozos exploratorios, equivalentes al 65 por ciento del número de pozos comprometidos en el Plan para el periodo 2001-2004, debido en gran medida a incremento en tiempos y costos de perforación, y retrasos en la entrega de infraestructura de perforación en los proyectos integrales Crudo Ligero Marino, Macuspana y Veracruz.

79•

c

c

c o

.

rti El éxito exploratorio alcanza el 52 por ciento, porcentaje significativo si se toma en cuenta la complejidad geológica y operativa de algunas cuencas. Los eventos más importantes se han dado en áreas marinas con 21 pozos productores de 31 perforados; mientras que en las zonas terrestres se han obtenido resultados favorables en 36 pozos.

Visualizando los resultados por proyecto, en la Cuenca de Veracruz se han terminado 25 pozos exitosamente. Entre ellos destaca el pozo Playuela 301 con 15 millones de pies cúbicos diarios de gas. Segundo lugar ocupa Crudo Ligero Marino con 12 pozos exitosos, donde el pozo Chukua 1 aforó 22 millones de pies cúbicos diarios de gas y el pozo lsiw 1 alcanzó un gasto de 29 MMPCD.

Programa 43 6 180

62

íI Norte Sur MSO MNE Total PEG

Diferencia

(35) (16) (2) j Real 2001.2004

(64)

27 4 116

27

Norte Sur MSO MNE Total PEG

2001-2003 real; 2004 ene-p real, ocl-d1cPOTIV

Figura 65. Pozos exploratorios 2001-2004.

Por su parte, el Proyecto Integral Cuenca de Macuspana participa de los resultados con 6 pozos productivos, destacando el pozo Lotatal 1-A que aportó 18 millones de pies cúbicos diarios de gas. Otro proyecto destacado es Lankahuasa con 4 pozos exitosos, señalando los pozos Lankahuasa-1 con una prueba de 26.5 MMPCD y Kosni-1 con 29.5 millones (Ver Figura 66).

Cabe mencionar la importancia de los pozos marinos Kopo 1 y Lankahuasa 1, que confirmaron la existencia de acumulaciones de gas no asociado en la Plataforma Continental del Golfo de México en formaciones del Terciario; el primero en la Sonda de Campeche y el segundo, descubridor de una nueva provincia gasífera en las costas de la región Norte de PEP.

Otros proyectos del PEG han contribuido con 6 pozos productores, destacando los

C pozos Saramako-1 y Lerma 201 perforados en la región Sur, con una aportación de 13 y 15 millones de pies cúbicos diarios de gas, respectivamente.

Mención aparte merece el pozo Akpul 1, que en pruebas aportó 32 millones de pies cúbicos diarios de gas, que junto al pozo Hap 1 con 25 millones, confirman el potencial gasero del proyecto Campeche Poniente Terciario.

809

o

.

:a íia ts1aie9ko ae Las (1. 1 EtI 1

mxirinn

Cuenca de Macuspana

6 pozos 18 mmpcd Lotatal lA

Otros Proyectos 6 pozos

C 13 mmpcd Saramako 1 15 mmpcd Lerma 201

Figera 66. Pozos oxplorato,ios exitosos 2001-2004.

Adquisición de información sísmica. En cuanto a estudios sísmicos, se han cubierto desde el arranque del PEG hasta el cierre del año pasado, un total 29,549 kilómetros cuadrados de sísmica tridimensional, 90 por ciento de la meta fijada en el Plan Maestro de 32,764 km 2. Los avances con respecto al Plan se presentan en la Figura 67.

El volumen de información de subsuelo adquirida, permite a los Activos de Exploración y las Coordinaciones de Prospectos y Diseño de Explotación de los Activos Integrales, contar con suficientes elementos para avanzar en el complicado proceso de generación de localizaciones y disponer de elementos valiosos para mitigar el riesgo inherente a las actividades de exploración y desarrollo en el corto y mediano plazos.

Implicaciones derivadas del avance en la componente exploratoria. A partir de los resultados obtenidos, Crudo Ligero Marino modificó sus alcances para realizar más actividades relacionadas a la construcción de plataformas y ductos, debido a que se han confirmado expectativas y detectado oportunidades atractivas de producción de aceite ligero y gas en el área.

14

.Ii s

c

c 81•

c o

u láil

7.718 610 32.674

Programa 6 334 Por su parte, el Proyecto Lankahuasa aumentó

18.012 la perforación de pozos exploratorios después

mi 1 del importante éxito obtenido con el pozo Lankahuasa-1. Asimismo, en el proyecto

Norte Sur MSO MNE ToIaIPEG integral Cuenca de Veracruz, los Difarencia 462 descubrimientos de los campos Vistoso,

1 1

i 1 Madera, Apértura y Arquimia están empujando

(1,7 (610)

(1l) el rápido crecimiento en la producción de gas, ampliando el alcance de las actividades de

Real 2001-2004 8.180 0 29549 caracterización inicial y desarrollo, como se 5140 1 1 muestra en la Figura 68.

En el caso del proyecto Campeche Poniente C Norte Sur MSO MNE ToIPEG Terciario, los resultados apoyaron la decisión '2001-SJO3real,2004ene-mpreatoct-d,cPOTlV de intensificar los estudios de sísmica 3D,

c . superando la superficie programada

Figura 67. Sísmica 3D 2000-2004. originalmente en un 53 por ciento.

Los logros obtenidos, particularmente en la Sonda de Campeche y en la nueva provincia gasera Lankahuasa (Ver Figura 69), permiten reafirmar las altas expectativas que se tuvieron en la concepción original del PEG en 1999, respecto a descubrir acumulaciones gasíferas en la plataforma continental del Golfo de México. Esto obliga a intensificar los esfuerzos exploratorios y de desarrollo para identificar y capitalizar el potencial marino.

Resultados y expectativas Millones de pies cúbicos diarios

de producción de gas Producción 2000-2010

900 ( Dic-724 MMPCD

800 Enero - JunioProyectado

an

1 an

700

600 Producción actual

o 525 Apértura

400 Vistoso

300

200 PIayuela...... Lizambo

loo Cocuite y Campos del Sur

- - — - -

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2000 2009 2010 P/A-2005 —539 MMPCD

Figuro 68 Proyecto Integral Cuenca de Veracruz.

82•

LO,

• i ogiaiva L SUdtegIco Je (.ias 1 EtI 1 Descubrimiento de nueva provincia de gas no asociado

:T\ 10800km2 El pozo Lankahuasa-1 se localiza en la Plataforma

Continental del Golfo de México (T.A. 63 m),

frente a Vega de Alatorre en el litoral norte del

Estado de Veracruz.

El pozo comprobó la existencia de gas en

intervalos de arenas poco profundas (2,000 y

2,800 m), con gastos entre 15 a 27 MMPCD. Veua It AIaoIi.

Cubo Sísmico Lanka 1,800 Km2

Figura

Componente de Explotación a. Producción incremental de gas.

Durante el periodo 2001-2004 el Programa Estratégico de Gas ha cumplido con una producción incremental acumulada de 472 millones de pies cúbicos de gas, equivalente al 66 por ciento del volumen que se fijó originalmente (Ver Figura 70). Las principales causas de variación se han presentado en las regiones Sur y Marina Suroeste; en la primera debido a la suspensión por resultados poco favorables en cuatro proyectos de la cartera PEG, y en el caso de la segunda, por atrasos en la construcción de infraestructura para el manejo de la producción temprana de Crudo Ligero Marino.

El proyecto integral Cuenca de Veracruz es el que más producción de gas ha aportado al país desde que se inició el Programa Estratégico de Gas. Desde el arranque del PEG en 2001, Veracruz ha incrementado significativamente su producción, pasando de 150 millones de pies cúbicos diarios a casi 600 millones; es decir, un incremento de 4 veces su producción.

La producción de este proyecto, junto con el integral Cuenca de Burgos, han hecho que la Región Norte sea la principal productora de gas en el país a partir del mes de mayo de 2004, cuando Veracruz alcanzó una aportación del 20 por ciento de la producción total de gas.

Dr. Pedro Silva L 83 •

.

rri 41

-s

137 713

Programa 329 _______

247

w a 1

Norte Sur MSO Total PEO

Diferencia

Millones de pies cúbicos diarios

1 1 (47)

(120) (74) 1 1 (241)

Real 2001-2004 209 63 472

200 I 1 Norte Sur MSO Total PEO

2001-2003 real: 2004: ene-sep real. oct-dlc Por IV Figura 70. Producción incremental 2001-2004.

Por su parte, aunque con resultados comparativamente más modestos, el Proyecto Integral Cuenca de Macuspana ha cubierto el 92 por ciento de su programa de producción incremental.

En el caso de Crudo Ligero Marino se han presentado retrasos en la construcción de infraestructura que han impactado la recuperación de pozos, el inicio del desarrollo de campos y la obtención de producción temprana. Al cierre de 2004 la producción incremental registró del orden de 30 MMPCD en promedio diario; sin embargo, al cierre del año anterior se había iniciado la recuperación del ritmo del proyecto, estimándose alcanzar la producción máxima entre 2007 y 2008.

Como se mencionó anteriormente, ha sido necesario realizar algunos ajustes al alcance y metas del PEG original, motivados por resultados marginales en proyectos tomados de la cartera vigente de proyectos de PEP en 1999, tales como La Central, Arroyo Prieto, Agave Terciario y Luna, de la Región Sur de PEP. Los recursos remanentes de estos proyectos se destinaron a la realización de estudios que permitieran mejorar el entendimiento de las condiciones del subsuelo y de los factores que controlan la productividad de los pozos.

C b. Producción total de gas. No obstante la desviación durante los primeros años en el cumplimiento de algunas de las metas físicas y volumétricas originales, el PEG es componente innegable para que en mayo de 2005 Pemex-Exploración y Producción haya logrado récord histórico en la producción de gas no asociado al crudo desde agosto de 1999, al reportar un volumen promedio diario de 4, 844 millones de pies cúbicos por día.

849

c

ç. uyiarrid LsiraL€gIco Qe Las (H

Y es que a finales del año pasado, 2004, los proyectos del PEG alcanzaron un nivel de producción total (considerando la producción base de los campos en explotación) equivalente a la del Proyecto Integral Cuenca de Burgos, registrando una producción total de 1012 millones de pies cúbicos diarios (Ver Figura 71). La producción base considerada es la correspondiente a los proyectos Macuspana, Veracruz y San Manuel. Aunque todavía de manera incipiente, los resultados volumétricos derivados de la ejecución del PEG han empezado a apoyar a PEMEX a disminuir el volumen de importaciones pronosticado en 1999.

Millones de pies cúbicos al cierre de cada año

Producción Incremental 35

38 li~ c 2001 2002 2003 2004

( Producción base

631 669 667

ci 2001 2002 2003 2004

Producción Total 1.012 874

795

/11

38 1 Figura 70, ProducciÓn total 2000-2004.

2001 2002 2003 2004

km c. Pozos de desarrollo. En el periodo de análisis, en los diferentes proyectos de producción de la cartera PEG se han perforado y terminado un total de 146 pozos de desarrollo, para un cumplimiento del 74 por ciento del plan original. La mayor actividad se ha desarrollado en las regiones Norte y Sur, que han contribuido con 140 pozos (Ver Figura 72). A pesar de los 98 pozos realizados en la región Norte, ésta presentó al cierre del 2004 la mayor desviación por el incremento de costos de perforación en la Cuenca de Veracruz y cambios de

c estrategia en el proyecto del mismo nombre.

e 85•

c

o

.

LA

Programa 47 7 198

'ii

Norte Sur MSO Total PEO

Diferencia

11 454

46 52

Real 2001 - 2004* 6 146

98

Norte Sur MSO Total PEO

2001.2003 realm 2004 ene-osp real. 0*0-dic P07 IV

Figura 72. Pozos de desarrollo 2001-2004.

d. Intervenciones mayores a pozos. La Figura 73 presenta los avances al 2004 de las actividades relacionadas a la reparación mayor en pozos productores. Con respecto al Plan original, se han realizado 129 intervenciones, 17 más de las originalmente planteadas, debido a la identificación de oportunidades adicionales en campos de la Cuenca de Veracruz. En el caso de la región Sur, se han realizado ajustes a la programación, debido a resultados poco favorables en los proyectos Macuspana y San Manuel.

lI l*

e. Desarrollo de infraestructura. En materia de infraestructura, el Plan original marca el desarrollo de 73 obras de explotación de diferente naturaleza. Adecuaciones al alcance de algunos proyectos del PEG han implicado ajustes en el número de obras a construir.

Al cierre del 2004 se habían

Programa 77

concluido 35 obras; entre ellas, 9 112 8 baterías y estaciones de

recolección, 13 gasoductos y

26 gasolinoductos, 7

Norte Sur MSO Total PEO oleogasoductos, 2 oleoductos y

Diferencia 2 plataformas (Ver Figura 74). El

34

17 avance al cierre del año pasado representa haber construido prácticamente la mitad de la

(16) infraestructura planeada

Real 2001.2004* 61 129 originalmente.

Los gasoductos y gasolinoductos

60 son los que muestran un mayor avance, ya que de 14 programados originalmente se

Norte Sur MSO Total PEO

2001-2003 real, 2004 ene-osp real. 0Ct-diC POT IV

Figura 73. Intervenciones mayores 2001-2004.

o 869

u*-

2 1 15 7

1 2

3 11 2

3 1 3

12 5 34 35

Figura 74. Avance de obras 2001-2004.

L

c e c e

I1.

c

h

c

411 J

c o

han terminado 13, dos más están en proceso de construcción y están pendientes 3 de iniciar su ingeniería. En total se construirán 18 ductos de este tipo, cuatro más que los considerados en el planteamiento original. Siguen las baterías y estaciones de recolección con 8 concluidas y 5 más en proceso, de un total de 11 originalmente programadas.

Se espera que la meta de plataformas se cumpla pronto, pues aunque sólo se tienen 2 construidas de 17 programadas, 11 están ya en proceso de construcción y restan 3 pendientes de iniciar su ingeniería.

Tipo Obra Programa multianual

Pronóstico 2001 - 2004

Ingenieria Construcción

Sin iniciar terminada Proceso Terminada

Baterías y Est. 11 4 5 8 Recolección

Gasoductos Y 14 3 2 13 gasolinociuctos

Oleogasoductos 21

Oleoductos 1

Plataformas 17

Obras complementaria

Total 73

• Recursos de inversión. El ejercicio presupuestal registrado en flujo de efectivo para el periodo 2001-2004 ascendió a 56,036 millones de pesos, monto inferior en 11 por ciento al considerado originalmente en el Plan Maestro (Ver Figura 75). Considerando el alcance, dispersión geográfica y complejidad de instrumentación, el comportamiento de las inversiones multianuales del PEG se considera razonable al cierre del 2004.

La principal diferencia de la inversión acumulada se ubica en las regiones Sur y Marina Suroeste, como resultado de retrasos en el inicio del desarrollo del campo Costero, por cambios de estrategia a partir de resultados poco favorables principalmente en la Cuenca de Macuspana y por retrasos en la construcción de obras del proyecto Crudo Ligero Marino.

Del ejercicio acumulado al 2004 de 56,036 millones de pesos, 24,877 se han erogado en actividades asociadas a la componente exploratoria del PEG, equivalentes al 76 por ciento

87•

o c c 1

rá

OW

01

• graFna Lsiraiégicü ae as o -

Programa 1.510 2.420 63.14224.

15.062

Norte Sur MSO MNE SEDE Total PEO

Diferencia

1 1 (1.630) 1 (660) 2.510

(3.299) (4.029) (7.106)

Real 2001-2004 20 581 850 4,930 56,036

11,763[ 1 - 17,910[

Norte Sur MSO MNE SEDE Total PEO

IncIue monlos pare el pego de intereses

Figura 75. Inversiones multienuales 2001-2004.

del total autorizado para exploración en el periodo (Ver Cuadro 4). Por lo que respecta a la componente de explotación, al cierre del año anterior se había erogado el 94 por ciento de las inversiones autorizadas, para un total acumulado de 28,395 millones de pesos. En cuanto a intereses capitalizables, se han ejercido un total de 2,764 millones.

Programa Anual

2001- 2003 2004 real cierre

Total Cumplimiento (%)

2001-2004

• Ejercicio presupuestaV Flujo de Efectivo. mm$

Total 63,142 30,867 25,169 56,036 89

Exploración 32,923 17,325 7,552 24,877 76

Explotación 30,219 12,097 16,298 28,395 94

Intereses Capitalizables 1,445 1,319 2,764

Cuadro 4. Avance 2001-2004 ejercicio presupue sial.

889

t 1.

14 1

Ikww u Contratación de bienes y servicios. En el periodo 2001-2004 se habían fincado un total de 537 contratos relacionados con las actividades del PEG, comprometiendo recursos por un monto de 38,663 millones

c de pesos, equivalentes al 32 por ciento de la inversión total autorizada (Ver Figura 76).

Aproximadamente el 92 por ciento de los recursos comprometidos están destinados a actividades de perforación y terminación de pozos (57 por ciento), obras (17 por ciento), adquisición de información sísmica (11 por ciento) y estudios diversos (7 por ciento).

4i 1 r

Las cifras anteriores, junto con los niveles de gasto, ponen de manifiesto no sólo la magnitud del alcance y esfuerzo requerido para la instrumentación del PEG, sino también la capacidad de ejecución de PEP para desarrollar programas de esta magnitud.

Montos con afectación al PEG por área administrativa

Mr- Monto: 38,663 MMpesos

Mantto. Perforación 5%

57% Obras

f 17%

Ii Otros Sísmica y

1• 3% Estudios 18%

Figura 76. Contratación de bienes y servicios ene-sep 2004.

7.3 Avances 2005. La ejecución de los distintos proyectos del PEG continúa en 2005 con resultados aceptables, como se muestra en el Cuadro 5, en la cual se presentan los cumplimientos al programa operativo al primer semestre y el cierre estimado a diciembre.

Con excepción del número de pozos de desarrollo e intervenciones mayores que continúan ajustándose por atrasos en infraestructura, tiempos de perforación y resultados recientes en algunos campos, el resto de las actividades físicas tendrán cumplimientos por arriba de la meta

riru 89U

o

_ u establecida. En el caso de la infraestructura de producción, durante el primer semestre se han concluido 4 gasoductos, 5 oleogasoductos y se instalaron las plataformas Manik Ay May B de Crudo Ligero Marino.

Primer semestre Perspectiva 2005 Concepto Unidad

POTIA Real (%) POTIA Clerie (%)

O Sísmica

30 knt 409

Q Pozos a terminar

Expioratoilos ndmero 18 Desarrollo numero 40

RMA ntimero 19

O Producción de gas

Total Inniped 1102

345 84 926 867 94

12 67 35 38 109

42 105 80 58 73

17 89 35 26 71

1,058 96 1.238 1,245 101

O Incorporación de reserves tninbpce 90 17 19 208 216 104

O Ejercicio presupuestal Pidiregasb InhIlpesos 12.035 10,506 88 19,909 23,509 118

Cuadro 5. Resultados primer semesfre y proyección de elena 2005.

En el caso de las metas volumétricas, se espera cerrar el año con una incorporación de nuevas reservas por 216 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 4 por ciento arriba de lo comprometido. Con relación a la producción total de gas, a diciembre de 2005 se habrán producido en promedio anual un total de 1,245 MMPCD -1 por ciento arriba de la meta- con lo que el PEG habrá igualado en desempeño al Proyecto Integral Cuenca de Burgos.

De lo más relevante realizado en el 2005 está la terminación del pozo Arquimia 41 del Proyecto Cuenca de Veracruz, que aportó una producción de 87 MMPCD, volumen de gas seco sin precedente en la historia de la industria nacional. El resultado del pozo es el mejor reflejo de la aplicación de la ingeniería petrolera y la más novedosa tecnología orientada a maximizar la productividad.

Por lo que pecta a la aplicación de recursos de inversión PIDIREGAS, a junio se habían ejercido 10,586 millones de pesos, equivalentes al 88 del autorizado para el primer semestre. A diciembre se estima cerrar con un ejercicio total de 23,509 millones, 18 por ciento superior a la autorización anual.

7.4 Síntesis, resultados e implicaciones Desde el inicio de su ejecución —julio de 2001- hasta la fecha, el Programa Estratégico de Gas

C ha sido sujeto de adecuaciones, ya que ha tenido resultados favorables y en otros casos, ha tenido que adecuar sus expectativas en metas físicas y volumétricas. Si bien en general las expectativas son atractivas, es necesario reafirmar que la incertidumbre asociada a las actividades de subsuelo requiere de un proceso continuo de seguimiento y evaluación, a fin de confirmar o replantear metas y compromisos en función de las expectativas ajustadas por los resultados de

909

o E 1

la ejecución. En el Cuadro 6 se presenta un resumen de expectativas que presentan los principales proyectos del PEG para el mediano y largo plazos.

a

Proyectos de explotación

Proyecto Expectativas

Veracruz (Cocuite, Alto porcentaje de éoito por con'etaclón entre anomalla de

Playueta, Vistoso) amplitud y presencia de gas

Nuevos desarrollos en el corto y mediano plazo

Mejora en prácticas operativas de perforación y termieacióe

Veracruz (Malapionche, Resultados inferiores ala expectativa

Mecapocao)

San Manuel, Costero Alta productividad

Crudo Linero Marino Cumplimiento de pronósticos de producción

Capacidad de ejecución pera reducir riesgos operativos y costos

de perforación

Cierta complejidad para el manejo y transporte dele producción en

Macuspana. CLM y Costero

Arroyo Prieto, La Central, Resultados inferiores ala expectativa

Luna Terciario

Proyectos de exploración

Proyecto Expectativas

Veracruz Continúa éxito naptoraturio

Nuevos desnrroltos ccci corto y mediano plazo

Mejore en prácticas operativas de perforación yterrnlnadón

Lankahaasa Dnscabdn,ientos similares al de Lankal,aasa-1

Posibilidades de desarrollo en el mediano plazo

Cumplir y superarlos volúmenes de producción documentada

Crudo Ligero DescubrImIentos similares al de Kopó.1 Marino Cumplir con los objetivos de producción en nl Mesozoico

incorporar reservas adicionales a las compmmotidus por protuodizaclón al Jurásico Kimmeridgiano

Reforma Descubrinrlenlos similar en magnitud al del campe Agave (Saramalroi) (Mesozoico) lncorporaclóe de reservas de aceite ligero con alta RGA que

compeosarian resultados desalentadores en Terciario

Macuspana, Papaloapan Resultados interiores ala nopectativa B, Reforma Terciado, San José deles Rusias, Tamuin

7.5 Expectativas 2006-2009 El panorama de ejecución del PEG al final del periodo de autorización supone resultados satisfactorios en todos los aspectos de actividad física y metas volumétricas, anticipándose sobre cumplimientos con respecto al Plan Maestro actualizado en 2004, como se presenta en el Cuadro 7.

Con respecto a las metas volumétricas, aún de contar con los recursos planteados en un escenario presupuestal limitado y eficientar los procesos de ejecución y gestión de los proyectos productivos, el PEG aportará una producción incremental de 1,374 millones de pies cúbicos diarios, promedio para el periodo 2001-2009, 16 por ciento superior al programa autorizado, mediante la perforación de 363 pozos de desarrollo y la realización de 226 intervenciones mayores a pozos de campos en explotación.

En

Cuadro it. Resumen de expectativas, cartera PEG Las actividades de identificación de oportunidades continúan en los diferentes Activos, como parte de los trabajos del

Ciclo Anual de Planeación de PEP. Por ello, el planteamiento de proyectos y alcance general del PEG es susceptible de modificarse y mejorarse, a fin de cumplir con el objetivo de satisfacer la demanda de gas en el país, reduciendo las importaciones del hidrocarburo.

Los volúmenes de importación por Reynosa a la fecha han sido menores a los originalmente previstos cuando el PEG fue propuesto. Si bien esta variación ha sido afectada por diversos factores como el menor crecimiento de la economía nacional, los incrementos de gas en Burgos, el sostenimiento de la plataforma de producción de gas asociado en Cantarell, o el incremento en el precio del gas en el Sur de Texas —entre otros- es innegable que el desarrollo del Programa Estratégico de Gas ha empezado a influir y contribuir a la reducción en los volúmenes previstos de importación.

91 •

c o

o a

mes

U •:dralna Estrategco de UaS (i-'L

r Programa

Concepto Unidad Aulorbado Real 2001.20d

Cartera 2006-2008

Total 2001-2009

Cumplimiento %) 2091.20*9

O Sismíca 30 km 38.274 30.334 5.889 36.223 95

O Pozos a teriutinar Exploratorios numero 264 155 235 350 144 Desarrollo nUmero 291 223 140 363 125 RMA nUmero i 142 150 76 226 159

O Produccion de gas incremenlal nisupcd 1.181 821 1.927 1.374 116 p105).

O inversiones Pidiregas mmS 131.334 79.763 56.884 146.547 154

5 ui-5

F;.rrcp"e,.x,,p,,,sr,e' ÇHCP

Cuadro 7. ExpectatWas 2006-2009,

La Figura 77 muestra el comportamiento real de las importaciones por Reynosa, comparadas con los supuestos de 1999 con y sin el efecto del PEG.

Millones de pies cúbicos diarios

Importaciones por balance

2001 2002 2003 2004 2005 Promedio

r-i 1-1 •i•i J!! tiII- (530) (500) 392 1 ' 1

(999) (1099)

(1319) (1266) (1,451) (1.281)

(1,813) ' (1.754)

(287)

(2820)

Reducción promedio

Sin efecto PEO -]

H— 37% LI Con efecto PEO

ImportacIones reales 1------ 7904

Figura 77. Importaciones reales por ba)ance contra las proyectadas.

929

IuI 7.6 Aspectos relevantes de la ejecución del PEG. Los resultados de la ejecución del PEG son naturalmente más relevantes y representativos del potencial del programa, a medida que se avanza en el desarrollo de los programas operativos y el conocimiento de los factores que controlan la producción van siendo mejor entendidos por los grupos de especialistas encargados del diseño y ejecución de los diferentes proyectos.

La instrumentación del PEG ha arrojado múltiples resultados dignos de comentarse. A manera ejecutiva, se comentan algunos de los más relevantes:

• No obstante el atraso inicial en el arranque del PEG en 2001, PEP ha venido recuperando progresivamente el avance, con lo cual se tienen claras las expectativas de lograr las metas planteadas.

• El volumen de reservas incorporadas en a la fecha supera en más de 25 por ciento el compromiso vigente del PEG.

r s De acuerdo con las proyecciones de producción incremental, los trabajos de optimización y desarrollo de campos permitirán cumplir con la meta autorizada.

5 Conforme al análisis de la cartera de inversiones 2006-2019, el PEG plantea oportunidades que potencialmente permitirán sostener la producción de gas y alcanzar un máximo estimado en 2.7 miles de millones de pies cúbicos por día promedio para el 2013.

• Dado que la autorización original del PEG abarca el horizonte 2001 -2009, se deberá gestionar la aprobación de los recursos para los años siguientes.

• El pozo Kopo-1 probó la presencia de gas no asociado en formaciones del Terciario en la Sonda de Campeche, situación inédita en la historia del área. La exploración en las áreas conocidas de la Sonda de Campeche ha arrojado resultados interesantes, particularmente en áreas productoras de aceite ligero.

• Por otra parte, con la terminación del pozo Lankahuasa en las costas del estado de Veracruz se descubre la primer provincia gasera costa afuera en México.

• El proyecto Cuenca de Veracruz es sin duda el que mejores resultados ha registrado,

r incrementando de manera significativa y en el corto plazo la producción del área. Una vez que se termine la eliminación de cuellos de botella en la infraestructura de manejo y transporte, la Cuenca de Veracruz se consolidará como la segunda más importante productora de gas en México, después de Burgos.

Dr. Pedro Silva Ló 939

o

U :

IuI • La prueba de producción del pozo Arquimia 41 del Proyecto Cuenca de Veracruz

proporcionó resultados sin precedentes no sólo para el PEG sino para México, al aportar 87 MMPCD de gas seco.

1 A pesar de los retrasos en la construcción de infraestructura y en la obtención de la producción temprana, a partir del primer trimestre de 2005 el flujo de efectivo del Proyecto Crudo Ligero Marino registró valores positivos.

• Los resultados recientes en las Cuencas de Tam pico- M isantla y del Sureste con el descubrimiento de campos de aceite superligero y gas y condensados, respectivamente, aunados a los de Veracruz, permiten reafirmar las altas expectativas de descubrir acumulaciones importantes de gas en la Plataforma Continental del Golfo de México.

7.7 Proyectos relevantes. Las características propias de los proyectos que integran la cartera del PEG, así como los resultados obtenidos a la fecha de su ejecución, hacen deseable presentar información de mayor nivel de detalle de aquéllos que se consideran más importantes.

Para los propósitos de este documento, se han seleccionado cuatro casos relevantes que se incluyen como Anexos, utilizando para ello información proporcionada por los responsables de su ejecución y administración al nivel Activo o Región de PEP.

Una revisión rápida del contenido del material anexo, dará una clara ideal al lector de las

le características principales, logros, complejidad y retos que PEP ent renta para lograr los objetivos planteados para la instrumentación del Programa Estratégico de Gas; además, da cuenta del potencial que existe en algunas cuencas sedimentarias de México para incrementar la oferta nacional de hidrocarburos.

íq

A continuación se mencionan los cuatro casos seleccionados, y en una breve descripción, las razones por las cuales se decidió su inclusión en este trabajo.

• Proyecto Integral Cuenca de Veracruz. Como se ha mencionado anteriormente, desde la conceptualización original del PEG la Cuenca de Veracruz apareció como una de las áreas de mayor atractivo para lograr incrementos de producción de gas no asociado en el corto y mediano plazos.

A través del sólido liderazgo regional, de la transferencia de tecnologías y mejores prácticas aprendidas en Burgos mediante la conformación de grupos multidisciplinarios compuestos por especialistas de ingeniería y geociencias, en la Cuenca de Veracruz se han superado los retos marcados por la complejidad geológica del área y las dificultades operativas asociadas a la actividad petrolera acelerada.

94• r

e 1 EJ 1

El lograr rápidamente importantes incrementos de producción y la tasa de reposición de reservas más alta, contribuye a posicionar actualmente a la Cuenca de Veracruz como la segunda al nivel nacional en producción de gas natural.

La producción récord para PEP obtenida del pozo Arquimia 41 —(87 MMPCD) confirman que en la Cuenca de Veracruz se da la implementación de las mejores prácticas de ingeniería petrolera, aplicadas a la maximización del valor económico a través de la optimización de la productividad de los pozos.

• Proyecto Lankahuasa. El pozo Lankahuasa-1, terminado en formaciones del Terciario, representa un hito en la historia petrolera nacional, al descubrir el primer campo de gas no asociado en la plataforma continental del Golfo de México, abriendo la perspectiva de desarrollo de la primera provincia gasífera costa afuera. Adicionalmente, al manifestar el pozo una capacidades de producción entre 15 y 26 MMPCD, lo convierten en uno de los pozos exploratorios más relevantes del PEG.

C El desarrollo del área de Lankahuasa impone retos interesantes a los ingenieros y geocientíficos de la Región Norte de PEP. Como en toda área prospectiva, la incertidumbre está presente y obliga a ingenieros y geocientíficos a utilizar lo mejor de sus conocimientos y habilidades para minimizar el riesgo de perforar pozos improductivos, caracterizar adecuadamente los yacimientos descubiertos y plantear las mejores opciones de desarrollo para lograr la máxima producción en el menor tiempo posible.

C Por otra parte, el aprovechamiento de oportunidades exploratorias detectadas en tirantes de agua mayores a 500 metros, implicará grandes retos tecnológicos y de ejecución para PEP en el corto a mediano plazo, no sólo en lo que se refiere a la perforación de los pozos, sino también en lo relacionado al diseño de la explotación de los campos; todo ello a ejecutarse a los menores costos posibles.

• Proyecto Integral Crudo Ligero Marino. El único proyecto de gas asociado a aceite de alta calidad y valor, es sin duda el proyecto más atractivo de la cartera PEG por su rentabilidad y altas expectativas de producción de gas, asociado a volúmenes moderados de aceite ligero.

Por otra parte, se trata del proyecto más costoso y complejo de ejecutar, en el cual convergen diferentes especialidades de la ingeniería petrolera, para afrontar retos de exploración, caracterización de yacimientos, perforación de pozos profundos de alta presión y temperatura, así como diseño y desarrollo de infraestructura de explotación; todo ello bajo un escenario de presiones constantes por abatir costos, garantizar rentabilidad y responder a expectativas exigentes de producción.

Dr. Pedro Silva Lópe 959

c

o o

u 1• U grarna Estratégico de Gas

(

Ld1

C Reflexiones finales

• El conjunto de actividades y resultados asociados a la creación y ejecución del PEG, constituye un ejemplo contundente de la capacidad de la ingeniería petrolera y las geociencias en PEP, para instrumentar un proyecto ambicioso técnica y económicamente en cuencas de alta complejidad geológica.

• Cuatro años después de su inicio, es claro que el PEG ha revitalizado de manera importante la exploración en México y ha puesto de manifiesto el potencial de áreas como la Cuenca de Veracruz y la plataforma continental del Golfo de México,

• todavía en aguas someras.

• Al lograr lo anterior, PEP ha enfrentado retos muy interesantes para la ingeniería y en general para la gestión y ejecución de proyectos de inversión. Los retos seguirán presentándose a medida que se avance en la ejecución y cumplimiento de metas, dado esto es conveniente reflexionar sobre las principales lecciones que el PEG ha aportado a la organización de PEM EX-Exploración y Producción y capitalizar los beneficios de su asimilación por parte de ingenieros y geocientíficos:

Utilizar un análisis integrado oferta-demanda permite establecer prioridades de inversión con mayor certeza. En el caso del PEG, esto ha implicado contar con análisis detallados desde el nivel técnico de prospección geológica hasta las proyecciones macroeconómicas, abarcando la cadena de valor de exploración y producción. Así como fue crítico contar con dichos análisis integrados, ha sido fundamental actualizarlos constantemente para gestionar oportunamente los cambios

- de monto y alcance del Programa.

Es posible generar un cambio fundamental en los paradigmas de ejecución de la organización. El definir metas físicas y volumétricas ambiciosas, soportadas por estrategias, planes de acción y recursos, ha permitido que la organización rompa la inercia de sus resultados históricos en cuanto a actividad exploratoria en las cuatro regiones de PEP y de desarrollo de campos en áreas como Veracruz y Litoral de Tabasco Marino.

969

04r,

11-4

o

1 H __ • ograrna Estratégico de Gas LdJ

c) La creación de una organización transitoria presenta beneficios sobre las estructuras tradicionales. El crear una entidad con personal y recursos enteramente dedicados a garantizar el éxito del PEG permitió:

Capitalizar economías de escala y disminuir el riesgo al manejar los Nsw proyectos como cartera

Generar oportunamente los planteamientos requeridos de inversión

Concentrar el conocimiento técnico para apoyo y beneficio del esfuerzo de grupos dispersos, con diferentes capacidades técnicas y niveles de experiencia

Minimizar el costo a la Organización, contando con la estructura - únicamente durante el periodo que fue crítico

d) Los grupos multidisciplinarios son fundamentales para el éxito de programas complejos como el PEG. La ingeniería petrolera y las geociencias han sido la piedra angular de la instrumentación del PEG;

C apoyadas intensamente en las contribuciones de otras disciplinas que van desde otras ramas de la ingeniería hasta las económicas y legales. La visión integral de carácter técnico-económico-legal que se ha generado en la organización, ha facilitado que en buena medida se instrumenten esquemas modernos de planeación y evaluación, persiguiendo el cabal cumplimiento de metas y objetivos planteados.

• Si bien el Programa Estratégico de Gas (PEG) aún enfrenta retos importantes para lograr el cumplimiento de sus objetivos, ya constituye uno de los pilares de la estrategia energética nacional e institucional, además de haberse erigido - conjuntamente con los Proyectos Cantareil y Cuenca de Burgos- en una de las iniciativas más importantes y complejas que PEMEX Exploración y Producción ha impulsado en el pasado reciente, dejando de manifiesto la capacidad organizacional de la empresa para planear y ejecutar esfuerzos de tal magnitud, así como su compromiso con la responsabilidad institucional de abastecer el mercado nacional

c de hidrocarburos.

97•

o

L

;g rama Estratégico de (3 as ft

o O Referencias

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98U

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1:1 Producción, Sesión Ordinaria 10; Octubre, 2004.

99•

Proyectointegral Cuenca de Veracruz

ANEXOS •

o o

23Km

o

1

ugrama Estratégico de Gas (F Iffm

Antecedentes

• 1953 Descubrimiento del campo Angostura

• 1956 Máxima producción de aceite, 18.4 MBD

• 1958 -78 Campos de aceite y gas. 17

• 1998 Reactivación de la exploración

• (perforación y sismica 3D)

• Playuela ler descubrimiento en 23 años e inició Proyecto Integral del PEG

Producción del Proyecto

Región Norte

• Gas seco dulce y húmedo amargo • Reservas 3P: 1.026 MMMPC

• Sismica 3D: 4,687 km 2 • Campos 18

8 descubiertos desde 2001

• Producción acumulada: 1.271 MMMPC • Bajos costos de producción

millones de pies cúbicos diarios

• La Región Norte incremento producción de 1,900 MMPCD 1,800

gas casi 4 veces al pasar i.ono de 460 MMPCD en 1995 a 1900 en 2005. gracias 1,200

a que además de la Cuenca de Burgos se 1,000

-.

reactivó la de Veracruz. • Con la implementación 900

práctica del PEG, el Activo incrementó 600

producción de 150a casi 600 millones de pies cúbicos diarios de gas, es decir, incrementó 4 200

veces su producción en un periodo de tan sólo 2 años. e a e e e e

¿ ¿ ¿ ¿ ¿ ¿ ¿ ¿

00

rT

1•

o

1 ugiarna Lstiategice, de Gas

99 Proyecto Integral Veracruz

Diagnóstico y Valor remanente

• Yacimientos de alta porosidad y permeabilidad con mecanismo de empuje volumétrico

• Trampas de tipo estructural y estratigráfica con distribución compleja

• Factores de recuperación estimado de 77%

• El proyecto inició en 2001 corno parte del PEG

• Reservas 2P: 526 MMMPC

• 3P: 684 MMMPC • Importantes oportunidades exploratorias • Campos productores cercanos a la red principal de

ductos • Yacimientos económicamente atractivos • Pozos de alta Productividad (4 a 6 MMPCD)

Objetivos

• El Objetivo del proyecto es producir entre 400 y 500 MMPCD para el 2005

• Desarrollo de nuevos yacimientos

• Fortalecer el conocimiento del modelo estático y dinámico de los yacimientos.

• Extracción de 714 MMMPC a 15 años.

• Construcción y optimización de instalaciones

Indicadores Económicos VPN: 23,263 MM$ VPI: 12,767 MM$ VPNNPI: 1.82 c

u

c

c

Alcances e indicadores

Metas físicas

• 2,3151km2 5ismica 3D • 100 Pozos Exploratorios • 690 MMMPC reserva de gas a incorporar • 144 Pozos de desarrollo • 3 Pozos intermedios

Inversión (MM$) s MMPCD

Futuros 500 Dvscubri nientos

Total: 22,003 MM$

E dL ¶a ftllUiL. I -

U Esplotación 12.337 5002 ' 2051 ' 2000 ' 20W

1 Esploroción 11,376 Objetivo: producir 587 MMPCD al 2006

21

Camaronero 208 90 Zafiro - Perdiz 549 87 Aliento - Mata EspIno 42 970 C000mapa 151 148

Total 359 829 1,843 1,656

La sísmica 3D ha permitido la generación exitosa de

localizaciones

u

rograma Lstratégico de Gas (PE

Evolución de reservas remanantes

miles de millones de pies cúbicos

Como resultado de la interacción entre grupos de exploración, explotación y perforación, las reservas 2P del proyecto han crecido de 424 en el 2002 a 799 MMM PC en 2005. El doble de inventario 2P que en 2002. logrando disminuir el riesgo del Proyecto.

50%

940 3p

716 684

527

455

1PIÍ 0112002 0112003 Enero 2004

260 1,026 ap

196 oA 2P

(115) - ip

Desarrollo y revisión

Producción Yaci- mientos Nuevos

Tasa de reposición de reserva (3P) a

397% Enero 2005

Sísmica 3D

L_.

O ' -:'.": í

Loo.Oloo.o.1

Te 1 00 0O —lA

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Lhalpa.l Alqilluhl a. 1

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• Otro de los aspectos claves en el descubrimiento y desarrollo de los campos del proyecto Veracruz es la toma de información Sismica 3D.

• Desde la reactivación de la cuenca como parte del PEG, se han tomado 4.687 km 2 lo que ha permibdo la generación exitosa de localizaciones.

39

12

2001 Perno Chibays

El crecimiento de reservas estuvo soportado por descubrimientos de Vistoso. Madera, Apértura, Arquimia en 2003 y 2004.

Descubrimientos 2001-2004: 516 MMMPC

41

u igrarna Lstratdgico de Gas (Pil í1 Descubrimientos recientes 2P

miles de mi/Iones de pies cúbicos

212

210 so

2003 2004-2005 Vistoso Arqulmia Madera Apertura Apertura Papan UIOa Perdis Ce bu abra

82

2002 M. VVIin

Campo Vistoso, descubrimiento y desarrollo Fast Track

Producción actual es 90 MMPCD, 34% de la producción del Activo

Ejemplo de la capacidad de producción optimizada de Veracruz, con base en equipos multidisciplinarios, a sólo 9 meses del descubrimiento a la primera producción.

: --. LÁ

Tiempo Récord 9 Meses

2 2003 Ene FeO MorAb M ay Ju Ju Ago Sep Oci Nov Di Ene Feb MarAb Mey 'r

1 0 t Jy Ago Sep Oc Nov Di

Adquisiciór - rl

Sismica Procesada -.

Srsroica Interpretada

LoncIi000ion Aprobada

Macroperas

D000ubrimlentó 'í lo Pozos de Desarrollo

Infraestructura

Primera Produccioo 30 MMPCD

4•

o

o

Playuela

Cocuite y Campos del Sur

Campo Papan

\Veraer

C. vistoso

/C.Piyu .2

Jan

apan 1 C.0 e te Ar prtu

CLizamb

Soterillol i i C. Espejo

Perdiz C Ar

Tierra BIaa Etzl4 1

Areá rriega cubo aria 1

ScyaItpec Trs VaIe

Antecedentes

Golfo de Localización 65 km al Noreste de Veracruz. Ver.

México Sísmica 31) Megacubo

N Pozo descubridor Papan -1

!Ivar5do Fecha descubrimiento Mayo del 2005

Yacimientos Gas Seco

Edad Mioceno Superior

Roca Areniscas de grano fino y medio

maIo2pan Producción Inicial 4.6 MMPCD irador

Estrangulador 5116" viIIero PSI 2190 PSI

51

o o ,

o (

(

c o o

o

1 Jgrama Estratégico de Gas (l--

m~ Aumento rápido de la producción 2000-2010

millones de pies cúbicos diatios

Dic-724 MMPCD Enero -Junio Proyectado

Producción actual 525 Apértura

P/A-2005 - 539 MMPCD

o a

.

oguama Lstiaiegco de Uas

Campo Papan

C. APenura\3

A rea =26 Km2'

MII Reserva Estimada IP 2P 3P

Papan-1 37 97 226

Estr. P Og (psi) (mmpcd)

3116 2180 1.93 114 2150 3.24 5116 2200 4.66

r -

:

-

16$$-1695m Obj-1(1690m) -

Obj-2 (2004

: 2240

Mfocero ¡r?lerlor

Pozo Arquimia 41

69

o o

• SOXJNV

-.

esenMenuel OaDeAOJd

:.••; .:

-

1

jrania L:siraieglco de Gas (PL.

Objetivos

Objetivo y Antecedentes

Çot1éco

áubo Fa? • Localización: En la Plataforma Continental

deOrJ del Golfo de México, frente al litoral norte del

- Estado de Veracruz. UXPA

Superficie: 23.5 km2 POZ RIC / 9 Tirante de agua de 65 m.

T co utia Primer campo productor de gas seco del

Na Golfo de México. Lankahuasa 1

• El proyecto se autorizó en el año 2002

El yacimiento se encuentra en su etapa inicial

nero de desarrollo.

5Okms VERACRUZ ij

Objetivo y Antecedentes

Exploración

• Evaluar el potencial gasifero de los plays localizados en la Plataforma Continental del centro-norte del estado de Veracruz.

• Incorporar reservas de gas para cubrir parte de la demanda fura.

D

Explotación Desarrollar de manera acelerada el campo Lankahuasa y los que se descubran, maximizando su rentabilidad

Alcances caracterización inicial UJ Certificación de reservas

Pronósticos de producción

Plan de desarrollo / Diseños de infraestructura -

Áw­ J

711

e

igrama Estratégico de Gas (F

Características del Proyecto

Objetivo y Antecedentes

Descubrimiento de nueva provincia de gas no asociado

1 El pozo Lankahuasa-1 se locatiza en la Plataforma 10800km'

Conlinental del Golfo de México (T.A. 63 m). frente a

Vega de Alatorre en el Moral norte del Estado de Veracruz.

• El pozo comprobó la existencia de gas en intervalos de arenas poco profundas 42.000 y 2.800 m), con gastos enire 15a 27 MMPCD

Cubo Sismico Lankahuasa: 1.800 Km

c.

c

c

o

Objetivo y Antecedentes

Ubicación • 7 Cubos sísmicos: 12.420 km

• Sisnica 2D: 10.070 km

• Play de arenas depositadas en forma de barras paralelas a la costa. del Mioceno Superior y Plioceno.

• Sistema cte fallas extensionates.

• Profundidades entre 1.700 y los 4.000 m.

• Reservas 2P: 274 MMMPCE

i,JZ

-

- -_---_-..--_:'

ISWI

8•

rograrna Estratégico de Gas (PE Iii 1 Pozo descubridor: Lankahuasa-1

Objetivo y Antecedentes

• Gas seco dulce • Arenas de baja resistividad.

• 6 intervalos probados con éxito de un total de 20 arenas potencialmente productoras.

Qg=3.4 mmpcd

PP4 Qg26.5 mmpcd

PP3 Qg 2.0 mrnpcd

PP2 Qg= 22.6 mmpcd

PP1 Qg= 15.4 mmpcd

Probado

• Pendiente de probar 9 arenas

1970-1980 • . . .

• F. -

1 l .•I l• . . .- •* N • .' '1 II

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:4 1 T 3,139.inbrnr

Características del yacimiento

Objetivo y Antecedentes

• Área Máxima: 25 km 2 • Profundidad: 1900 - 2900 metros

• Roca: Litarenitas de grano muy fino • Tipo de Fluido: Gas seco dulce

• Porosidad: 15 - 25 % • Presión de Fondo: 206 - 280 (kg/cm2)

• Permeabilidad: 4 - 30 milidarcies 0 Temperatura de Fondo: 67 - 750 C

• Espesor Neto Promedio: 5 - 15 metros • Rango por pozo: Qi = 30 -45 MMPCD

U

o

U gama Estratégico de Gas PEi.

Adquisición sísmica

Desempeño

G oí f o de Año Estudio Área (km2 )

Faja De Oro Realizada Cara-1O1

1997 Faja de Oro 886 Tuxpj Ç Lankahuasa Horte

2000 Lankahuasa centro 1,759

Lonkahuaoa 2000 Cañonero 667 Profundo

Poa Rica 4. 2002 Lankahuasa norte 2,650 EJ

, L 1 Lanhalivaoa 2002 Lankahuasa sur 2600 U

NAUt

) LaI 2003 Lankahuasa Profundo 3,500 LII Lan ka h ua so

2003 Lankahuasa 0 358

\

Total Carr nero

12,420km 2

Resultados de la perforación

Desempeño Fecha Resultado Pruebas Comentarios

Productor de gas seco Pozo descubridor de una

i Mar- 02 dulce en 6 intervalos. 5 nueva provincia de gas Incorpora 801 mmmpc

r 0ct02 Productor de gas no Delimita el yacimiento al

L jníojjUij:j Ji Abr-03 Improductivo agua salada Estructura a 26 km al norte del Lk-1: No encontró sello

j Ene-04 Improductivo seco Las rocas objetivo -

resultaron arcillosas

Productor de gas seco en Mar-04 4 intervalos. Qg 6.3 4 Productor de gas

mmpcd

ni i Abr-04 Productor de gas seco Descubrió nuevo por 1 Q= 29 mmpcd yacimiento -

May-04 Fluye gas con agua 4 Invadido de agua

Mar-04 Sin resultados favorables 3 Improductivo

L n-nj 1 Mar-04 Sin resultados favorables Presentó arenas y manifestaciones

Productor de gas seco

ji Ago-04 por 5/8 3 Productor en 2 intervalos Qg= 21.2 mmpcd -

10 U

m e

o

1 .,cjjct Liftuegico

4FL

Desarrollo del Proyecto

Situación Actual

El objebvo es la obtención de producción mediante el desarrollo óplimo de la reserva de las arenas productoras del Mioceno Superior, maximizando su valor económico.

Pozos Prof.

(mbmr) Estatus

Descubrimiento

Lk- 1 3,139 Productor Gas seco

- LK-DL-2

Arena LK-90

Delimitación Lk-DLI 3,363 Invadido

Lk-DL2 3,150 Productor Gas Seco

Desarrollo

Lk-21 3,036 Productor Gas Seco

Lk-2 3,204 Pendiente terminación

Lk-22 3,178

Plan de desarrollo

Situación Actual

Primera Fase

• Estructura aligerada (tripode, 6 pozos)

• Gasoducto24'x25km :. • Recuperación del pozo Lk-1. y perforación

Nw

de5pozos .,_ .,,•\

• Estación de procesamiento y manejo de gas

Segunda Fase ...

• Licitación y construcción de:

• Paquete de medición

• Plantas deshidratadoras

• Perforacion del resto de pozos -

e 111

o

o

• grama Estratégico de Gas ( - L

e c c c

k

c o e e e e c e c o

Infraestructura (explotación y manejo del gas)

Obras e infraestructura

Situación Actual

Estructura Lankahuasa-1 íi -. MontoiMM$): 291

4 Avance 100%

Inversión en infraestructura 1,295 MM pesos Estación "El Raudal"

MontoMM$):643

- -- inicio: 30 de abril de 2003

Gasoducto 24" 0 x 25 km MontoMM$):361

' Inicio: 29 de abril de 2003 Trmina: Septiembre de 2004

vance: 100%

12•

Perspectiva del proyecto Recurso a Evaluar (un objetivo)

P90 P. PSI P9 PC

16 725 1.964 13 8 _- .-

Pozo en perforación: termina en septiembre

• iograma Estrategico de Gas (F

Exploración en aguas profundas: Caxui-1

Lld

-".

c

Proyecto Golfo de México Sur

• Lankahuasa, tiene una parte profunda

muy cercana a la costa.

• Caxui se está perforando en un

tirante de agua de 950 m

• De resultar productor podría evaluar

recursos del orden de los 725 BCF.

Ubicación: Cubo Lankahuasa Profundo

Distancia a Kosni- 1: 18 km (NE)

Tirante de Agua: 950 m

Prof. objetivos: 3.100 - 3.250 m

Area: 117 km2

Tipo de Trampa: Combinada

Roca Almacén: Areniscas del Plioceno mf.

Ambiente: Cañón Submarino

11 (

Alcance del Proyecto, Cartera autorizada 2004

c Perspectiva del proyecto

Pozos 14

12 12

10 11 11

1llftL± Inversión: 26.5 MMM$

3.7

3.3 2.9

2.8 2.5

2.9 2.6 2.4

ExplotacIór. 2.5 ExpIoraslón: 24.0

Producción Futura de Gas (MMPCID)

Exploración 1.47 TCF

Indicadores Económicos (Antes de Impuestos)

Exptor. Explot.

VPN: 10,431 10,040 MM$

VPI: 15,728 1.968 MM$ VPN/VPI: 0.66 5.10 $/$

13•

e Lit ~

o

4_

c

(

e

O

o o ,

o

o o e o o

1 grama Estratégico ae Gas (K L1

Consideraciones finales

• La estrategia exploratoria está dando resultados en conocer el potencial de hidrocarburos del proyecto.

• La Reserva 2P certificada garantiza la rentabilidad del proyecto de desarrollo campo Lankahuasa y cubre los gastos de exploración.

• El tiempo entre el descubrimiento del campo Lankahuasa y la primera producción es de tan sólo 3 años.

• El descubrimiento de Kosni sustenta un crecimiento adicional a la producción.

Dr. Pedro Silva L 14 9

Proyectointegral Cruda Ligera Marina

o o 0

O

O

o

ANEXOS •

o El

u M7-, Conceptualización del Proyecto

Programa estratégico de gas

(PEG)

P ROYECTO Plan integral: INTEGRAL Exploración CRUDO Explotación LIGERO

MARINO

Incrementar la oferta de gas en el

mediano y largo plazos

EXPLORACIÓN

INCORPORAR RESERVAS POR 967 mmbpce EN UN PERIODO DE 24 AÑOS.

EXPLOTACIÓN

1 PRODUCCIÓN TEMPRANA

DESARROLLO INTEGRAL

ALCANZAR UNA PRODUCCIÓN MÁXIMA DE 232 mbd DE ACEITE Y DE 526 mmpcd DE GAS EN 2008.

Componente exploratoria

Alcance documentado

Inversiones

Perforar 102 pozos exploratorios

Inversión estratégica 26.144 MM$

Adquirir 300 Km2 de sismología 31)

Inversión operacional= 1.675 MM$

Incorporar recursos de 967 MMBPCE

Inversión total 27.819 MM$

200

MMBPCE 150

::

so

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

•ITIndicadores económicos

VME = 22.095 MM$

VPI = 22.003 MM$

VMEIVPI 0.98 $I$

TIR= 29%

Costo descubrimiento = 2.67 dls/bpce

Dr. Pedro Silva Lo 159

250 5,00 810,01.052

200

loo

loo

50

700

600

500

400

300

200

100

fI rograma Estratégico de Gas i

MIL

Componente explotación

• Reservas 000plotar 1027 MMBPCE

FPIii

e7.305MM$ ti

• Res. Do p020sexploratorios 10 pozos i PI5e9ao 01.153 MM$

• Pe0000açlón de pozos de is pozos 1 Reo.srrwesÍds 35,4SOMMS

desarrollo 8,8051

• Pel000aciór, de pozos 515080052 1 pozo

• EsOructura(octapodol 8

• Estructura teflapodo retorzado 1 8, 1

tHI 1 •_.I.I.. • Estroctura tflpodo) 3 1 I1.LI,I 1 • Estrusturarecupuradorade pozos 12 o • Duetos 244 km. 1 2 3 4 5 7 8 9 II 12 13 14 95 16 1711 tI 11

Años 6802252 59 5008000035

• PIiIr.gas 50 R.c. r.qu.ddo VPN 124.602 0>IOt$ VPI 53,031 tsd$

1 • VPN VPI 2.35 5-0 5225580

• 11R >8001

O

1

Antecedentes

• Los trabajos exploratorios llevados a cabo hasta antes del inicio del proyecto en el área

denominada Litoral de Tabasco dieron como resultado el descubrimiento de nueve campos, los cuales se encuentran localizados en aguas territoriales del Golfo de México

frente a las costas de los estados de Tabasco y Campeche.

• El descubrimiento de los campos del proyecto se inició en 1988 con la terminación del pozo Vum - 213. productor de aceite de 41 API en la formación Cretácico Superior

• Los campos descubiertos fueron: Sinan, Bolontiku, May, Vum, Mison, Kix, Kab, Citam y

Hayabil. En conjunto poseen cinco yacimientos en Cretácico, siete en el Jurásico

Superior Kimmeridgiano y uno en el Jurásico Superior Oxtordiano, para un total de 12 yacimientos en el área con una reserva original de 1,132.5 mmbpce.

• Con este antecedente de campos descubiertos hasta el año 2000, se inició el proyecto

Crudo Ligero Marino con el desarrollo de seis campos, Sinan, Citam, Bolonliku, May. Yumy Kab.

Dr. Pedro Silva Lóp. 169

1-1 u jrarna Estratégico de Gas (FE IJ

Antecedentes

La estrategia original para el desarrollo se dividió en dos etapas:

- Producción Temprana. Recuperación y explotación de cuatro pozos

exploratorios en el año 2002, para generar producción e ingresos a partir de ese año.

- Desarrollo Integral. Incorporación de producción con la perforación de 52 pozos productores y un inyector de agua, desarrollando los campos Sinan. Citam, Bolontiku, May, Yum y Kab; construcción de la infraestructura para el manejo de la producción. La producción es separada en el complejo de CLM y tanto el gas como el aceite serán enviados a la TMDB.

AÑO CAMPO FOP.MACION TIPO DE FLUIDO RESERVAS(ninibpce)

1988 VUM RS Aceite volatil 29.3

1992 615 .JSI< Gas y Condensado 36.4

4S API

1992 MAS KM Gas y Condensado 167.6 SItIAl

JSI< 43 API CITAM )s( BOLONTIIsU MISaN

1993 MISON JSK AceitevoIatiI. 135.3 .

1993 SINAN RS Aceite ligero 3O5API 325.5 HUYSBIL

hAB i' .JSK Aceite volatil

445API YUM

1993 YAXCHE KS Acete voI4tII 132.5 ..

KM 385 API

1994 KAB .JSK Aceite volatil % 31.6 . API L YA/CHE

1995 HAYABIL .JSO Gas y condensado 2.9

46 API

1995 BOLONTIRU JSK Aceite volatil 37c 133.5 API

1 1998 CITAM RS. KM,JSR Aceite negro 30 137.9

API Total 1.132.5

Este campo solo so Considera en la componente exploratoria como parte del proyecto.

17 •

______ i1 U :rarna Lstrategico de Gas

Ubicación de la componente exploratoria

ÍRE

MVK

TO

KUA DEL ro

ALVARADO TABSC006 LITORAL-TABASCO ~ TUM CARMEI .J

100

- TAUCHE FROIITERA

VERACRUZ DOS BOCAS

TABASCO CAMPECHE

COATZACOALCOS

Ubicación del Proyecto

Localizado frente a las costas de Tabasco y Campeche. a 75 km al Noreste de la Terminal Maritima Dos Bocas.

/

/

ALAR '5

ix TA&TUflICfl - - --

- CRIIETAH

J\ - KANAB

ECH TOLOD AAPATUN

OCH BATAV

C&VN

AREA DEL PROYE CTO qk MP ECH CRUDO LIGERO F ARI Hue

/ SIp OLAIIflEU -' CHE

(CITAM -"

.-t - BAR...- U

egion1v1aruñaSuroese - /

APACHE -CUSILETO -

- - SOR BOCAS

Dr, Rearo Sva Ló 18 U

i 1

jrama Estratégico de Gas (PL

Objetivo y alcance, CLM exploración

Incorporar un recurso medio con riesgo de 967 mmbpce mediante la perforación de 102 pozos exploratorios

durante el periodo 2006-2030, alcanzando un VME de 22.095 mmpesos con una TIR del 29% y un costo de

descubrimiento de 2.67 dls/bpce. r 1 Litoral de Tabasco Marino

POA 2006 J

íCaaa~ñmd¿n

_ 35

E_r1-[fl L° 1 2006

[1.7 1 í 1 1 1

_______ Lj

eo L_ ]

L[_2008 2008

1ll~" 2~O s 20l11

Tn:c m 2012

Objetivo y alcance, CLM explotación

Esplotar las reservas 2P certificadas mediante el desarrollo de nueve campos en dos etapas: Producción Temprana y DesanoIIo Integral. Estas consideran la construcción de la infraestructura necesaria para el manejo y transporte de la producción del gas y aceite.

Alcance L°0°

Dfl,í,IOd. ( IfliOtVCtbCÍOfleS

WC__2,11-1 D'l, M— 151 --j L!1!1I1) j tr

[cest.ro (5) ct.ro71 Mes (1)

191

CAMPOS Sinan Citam

Bolontiku

RECUPERACIÓ -

N DE POZOS (número)

DUCTOS 7 (número)

ESTRUCTURAS 1 (número)

UeCh-A

1.429 Sinan-DL1

Sinan-1O1A

Sinan-201

Bolo flti ku-1

1 3 rama Estratégico ae Gas (PL

Características generales de los campos

Sinan 32 KM 5032 viteIkp': o 2) 78 32 JSK 5448 150 Aceite Ligero 37 6400 40.8 481

Citam 32 KS 5170 23 Aceite Negro 30 10,300 8.4 111

Bolontlku 26 JSK 5,080 165 Aceite Volátil 39 8100 19.6 430

16 KM 5.010 165 Gas y Condensado 43 3,500 16.5 840 May

16 JSK 5,639 117 GasyConclensado 43 1,600 20.5 1,151

Mis':n 23 .181' 5707 51 .It4 41 41

Kab 24 JSK 5,619 31 Aceite Ligero 36 5,000 10.4 371

Yum 16 KS(B2B) 4,172 29 Aceite Volátil 38 4,200 12.8 544

- IÇ 5,750 50 Cc'nden's6• 46 1 .4C 11 1351

RP -- .'»l' 2'.) ,is; seco

• Projn. Temprana • Desarrollo Integral Is Campos recientes

Producción temprana

ji

DOS BOCAS

Tttibo COmpteSoes Cunduacal,

Con,plejo ORnado, de Jao Caobo

-, Yum-2B

May-1

Kab-101

FROIERA COSTERO

ATASTA

20 •

2000 01 2002 23 2004 2006 CONCEPTO VERSI SHCP SHCP 2.4 2.3 4.2 E 5.2 D

ON

2001-2015 2002-2016 2003-2017 2004-2018 2005-2019 2006-2020

S i n a n S i n a n Srnsn Sinsn S i n a n Sinsn

Citsm C i t a m Citan Citan Citam Citam

Bolontiku Bolontiku Bolontiku Bolontiku Bolonttku Bolontiku

CAMPOS May M a y M a y M a y May May

Yum Yum Yum Yum Yum Yum

Kab Keb Kab Kab Kab Kab

Misan M i s o n Misan

C o s t e r o

M e n

fil

c o c c o

21 1

j 1

uyiarna is ud çpoo ue ts L

Infraestructura, desarrollo integral

ISRIOF

TERMIFLECIÓR OC CCNSTEUCCIÓS

OCSRRRM.LO OLER

E

ri UECH A

nk

SI AROLI

SIOCIIC y.;!o1

BRO

NINRN.201 -

dRAMa - BOUONTKO.O

EJE BOLONTIMU-1 "0 NA

COMPRESORES UNO CACO

RATERÍA CUNA

iAo.A UOTOER: AOTASTO

WLE CONTERO GABAJR000 - FRONTERA

COMPLEJO PROCE0000R CE SAS CACTOS

Evolución del proyecto

Componente explotación

uuía bUdU9QRU ue LiiS íáiIIl Evolución del proyecto

Componente explotación

COIICEP1'OVERSIOII SHCP SHCP 2.4 2.3 4.2 E 5 2 D

2001-2015 2002-2016 2003-2017 2004-2018 2005-2019 1 2006-2020 IIIVCRSI0IIpIDIREGAS

15316 14,869 15841 17,782 21,863 26,955

ESTRAflGICA 15,126 14.869 12424

OPERCCIOIIAL

15,310 19,191 19,814

190,3 3.417 2,472 2,662 7,141

0 5,344 7.602 25117 19,369 4,972

ESTMTEGICA 0 3,336 14,479 11361 23l

OPERACIOIIAL 0 5,344 4,266 10,638 8.008 4,73' TO'TALIIIV(R$IQII5Slll.fl 15,316 20,213 23.443 42,900 41,222 31,924

VPII 45,989 69,533 67.027 68.696 76,898 123,86'

EPI 10,794 14,869 13,357 29,536 25,329 24,693

VPtIVPI 426 468 502 233 300 5.02

EEC 39 39 352 330 410 484

Evaluaciones concurrentes

Componente explotación

4I0I' 1I01• 2002 2003

VPI (mm pesos) 17,864 22.280 24,434 41,674 41,972 53.031

VPN 135,942 136,673 129,932 133,434 103,334 124.602

VPNNPI 7.61 6.13 5.32 3.2 2.46 2.35

Precio Aceite (USD/bI) 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69

[Preci, Gas (USDJmpc) 4.72 4.72 4.72 4.72 4.72 4.72

CONSIDERACIONES:

• Pesos de 2005.

• Sólo compunente de Euplotación

• Premisas de Cartera 2005

• Se Incluyen las inversiones y producciones históricas

Periodo de evaluación 2001.2015

22 •

o o

ugkíHa LSUdftóylCU üe Uaz5 »

e

c e

c Q

e c o

Evolución y estado actual del Proyecto

250

250 / Producción de aceite

150 /1 100

so __

2002 2003 2004 2005 2006 1 2007 2008 2009 2010 1 2011 ------ -

2012 2013 2014 1 2015 2016 2017 2018

-2000 27 34 30 59 110 703 238 217 158 95 78 69 60 36 0 0 0 —2001 33 45 62 138 211 241 222 159 95 81 69 14 32 26 0 0

—2002 V2.4 33 51 05 159 709 222 207 459 90 73 64 19 38 22 9 0

2003 V23 2 73 129 232 776 259 207 150 96 61 50 11 38 31 19 10

—2004 V12 2 31 lOO 213 275 246 197 144 103 79 53 26 16 5 0 0

2005 2 31 76 176 231 229 195 156 122 92 70 56 43 35 29 25

Como puede observarse, se han hecho grandes esfuerzos por mantener las metas del proyecto, principalmente abriendo mós frentes de perforación para adelantar pozos y por tanto producción Ésto, sin embargo, ha requerido de recursos adicionales y ha llevado casi al limite las posibilidades del proyecto para aboorber món retrasos en la elecución

Resultados de la activiad exploratoria

SÍSMICA 3D (Km2 ) 299 846 2,645 0 0 11 3,790

POZOS (Numero) 2 3 8 6 1 20 - - RESERVA

INCORPORADA 8 5 120 298 44 182 (mmbpce)

EJERCICIO PRESUPUESTAL 439 1,513 1,845 1 1,313 766 5,876

(millones de pesos)

Causas d, d,wiaçiui,:

• Pa,a el 2002 la I,u, ,aaupuud6n de ,asaeass se debIó al dife,ine,0u del paces cIkua-i. Micas-lOt. 0.5-1 yBisen-ti

•Pa,.enl200undifltlanluupo,uuyaxd,el01 yXanab-1

23 •

.

ujíamc sird1eglco ae c.as (-

Resultados del Proyecto CLM, explotación

Resultados: Producción Temprana 2004

POZOS 5

DUCTOS 7

REP MAYORES 6

REP MENORES 5

PLATAFORMAS 1

POZO 0 P1?

GASTO REAL RGA APl Aceite Gas

(mbd) lmmpcd)

Sinan-I01A 1" 150 6.3 26.9 768 36

Sinan-201 718" 105 j 6.7 14.9 40 35

Sinan-DLI 518" 300 4.9 11.8 430 37

Citam-l01 YE" 232 6.4 3.9 109 28

Bolontiku-1 114" 140 11.0 23.2 376 38

TOTAL 28.6 65.8

ESTRUCTURAS Plataforma de Enlace

('16" x14 Km de Cltam-101 a Enlace

:20' x9.5 Km de Sinan-10IA a Enlace

>8" x 2.5 Km de Sinan-201 a Enlace

DUCTOS W. x 2.8 Km de Sinan-DLI a Enlace

24" x 8 l'Çm de Enlace a Linea 4

24" o 29 Km de Enlace a Uech-A

.8" xO.1 Km de Bolontlku-1 a lnterconexión

Resultados: Desarrollo Integral Pozos

Pozo 1 Qmbd) íOg(mmpcd) RGA(M3/M3) Fecha de Fecha de Inicio Trmrn

t 8100 1 28.2 Sinari-14 620 11107/04 18106104

0 0 10111103 10107104

Sinan-253 1 1.120 3.0 478.46 02/02104 24104105

Bolontiku-21 8,520 20.5 429.10

1,038.40

05101104

05101104

27103105

27103105 May-3 1,080 6.3

Sinari-156 475.60 12109104 16104105 5,976 16

Sinari-55 9,570 25.7 499.79 06/07104 1 13105105

am-26 O 0 0 27107104 05107105

m-22

KMay- 4 ,200 12.7 554.39 01/12/04 24/06/05

1

11

3.850

2,000

18.3

- 4.2

851.00

371.00

10112104

16/11/04 1 16103106 11103105

* PIdA: Recuperación de pozo exploratono

249

1uJllI71b]iliI,1. 2006 2007 L0I01:

Pozos a Terminar Número 4 3 1 8

Recurso a incorporar Mmbpce 74 54 81 147

Localizaciones a Numero 5 4 4 3 generar

Estudios Número 12 11 10 6 exploratorios

Rec. Pozos Número 3 1 2

Term. Pozos Número 16 18 21 5

Plataformas Número 7 7 1

Ductos Número 13 8

(.

c o

25•

o

1 JgaHa Líaeyftu ue 1S L

Resultados de! Proyecto CLM, explotación

MayA

Estructuras < May B

May DL1

Bolo ntiku-A

24" x 17Km. de May Aa Enlace

10" xO.3Km. de Mayl a MayA

20' x 3.0 Km. de May B a May A

Duetos 16" x 10.3 Km. de Costero a May B

10' x 0.4 Km. de May DL1 a May —B

10" x 11.3 Km. de Kab a Enlace

- 10 x 4.9 Km. deVum 213 a Interconexión

Aceite 72,974 bpd Producción Ç

L- Gas 181.20 mmpcd

Resumen de metas físicas

Proyección de 2005 y POA 2006. 2007 y 2008

. .jrarna Estratégico de Gas (PL

Actividad exploratoria actual, 2005-2006

POZOS EN PERFORACIÓN Y

TERMINACIÓN 2005-2006

Localización Formación Tipo de fluido Reserva (mmbpce)

1 Xanab-1 Mesozoico Aceite Ligero 13.00

2 Yaxche-101 Mesozoico Aceite Ligero 30.02

3 Mison DL1 Mesozoico Aceite Ligero

4 Sihil-1 Mesozoico Aceite Ligero 35.70

5 Xulum-101 Mesozoico Aceite Ligero 15.04

6 Behelae-1 Mesozoico Aceite Ligero 16.00

LOCALIZACIONES A GENERAR

POS MESOZOICo 2006

2005 5

2006 4

TOTAL

cEeoE

9

Producción de aceite CLM

)

Milos de barriles por día 250

200

150

loo

50

1 2 3 4 5 e i o 5 10 11 12 1 2 3 4 6 6 7 0 9 lO II 12 1 2 3 4 5 6 7 0 9 35 Ii 12 1 2 3 4 5 6 7 5 9 lO 11 12

Meses

2005 2006 2007 2008

2005 REALPROY 36 35 42 48 54 64 74 84 85 96 Iii 123 71

2006 PO4 2006 V.5 128 132 137 lEO 162 158 168 180 180 181 185 192 162

2007 POA 2006 V.5 185 196 206 218 217 219 230 224 226 226 227 232 216

2008 PO4 2006 V.5 232 229 225 228 225 224 224 226 224 222 222 230 225

Real + Proyucción 2005 1 1 POA 2006 i . POA 2007 POA 2008

26 1

.

ama Estratégico de Gas (FL

Producción de gas CLM

550

.lo

350

250

lo

so

MeseS

2005 2006 2007 2008

2005 PEALCPROY 90 91 110 137 140 177 209 219 230 245 287 314 198

2006 PO4 2576 V.5 325 332 356 385 421 410 452 480 481 473 456 459 420

2007 PO4 2006 V.5 456 471 499 526 513 508 506 515 512 515 510 518 504

2008 PO4 2006 V.5 512 506 499 061 471 490 065 060 498 492 499 060 498

R.I+Proy.ccsón20O5 N P062006 U P0A2007 1 POA200S

279

Explaraci o** n Marina

Mil-

o

ANEXOS •

o

ugrama stiategico cJe Gas (L

Plays Terciarios

Objetivo:

Definir las características geológicas-geofisicas y la extensión de los plays productores del Plioceno -

Pleistoceno en el área de estudio. y evaluar su potencial petrolero. - Golfo de

Méoico 6

Pozos : 23

Reservas: 185 MMbpce

ExCo geológico: 56% ,J Progreso

Localizaciones aprobadas: 39 /

Campeche Onente

Y veojzojco campechePonieteerciano Yucales -

aOac

Campeche GOtosa / Roo

Cds Tabasco

íq Aib Campeche Poniente Terciario 14.1

n L Iq

y Fosa de Comalcalco

5- • Ajj5 complejidad estratigranca Sial - lA

- • Tirante de Agua >70 m -, AYhk -1 - Playo prondos 2000-3000 m) (Akpul-h) o Pilar de Akal

,

200 rs -- - - -, jjti elnak -1 leiw4

- - • Alta complejidad estratigrafica

c, .f> , / • Yoc:mientoo delgados (5- 10 ro)

Playo someros (605-1600 m)

CAdel Volumetrias pequeñas ~nt«r.

Riesgo

/

profundos

E41.

c o

289

Llí,

o

1 i ioicdid icfldiCO Ut UdS LL

Resumen de resultados 200 1-2004

• Sísmica 31): Cobertura el 100%

• Campos: 11 de gas seco 1 de Acede

• Reservas: 185 MMbpce 025 MMMpc)

• Pozos: 13 productores 10 improducfivos

• Oportunidades registradas: 158

35 de aceite

• Aprobadas: 39

• Recurso a evaluar: Fmedia dr: 700 MMbpce

Histórico de campos y pozos exploratorios

/

Éxito Geológico 56°I

185 Mmbpce

12 campos descubiertos

II campos de gas Isiw-1 Chukua-1

1 campo de aceite Uchak-1 Ajai- 1 A Ayaksak-1

Hap-1 Fixar---1 A1<pol-1 Pemal-1 Mots-1 Winak-t Malah-1 Meri-1 TheI-1 Ile rn-1 Teekil-1 lukut-1 AjaI-1 Utsn-1

Sarnal-1 Kopo-1 HomI-lorn-1

wi IÑ[~

2001 2002 2003 2004

Improductivos 10 U P

Total pozos 23 roductores 13

29•

o o

u .jrama Estrategico de Gas (PL.

Resumen

Resultados

• 23 pozos perforados

• 12 campos descubiertos

11 de gas seco

1 de aceite pesado

• 185 MMbpce de reserva incorporada

• 10 pozos improductivos

Medidas acciones

• Se difirió la perforación para apoyar incorporación de aceite ligero y superligero en el area

• Se adquirió la sismica Akpul 3DQ

• Ana lisis Postperforación (Ayaknak-1 Ajal-1A, Pemal-1, Pixan-1)

¿Que aprendimos?

Se comprobó la existencia del Sistema Petrolifero en el Terciario en el margen oriental de la Cuenca de Cornalcalco. Pilar de Akal, y en el margen occidental de la Cuenca de Macuspana con pozos productores de gas seco y uno de aceite.

Es necesario continuar con los estudios de Sistemas Petroleros-Plays, para conocer el potencial económico del Terciario en la Región Marina.

Por los resultados obtenidos en el pozo Teekit-1, es posible que la parte SW del proyecto Campeche Poniente se obtenga aceite ligero

Estrategia

• Proponer escenario de proyecto integrado

• Integrar resultados, estudios de plays, modelos geológicos,

calibración de atributos sísmicos para mejorar volumetría y bajar

riesgo

• Reconfigurar Proyecto dividiendo en unidades de inversión

considerando cercanía a instalaciones, abatimiento de costos, de

perforación, tecnología de explotación, entre otros factores

• Proponer localizaciones cercanas a campos de aceite pesado para

apoyar explotación

309

ChuCua-1 Mslh-1 okol-1 Mans2h-1 psIimai-1 * e •

• ograma Estratégico de Gas (PL

Campeche Oriente Terciario

• Fuertes evidencias de gas en el tondo marino

• ita complelidad esbabgráfica, se postulan posibles Canales, barras y detas.

• Las anornulias sismicas probablemente indican la presencia de cuerpos de arenas.

• Riesgo pnncipal, sello es el Plioceno y roca alrnaceoadora en el Mioceno Superior.

• Pozo productor de gas (Chukua-1, lsiw-1 Xotens-1) en la Cuenca.

• Se cuenta con información sismica 3D en un área de 1379km2

• No coste infraestructura

PI.2I.21uilI. lo Y!ic,11c, 1

Localización de campos

31U

• iama Lstuatégíco de Gas (i -3 L

Campo Kopo

Ir5teroato p/oduct.or t - - - - -647/620

Intervalo productor III 492 - -

- 1 Intervalo productor II 532..L,

Intervalo productor 1 (582-e5e5+

pnmer C'"' Loo yocimientoo están constituidos por arenas y el primero productor de gas seco en la Sonda de Campeche de cuarzo con porosidades de 26 a 33% y

saturaciones de ayos de 29 a 31%, su trampa es de tipo estratigráfica-eotroctoral y sus limites están asociados o cambios laterales de facies arenosas a facies arcillosas

Reserva Certitad., alt enerO 2004

Campo TheI

Reserva de Gas lnlmmpnr

PCE Immb)

Campe Probada ProSabie P03010 Total

CSPO O 7.6 1 76 15

THEL-1 THEL-1

— 1 1

r F:2%SL,va__ lntrrvalo ProductcíT

'T.422124m

Intervalo Productor 1 67668Dm

—L.

Reservad. Gas fnnnrnrpc

PCE lrenrbl

Campo Probada Probable Posible Total

1 Thei 0 0 1 98 1 99 19

Reserva Cernit6000 011 enerO 2004

La roca almocen esto constituida por arenas de cuarzo, feldespatos y fragmontos do roca con una porosidad aproximada de 25 a 30%, su trompo es de bpo evtrotlgrdlica y sus linrrtev laterales están asociados a cumbias laterales de facies mas arcillosas

El campo Thel se encuentra en el Pilar de Akal en edad Plioceno Medio y PLioceno Supenor

329

. jrama Estratégico de Gas (PE

Campo Winak

;

.' rt t J•.

-o.

-- bIci alo Pro.ictor

- Intoavoba Productor

Reserva d. Cas fnrnrmpa)

PCE (mrrrbt

~W~,~ak

Probada Probable Posible Total

0 0 112 11.2 2.2

Reserva CertitCadr CFI enero 2004

Este campo confirmo el potencial de ges de edad Plioceno Superior y Plioceno Medio

La roca almacén esta consbtuida por arenes de cuarzo, feldespatos y fragmentos de roce con una porosidad aprooienada de 25 a 30%, su trampa es de tipo eotrabgratica y sus limites laterales están asociados a cambios lateralen de facies más arcillosas

Campo Chukua

cUeFUA-1

XW

JTT vao:ari r : ° marina de la cuenc a

• j..,,, 2538 —27 rri La roca almacen esta conntituida por arenas y aren scas de cuarzo 1 Ii ospatos y fragmentos de roce y mico

— -- 1

— - -. cun valores de porosidad que oarbao de a 38% y aturaciones de aguade 28 a

3 %, so Eampa es de bpo estrabg aflca y sus límites laterales están asociados a

rnbio late ales de tea es más ar lIosas

Resorva cerriiscadoaF 1 errare 200.4

- Reseruo ferrnmps)

de Go ______

PCE

Campo Pmbada Probaslr Posible Total ___________

Chuba 43 2 203 143.2 389.4 748

33 9

Reserva certificada 3P: 30 MMMpc.

- - r- - y-

-. -: --

- - -- )'° V'T

-_ ad:Raelerea-PIIo-pI. eceno

Conlv descub merlos de l-lopo-t. Wnu -1 C Ok 1 y lsiw-1, se establecid la estrategia de evaluar el petenc al de gas en lo c enca de Comalcalco descubriendo el campo Hap el cual e,td representado por Reservas Incorporadas Lina anomalla de ompiltud que se a ocio a un punto brillante (bng t - spet) MMbpce MMMpc

Le estructura corresponde a un ant clinal simebico y fianqueado par un ° 2 1 11.2

sistema nerreal, con orientación NE-SW, con un area maxima de 55 PP 311 lO 8 km2 Depositado en un sistema cestero asociado a caneles de merea

ppp 58 306

Revese Certyicaoa oir e//em 2004

c c c c o

349

1 uyrdHki. isuatco ue uas

Campo Isiw

I -.G.re tøi ee,lto dt 050

000finUQ en eIr2003 con la bus queda

- cuenca de Macuspana meelsa. lsiw 1 cescubriendo l l°w° lsiw de Plioceno Mecijo gon estos des pozos se ( ///)! podria postulatue 15n oportunidades exploratorias hci a poro ion sur de la

Cu1caÇ1uko_1 e tsIw-1). preoents menor incertigmmbt-e para encontrar 1l ' 1

cca

2705-2710m

Lo ruco almacen e Sta Constituida por arenas y areniscas de cuarzo con valores do

Reseesu de Gas PCE porosida que verles de 22 e 30% y

(mmmpe) lembi satu aciones de agua de 15 a 25%. su

Campo Probada Probobie Posible Total trampa so de bpo ostratigráSca y nos limites laterales están asociados a cambios

sss 3 8 11£ 0 15 3 2 5 laterales de facies más arcillosas

Reserva Ce/t/teada 4/ 1enero2004

Campo Hap

o

Reservas Incorporadas

MMbpce Mk4Mpc

P 5 264

PP 157 317 El Cerripo el; Coinpiies ;ui id-» rrveiilo,

independientes,, se considera una Pampa PPP 97 1 193,1 combinada con orientación Ni con un ¿rea

máairoa os 66 1 y cuyas rocas fueron depositadas en un ambiente costero asociado a

Reserve Certncaoa ni 1enero2004

barras y canales

Reservas Incorporadas MMbpce MMMpn

P 1 54

PP 32 169

PPP 42 221

o

.

-rugrarna Lstlatéglco de uas

Campo Akpul

El siguiente descubrimiento hecho en la cuenca de Comaloglcu fue el campo Al este yacimiento se caractenza debido a que no está asociado o grandes amplitudos o puntos brillantes como en el campo

Reserva certificada 3P: 215 MMMpc. Hap

Cmpo Uchak

Hacia la porción norte del pilar de Akal y cercano a la cuenca de

Reserva certificada IP: 20 MMMpc. Comalcalcc se bosquejó una anomalía de amplitud que es concordante con los contornos de profundidad y por lo tonto es un buen indicador de yacimientos de gas y fue contrmedu por el pozo esploratorio Uchak-1

acepes

—

ro .ne A

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, jpÉ pIeklartu. de vire vero

— o

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Area IP 16 Ki

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-

lntervalc 5nr Op 54 MMp vi

Ptp 715 pci EsIr 51.

e 35 u

o

o a

u

Productor de Gas Seco De los ultmos pozos psrfo ados en la Sondo de Campeche cercano

al campo Yum Mesozoico) es el pozo Men-1, resol/ando productor de gas seco en di/eren/es intervalos de edad Plioceno Medio, mal randa las expectafivas exploratorias hacia la porrión sur

- '--zi-, —.a'--• - - -,,------ --

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rl no

PPl ppIl pp/It Og: 20 MMpcd 17 19 Ftp: 2096 psia 1825 1920 Estr 518" 518' 518

Reservas (IhLlbpce) 1P 8 21` 20

3P 36

Dr. Pedro Silva

369

• zado BAI!3 OJPOd UD

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• ugrama Lsiraiégico de (as (FE1

u

Curriculum Vitae Dr. PEDRO SILVA LÓPEZ

Lugar de Nacimiento Cd. de México Fecha de Nacimiento 12 de agosto de 1953 Estado Civil Casado; 3 hijos

ESTUDIOS

Doctorado Ph. D. Petroleum Engineering, L.S.U.; 1986 Tesis: Development of a New Conductivity Model for Shaly San

1 nterpretation

Maestría M. Sc. Petroleum Engineer, L.S.U.; 1981 Tesis: Accurate Determination of formation Water Resistivity from

the SP Log in the Gulf CoastArea Minor Experimental Statistic, L.S.U.

Licenciatura Ingeniería Petrolera en la U.N.A.M. de 1972 a 1976.

DISTINCIONES

2002 Invitado especial del UKTrade Foreign Office como Guest Speaker en eventos comerciales en Londres y Escocia sobre los proyectos de gas y programas de inversión relacionados de PEMEX-Exploración y Producción.

2002 Chairperson del Comité sobre la Producción y Distribución de Gas Natural, Internacional Petroleum Conference Program SPE.

2001 Participación en el coloquio "Sistemas y equipos para optimizar el desarrollo del gas natural" organizado por la Embajada de Francia en México.

1999 Líder del proceso "Aplicación eficiente de Recursos de Inversión" PROMAP en PEMEX-Exploración y Producción.

•

1 -

:ograma Estratégico de Gas (PL L.dJ

1998 Chairperson en la sesión plenaria "Administración y Protección Ambiental", EXITEP.

1991 Publicación "Log lnterpretation Charts", Halliburton. 1987-1990 "Candidato a Investigador Nacional", Sistema Nacional de

Investigadores. 1989 Medalla Lázaro Cárdenas, co-autor del trabajo "Estudio de la

Depositación Orgánica en Pozos del Area Cretácica Chiapas- Tabasco".

1986 "Runner Up" 20 lugar del concurso de tesis doctorales, Lousiana State University.

1982-1983 "Presidents Award" otorgado por la Canadian Well Logging Society al mejor artículo Técnico presentado en Canadá.

1979 Beca de CONACYT y el Instituto Mexicano del Petróleo para realizar estudios de postrado en Lousiana State University, USA

1978 Mención al mejor artículo técnico presentado durante el XVI Congreso Nacional AIPM.

Ostenta el grado de "Experto en Planeación" por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AIPM.

CURSOS DESTACADOS

1998 20th Oxford Energy Seminar; St. Catherine's College; Oxford, Inglaterra.

1997 Curso de Activos; British Petroleum Company; Londres, Inglaterra. 1990 "Production Logging" Oil & Gas Consultants International, Inc.;

Colorado Spring, USA.

EXPERIENCIA LABORAL

2004-a la fecha Subdirector de la Región Marina Suroeste, PEP. 2003-2004 Subdirector de Coordinación de Operaciones, DCO PEMEX

Corporativo. 2003-2004 Presidente del Comité de Ductos de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios. 1999-2003 Director Ejecutivo del Programa Estratégico de Gas, PEP.

LIIU .ugrama lstrategico de Gas y

1997-1999 Gerente de Planeación Estratégica, Subdirección de Planeación, PEP. 1996-1997 Gerente del Proyecto Integral Cuenca de Burgos, PEP. 1995-1996 Gerente de Planificación Región Norte, PEP. 1992-1995 Subgerente de Planificación Estratégica, Gerencia de

Planificación, Región Marina. 1990-1992 Subgerente de Evaluación, Unidad de Planificación, Región Marina 1988-1990 Jefe de Desarrollo Tecnológico y Sistemas, Superintendencia de

Terminación y Reparación de Pozos, Zona Marina. 1986-1988 Investigador Científico "B", División de Producción, Subdirección

de Explotación IMP. Trabajos relacionados a inteivenciones con tubería flexible y control de depósitos orgánicos en aparejos de producción en la Región Sur de PEMEX.

1986 Research Associate, Petroleum Engineering Department, L.S.U. 1981-1986 Research Assistant, Petroleum Engineering Department, L.S.U. 1976-1 979 Ingeniero de Producción, División de Producción, Subdirección

de Explotación, IMP Trabajos de gabinete y campo. 1975-1976 Laboratorista, División de Producción, Subdirección de

Explotación, IMP.

INTERINATOS RELEVANTES

1999 Subdirector interino de Planeación, Sede México, PEP. 1995 Gerente interino de Planificación, Región Norte, PEP. 1995 Gerente interino de Planificación, Región Marina, PEP.

EXPERIENCIA DOCENTE

1988-1989 Profesor titular "A"; División de Estudios de Postgrado, Facultad de Ingeniería, UNAM, División ciencias de la Tierra.

1987 Profesor de asignatura "Terminación de Pozos"; Cursos de especialización programa UNAM-Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos (PEMEX).

Dr. Pedro Silva Lá U

1 • U Jrograrna Estratégico de Gas (PEG) LdJ

PROYECTOS RELEVANTES

2003 Coordinador General deI 70 Congreso y Expo Internacional de Ductos. 2002-2003 Investigación comparativa de modelos de regulación de la industria

petrolera Canadá, Noruega y Brasil. SENER. 2000 Miembro del Comité Técnico de Normalización. 1999-2000 Desarrollo de estrategia, gestión de recursos y coordinación para

la instrumentación del Programa Estratégico de Gas (PEG). 1999 Líder del proceso "Aplicación eficiente de Recursos de Inversión" 1998-1999 Miembro del Grupo Central de Planeación de PEMEX Exploración

y Producción. 1997 Primer contrato integral de servicios petroleros en México "Burgos

Central 1", PEP. 1996 Diseño de Estrategia del "Proyecto Integral Cuenca de Burgos", PEP. 1995-1996 Editor de la Guía del Ciclo de Planeación 95-96. 1994 Actualización del Plan de Negocios 1995-2000. 1993 Colaborador del primer Plan de Negocios de Pemex - Exploración

y Producción. 1995 Integración del Grupo de Trabajo de Planeación. 1995 Coordinador del Grupo 3 del Proyecto Colibrí, encargado de

realizar los planteamientos para optimizar la función de planeación en la empresa.

1988 Asesor principal en la ejecución y evaluación de pruebas de campo de trompos dispersores para la remoción de asfaltenos y carbonatos en tuberías de producción en "Servicios a la Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos" IMP.

1978-1979 Colaborador en "Estudios de fluidos de reparación con base a espumas", IMP.

PUBLICACIONES Y PRESENTACIONES RELEVANTES

Octubre, 2002 International Commerce Seminar at Canninghouse (Asociación de soporte para Compañías Británicas relacionadas con la oficina comercial del Foreign Office con enfoque a Latinoamérica).

Octubre, 2002

International Commerce Seminar at Town-HaII en Aberdeen, Escocia.

rç) U

c

c

c

e

c

o

u ENLU Diciembre, 2001 "El mercado del Gas Natural". Foro "El Gas Natural en el Futuro

de la Energía en México". UNAM. Marzo, 2000 Situación actual y perspectivas del Gas en México. XVIII Congreso

Nacional Bienal, CIME. Febrero, 1996 Análisis de las estrategias del Programa de Desarrollo y

Reestructuración del Sector Energía, CIPM. Noviembre, 1993 "La optimización de la función de planeación en PEP" Ciclo de

conferencias "Propósitos Fundamentales y la Estrategia del Cambio Organizacional de PEM EX-Exploración y Producción", IPN

Octubre, 1990 Diseño de Herramientas Dispersoras, VII Congreso Latinoamericano de Perforación; Sta. Cruz, Bolivia

Agosto, 1989 "Estudio de la Depositación Orgánica en Pozos del Area Cretácica Chiapas-Tabasco", Revista Ingeniería Petrolera.

Abril, 1989 "Estudio de la Depositación Orgánica en Pozos del Area Cretácica Chiapas-Tabasco", XXVII Congreso Nacional Al PM

1985 "One step chart for SP Log Interpretation" Paper Q, Transactions of the X Formation Evaluation Symposium, CWLS, Calgary Canadá.

1978 "Análisis del efecto de los disparos sobre la productividad de los pozos", IMP.

En total, es autor y coautor de más de una docena de artículos técnicos publicados en México, Estados Unidos, Canadá, Argentina, Bolivia y China.

ASOCIACIONES

Miembro de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México Miembro del Colegio de Ingenieros Petroleros de México Ex - Miembro del Sistema Nacional de Investigadores

IDIOMAS

Inglés

Traduce, habla y escribe

Dr. Pedro Silva Lár u

O

• Programa Estratégico de Gas (PEG) Una iniciativa para incrementar la oferta de gas natural en México

Palacio de Minería, México, D.F Septiembre 8 de 2005.