indicadores agosto 2018 - gob.mx...zagaglia allende y wang xixian, representantes legales de ds...
TRANSCRIPT
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Indicadores de Exploración y Extracción de Hidrocarburos Agosto 2018
Subsecretaría de Hidrocarburos
Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Resumen Ejecutivo
Extracción histórica de petróleo crudo(Mbd)
0
2,000
4,000
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Petróleo Crudo
La extracción de petróleo crudo en México ha disminuido 4.0% anual, desde hace una década.
• 10 Asignaciones concentran el 66% de la extracción.
• La extracción de crudo se concentra principalmente en lasAguas Territoriales (83%) y el resto es terrestre (17%).
• Las exportaciones de crudo fueron de 35.8 MMb: el 98% delvolumen exportado correspondió al crudo tipo Maya; y el 2% alAltamira, enviado exclusivamente a los EE.UU.
• La Mezcla Mexicana de Exportación alcanzó un preciopromedio durante el mes de julio de USD $63.7.
Distribución geográfica de extracción de petróleo crudo1,815 Mbd (ago 2018)
Máximo históricoDiciembre de 2003:
3,455 Mbd
Pareto de extracción de petróleo crudo 1,815 Mbd (ago 2018)
1,500
199
85
13
9
9
0.3
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas Territoriales
Tabasco
Veracruz
Chiapas
Puebla
Tamaulipas
San Luis Potosí
421
298
104 81 67 56 51 48 45 31 25 23 23 19 19 18 18 16 15 14 14 14 14 12 11
50%66% 74%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
-
100
200
300
400
500
Mal
oob
Zaap
Xana
b Ku Xux
Ayat
silO
nel
Akal
Hom
olEk
-Bal
am Sihi
lSa
mar
iaTs
imin
Ixta
lKa
bTi
zon
Kuil
Kam
be…
Kax
Ixto
cM
ayCh
ucYa
xche
Abka
tun
Taki
n
% del totalMbd
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Resumen Ejecutivo
• 10 asignaciones concentran el 56% de la extracción.
• 30 extraen 74% y las demás 326 solo 26%.
• La extracción de gas natural se concentra sobre todo en AguasTerritoriales (62%), Tabasco (16%) y Tamaulipas (8%), que enconjunto extraen el 86%.
La extracción de gas natural en México ha disminuido 3.7% anual, desde hace una década.
Gas Natural
Distribución geográfica de extracción de gas natural4,880 MMpcd (jul 2018)
Pareto de extracción de gas natural 4,880 MMpcd (jul 2018)
0
5,000
10,000
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Máximo históricoDiciembre de 2008:
7,359 MMpcd
Extracción histórica de gas natural (MMpcd)
3,019 773
412 338
216 74
32 15 0
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas TerritorialesTabasco
TamaulipasVeracruz
Nuevo LeónChiapasPuebla
CoahuilaSan Luis Potosí
52%70%
0%20%40%60%80%100%
- 200 400 600 800
1,000 1,200 1,400 1,600
Akal
Xux Ku
Zaap
Mal
oob
Tizo
nM
ayTs
imin
Nej
oIri
deXa
nab
One
lGa
sifer
oCo
ster
oJu
jo…
Cauc
hyCu
lebr
aHo
mol
Cuitl
ahua
cTe
otle
coTe
rra
Cund
uaca
nAr
cabu
zVe
lero
Ixta
lRe
sto
% del totalMMpcd
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Gráfica del mes - Resumen Ejecutivo
10
1925
16
16
13
1S 2
017
2S 2
017
1S 2
018
En desarrollo
Exploratorios
45 46
80
4155
87
1S 2
017
2S 2
017
1S 2
018
Perforados
terminados
Gráfica del mes – Actividad petrolera, enero-junio 2018
Fuente: CNH.
En el primer semestre de 2018 se obtuvieron los siguientes indicadores de actividad petrolera:
Operaron 38 equipos de perforación (var. Anual del 46%)1
Se perforaron 87 pozo y se terminaron 80. El número de pozos perforados es más del doble comparado al mismo semestre de2017.
1 Promedio de equipos de perforación utilizados durante el semestre correspondiente.
Equipos de perforación Pozos perforados y terminados
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Noticias RelevantesPrincipales Indicadores del Sector Hidrocarburos y Noticias Relevantes del Mes
La petrolera italiana Eni invertirá más de 7,400 mdd en México: La compañía petrolera Eni desembolsará 7,496 millones de dólares (mdd) en su plan de desarrollode tres campos petroleros en aguas someras mexicanas, durante los siguientes 22 años, reveló la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Durante su sesiónextraordinaria número 45 de 2018, el órgano de gobierno aprobó el plan de trabajo y presupuesto presentados por el gigante energético italiano para el contratoque obtuvo en la ronda 1.2, durante 2015 para las áreas Amoca, Miztón y Tecoalli, ubicadas en el Golfo de México.Forbes, 01 de agosto de 2018.
La CNH suscribió con PEP, DS Servicios Petroleros y D&S Petroleum un contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos en el área contractual Ébano: LaComisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), en representación del Estado Mexicano, suscribió hoy con Pemex Exploración y Producción (PEP) y con las empresasD&S Petroleum, S.A. de C.V. (D&S Petroleum) y DS Servicios Petroleros, S.A. de C.V. (DS Servicios Petroleros), el Contrato para la Exploración y Extracción deHidrocarburos, bajo la modalidad de Producción Compartida, derivado del proceso de migración de la Asignación AE-0391-M-Ébano (Contrato). El ComisionadoPresidente de la CNH, Mtro. Juan Carlos Zepeda, el Ing. Ulises Hernández Romano, Director de Recursos, Reservas y Asociaciones de PEP, los Señores Edgardo LuisZagaglia Allende y Wang Xixian, representantes legales de DS Servicios Petroleros y D&S Petroleum, suscribieron el Contrato. El Área Contractual se ubica en laCuenca Tampico Misantla, localizada al Noreste de México, en los Estados de Veracruz, Tamaulipas y San Luis Potosí con una superficie aproximada de 1,569.123km2. La duración del Contrato será de treinta años con posibilidad de dos prórrogas de cinco años cada una. Por tercera ocasión, en el marco de la ReformaEnergética, se lleva a cabo una migración de un contrato incentivado a uno de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.CNH, 03 de agosto de 2018.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Índice
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de petróleo crudo
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
Por cuenca1,815 Mbd (ago 2018)
Por ubicación1,815 Mbd (ago 2018)
Por asignación/contrato1,815 Mbd (ago 2018)
Por entidad federativa1,815 Mbd (ago 2018)
Ver Mapas*contrato
1,500
315
- 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas someras
Terrestre
1,496
4
229
67
18
0 500 1,000 1,500 2,000
Cuencas del Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
Aguas someras Terrestre
1,500
199
85
13
9
9
0.3
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
Aguas Territoriales
Tabasco
Veracruz
Chiapas
Puebla
Tamaulipas
San Luis Potosí
421
298
104
81
67
56
51
48
45
31
- 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Maloob
Zaap
Xanab
Ku
Xux
Ayatsil
Onel
Akal
Homol
Ek-Balam*
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de petróleo crudo
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
Pareto de extracción de petróleo crudo 1,815 Mbd (ago 2018)
Histograma de extracción de petróleo crudo(ago 2018)
No.
de
Asig
/Con
tr
Extracción de petróleo crudo promedio anual(Millones de barriles diarios, MMbd)
2.6 2.4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.7 2.7 2.7 2.7 2.6
2.9 3.0 3.1
2.9 3.0 3.1 3.2 3.4 3.4 3.3 3.3
3.1 2.8
2.6 2.6 2.6 2.5 2.5 2.4 2.3 2.2
2.0 1.9
-
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
181
132 2 2
Xux1
Ku1
Xanab1
Zaap1
Maloob1
020406080
100120140160180200
0-9
9-18
18-2
7
27-3
6
45-5
4
63-7
2
72-8
1
117-
126
297-
306
423-
432
421
298
104 81 67 56 51 48 45 31 25 23 23 19 19 18 18 16 15 14 14 14 14 12 11
50%
66% 74%
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%
- 50
100 150 200 250 300 350 400 450
Mal
oob
Zaap
Xana
b Ku Xux
Ayat
silO
nel
Akal
Hom
olEk
-Bal
am Sihi
lSa
mar
iaTs
imin
Ixta
lKa
bTi
zon
Kuil
Kam
besa
hKa
xIx
toc
May
Chuc
Yaxc
heAb
katu
nTa
kin
% del totalMbd
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de petróleo crudo
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
Extracción de petróleo crudo por Cuenca (Miles de barriles diarios, Mbd)
Por simplicidad y para que se pudiera apreciar la magnitud de las cuencas menores, se separaron las dos cuencas más grandes.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de gas natural
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
Por cuenca4,880 MMpcd (ago 2018)
Por ubicación4,880 MMpcd (ago 2018)
Por asignación/contrato4,880 MMpcd (ago 2018)
Por entidad federativa4,880 MMpcd (ago 2018)
Ver Mapas
3,019
1,861
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas someras
Terrestre
2,989
31
873
616
206
147
14
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500
Cuencas del Sureste
Burgos
Veracruz
Tampico-Misantla
Sabinas
Terrestre Aguas someras
3,019
773
412
338
216
74
32
15
0
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Aguas Territoriales
Tabasco
Tamaulipas
Veracruz
Nuevo León
Chiapas
Puebla
Coahuila
San Luis Potosí
1,148 352
330 221
184 99 99 98 94 88
- 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400
AkalXuxKu
ZaapMaloob
TizonMay
TsiminNejoIride
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de gas natural
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
316
20 6 4 5Maloob
1Zaap
1Ku1
Xux1
Akal1
0
50
100
150
200
250
300
350
0-20
20-4
0
40-6
0
60-8
0
80-1
00
180-
200
220-
240
320-
340
340-
360
1140
-116
0
Pareto de extracción de gas natural 4,880 MMpcd (ago 2018)
Histograma de extracción de gas natural(ago 2018)
No.
de
Asig
/Con
tr
Pemex: extracción de gas natural (Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
52%70%
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%
- 200 400 600 800
1,000 1,200 1,400 1,600
Akal
Xux Ku
Zaap
Mal
oob
Tizo
nM
ayTs
imin
Nej
oIri
deXa
nab
One
lGa
sifer
oCo
ster
oJu
jo T
ecom
inoa
can
Cauc
hyCu
lebr
aHo
mol
Cuitl
ahua
cTe
otle
coTe
rra
Cund
uaca
nAr
cabu
zVe
lero
Ixta
lRe
sto
% del totalMMpcd
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId32 no se encontró en el archivo.
Privados
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
Servicios Múltiples de BurgosDeustche Erdoel MéxicoPetrolera Cárdenas MoraConsorcio Petrolero 5M del GolfoPantera Exploración y Producción 2.2Renaissance Oil CorpDiavaz OffshoreStrata CPBIberoamericana de Hidrocarburos CQServicios de Extracción Petrolera Lifting de MéxicoCMM CalibradorGS Oil & GasGrupo MareógrafoStrata CRDunas Exploración y ProducciónJaguar Exploración y Producción 2.3DS Servicios PetrolerosCalicanto Oil & GasPerseus Tajón
0.05.1
5.20.00.0
0.60.2
0.00.0
3.10.0
0.00.00.0
0.00.3
6.90.0
02468
2.053.3
21.214.9
9.68.6
6.25.7
4.13.52.6
2.52.42.31.81.5
0.9 0.9 0.0
0 10 20 30 40 50 60
Extracción de petróleo crudo(Miles de barriles diarios, Mbd)
Extracción de gas natural(Millones de pies cúbicos diarios, MMpcd)
Extracción de Gas Natural142.1 MMpcd 2.9% del Total (ago 2018)
Extracción de Petróleo crudo21.5 Mbd 1.2% del Total (ago 2018)
02468
10121416
2016
-05-
3120
16-0
6-30
2016
-07-
3120
16-0
8-31
2016
-09-
3020
16-1
0-31
2016
-11-
3020
16-1
2-31
2017
-01-
3120
17-0
2-28
2017
-03-
3120
17-0
4-30
2017
-05-
3120
17-0
6-30
2017
-07-
3120
17-0
8-31
2017
-09-
3020
17-1
0-31
2017
-11-
3020
17-1
2-31
2018
-01-
3120
18-0
2-28
2018
-03-
3120
18-0
4-30
2018
-05-
3120
18-0
6-30
2018
-07-
3120
18-0
8-31
020406080
100120140160
2016
-05-
3120
16-0
6-30
2016
-07-
3120
16-0
8-31
2016
-09-
3020
16-1
0-31
2016
-11-
3020
16-1
2-31
2017
-01-
3120
17-0
2-28
2017
-03-
3120
17-0
4-30
2017
-05-
3120
17-0
6-30
2017
-07-
3120
17-0
8-31
2017
-09-
3020
17-1
0-31
2017
-11-
3020
17-1
2-31
2018
-01-
3120
18-0
2-28
2018
-03-
3120
18-0
4-30
2018
-05-
3120
18-0
6-30
2018
-07-
3120
18-0
8-31
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Extracción de petróleo crudo
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018.
11.410.6
10.15.0
4.53.83.8
2.92.72.7
1.91.9
1.61.5
1.4
0 2 4 6 8 10 12
RusiaEstados UnidosArabia Saudita
CanadáIraq
ChinaIrán
Emiratos A.…Kuwait
BrasilNoruega
MéxicoNigeriaAngola
Venezuela
Fuente: Monthly Oil Market Report, octubre 2018 periodo ene-ago 2018* BDI Pemex, octubre 2018 Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible.
• De enero-agosto de 2018, 15 países producen el 67% de la extracción mundial de petróleo crudo, el 53% pertenecen a la OPEP y 47% son NO OPEP.
10.54.4
32.4
2.22.2
1.91.81.81.81.7
0 2 4 6 8 10 12
Saudi AramcoOAO Rosneft
Kuwait Petroleum Corp.Petróleos de Venezuela SA (PDVSA)
Petróleo Brasileiro SA (Petrobras)ExxonMobil Corp.
PetroChina Co. Ltd.Pemex
OAO LukoilNigerian National Petroleum Corp.
Royal Dutch Shell PLC
10.93.2
2.82.8
2.52
1.81.8
1.41.31.31.3
0 5 10 15
Saudi AramcoExxonMobil Corp.
Royal Dutch Shell PLCPetroChina Co. Ltd.
BP PLCRosneftTotal SA
PemexEni SPA
Chevron Corp.Statoil ASA
Extracción de petróleo crudo, principales países ene-ago 2018
Principales empresas por nivel de extracción de petróleo ene-dic 2017
Extracción de gas natural, principales paísesene-jul 2018
Principales empresas por nivel de extracción de gas naturalene-dic 2017
Fuente: Informes Anuales de las empresas al cierre de 2017. Las posiciones son con base a la información disponible
Fuente: Oil and Gas Journal, octubre 2018 periodo enero-julio 2018. CNH, octubre 2018
(MMbd)(MMbd)
(MMMpcd) (MMMpcd)
4.85.55.66.87.28.39.5
11.612.3
16.017.5
22.222.3
74.284.5
México
Kazajstán
Indonesia
Argelia
Noruega
Canadá
Irán
Estados Unidos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Recursos Prospectivos y Reservas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Reservas de Hidrocarburos
Fuente: Reservas, CNH mayo 2018.
• A enero de 2018 las reservas de hidrocarburos 1P ascendieron a 8,484 MMbpce, lo que representa una disminución del 7.4% respecto al año anterior (9,161MMbpce).
• Al ritmo de extracción actual las reservas remanentes de hidrocarburos 1P alcanzarían para 8.5 años, 15% menos que en 2010 (10 años).
58,204
46,418 43,838
25,467
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
PROBADAS PROBABLES POSIBLES 3P
FUENTE: Reservas de Hidrocarburos de México, al 1 de enero de cada año, CNH junio 2018 1P = Reservas Probadas: Se utilizan para comparar las reservas a nivel mundial. 2P = Reservas Probadas + Probables: Se utilizan para evaluar los proyectos de exploración y extracción.3P = Reservas Probadas + Probables + Posibles: Son las Reservas Totales. 1/ Incluye líquidos del gas. n.d. No disponible.
Evolución de las reservas remanentes de hidrocarburos(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Reservas de Hidrocarburos
Fuente: Reservas, CNH mayo 2018.
85.8 101.1 104.367.8 67.4
-132.5
2.832.4
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
10.2
10.2
10.4
10.4
10.9
9.2
9.0
8.5
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Reservas 1P al 1 de enero de 2018(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
5,945
2,539
- 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000
Marino
Terrestre
Tamaulipas184.6
Varios183.2
Puebla138.1
Varios134.8
TOTAL8,484
Histórico de reservas 1P(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
Reservas 1P por distribución geográfica(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, MMbpce)
Tasa de restitución 1P(%)
Varios = Incluye a Tamaulipas y Veracruz en Marion y a Chiapas, Nuevo León, Campeche, SLP y Coahuila en terrestre.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Recursos de Petróleo CrudoCategorización de Recursos de Petróleo Crudo a nivel nacional
Fuente: DGEEH con información de CNH: Reservas 2012-2018 y Relación reservas Extracción.
Recursos PetrolerosPetróleo Crudo
• 18.1% es el Factor de Recuperación Nacional al 1 de enero de2018.
• 8.1% del Volumen Original in-situ corresponde a las reservas 3P.
• Dentro del 74.1% del volumen original descubierto no comercialestá contabilizado el recurso contingente de México.
Relación Reserva/ExtracciónExtracción en 2017 = 758.9 MMb
• Reservas 1P: 10 años.
• Reservas 2P: 18 años.
• Reservas 3P: 28 años.
Nota: El cálculo de la Extracción acumulada al 1 de enero de 2018 (PA_2018)se realizó de la siguiente manera:
PA_2018 = PA_2017 + Extracción en 2017.
74.1%
17.9%
2.7%2.4% 2.9%
Volumen original descubierto no comercial(mmb)
Producción Acumulada
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Volumen Original in-situ
244,916 MMb
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Recursos Prospectivos
Convencionales47%
No Convencionales
53%
Recursos Prospectivos Convencionales = 52.6
MMMbpce
Recursos Prospectivos No Convencionales = 60.2
MMMbpce
• Los Recursos Prospectivos Totales actualizados a enero de 2017 no presentaron variación respecto a su publicaciónprevia en 2014 (112.8 MMMbpce).
Cambios principales• Recursos Prospectivos No Convencionales. En 2014, los recursos asociados a la provincia Burro-Picachos formaban
parte de los reportados en la provincia Sabinas, en tanto que en 2017 están considerados en la categoría “Otros”.• Recursos Prospectivos Convencionales. Las provincias Cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo disminuyeron
5.5 y 6.0 MMMbpce en términos reales, respectivamente, comparando las cifras de 2017 contra 2014.
Recursos Totales= 112.8 MMMbpce
Fuente: 2017.- DGEEH con información de la CNH. Bases de Datos de plays convencionales y no convencionales 31 de diciembre de 2015, y, BDOETotal 2016, actualizada al 23 de enero de 2017. 2014.- Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2014 Pemex.
3.0 2.4
16.8
11.3
27.1
21.1
0.4 0.02.4 1.7 1.4 1.6 1.5
14.510.8
10.5
0.0
0.0
0.0
0.0
14.0
10.1
34.8 34.9
0.6 0.6 0.0
4.2
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017 2014 2017
Burgos Cuencas delSureste
Golfo de MéxicoProfundo
Sabinas Tampico-Misantla Veracruz Otros
Convencional No convencional
Datos actualizados a enero 2017
Burgos5% Cuencas del
Sureste21%
Golfo de México Profundo
40%Tampico-Misantla
3%
Veracruz3%
Otros28%
Burgos17%
Sabinas17%Tampico-Misantla
58%
Veracruz1%
Otros7%
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Reservas mundiales 1P
MMMb MMMMpc
Fuente: OGJ Worldwide Production Reports, Dec. 4, 2017, Resevas probadas de petróleo crudo y gas natural de México, CNH abril de 2018.
302
60
50100150200250300350
Vene
zuel
a
Arab
ia S
audi
ta*
Cana
dá Irán
Iraq
Kuw
ait*
Emira
tos Á
rabe
s…
Rusia Libi
a
Nig
eria
Esta
dos U
nido
s
Kaza
jistá
n
Chin
a
Qat
ar
Bras
il
Méx
ico
1,688
100
200400600800
1,0001,2001,4001,6001,800
Rusia Irá
n
Qat
ar
Esta
dos U
nido
s
Arab
ia S
audi
ta
Turk
men
istán
Emira
tos Á
rabe
s…
Vene
zuel
a
Nig
eria
Chin
a
Arge
lia
Iraq
Indo
nesia
Moz
ambi
que
Kaza
jistá
n
Mex
ico
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Información de Pozos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Exploración y Extracción
8,015
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000
7,500
8,000
8,500
9,000
9,500
feb.
-16
abr.-
16
jun.
-16
ago.
-16
oct.-
16
dic.
-16
feb.
-17
abr.-
17
jun.
-17
ago.
-17
oct.-
17
dic.
-17
feb.
-18
abr.-
18
jun.
-18
ago.
-18
Núm
ero
de P
ozos
Pozos Productores Operando(Incluye Privados)
Asignaciones Migraciones Rondas
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
feb.
-05
ago.
-05
feb.
-06
ago.
-06
feb.
-07
ago.
-07
feb.
-08
ago.
-08
feb.
-09
ago.
-09
feb.
-10
ago.
-10
feb.
-11
ago.
-11
feb.
-12
ago.
-12
feb.
-13
ago.
-13
feb.
-14
ago.
-14
feb.
-15
ago.
-15
feb.
-16
ago.
-16
feb.
-17
ago.
-17
feb.
-18
ago.
-18
Núm
ero
de P
ozos
Pozos Productores Operando(Incluye Privados)
Gas No Asociado Petróleo y Gas
• En agosto de 2018 había 8,015 pozos productores operando, 19.7% menos respecto al pico observado en enero de 2013 (9,989 pozos).
• Los Privados comenzaron operaciones a partir de mayo de 2016. En agosto de 2018 destaca Deustche Erdoel México con 67 pozos productores operando parapetróleo y gas asociado y Servicios Múltiples de Burgos con 301 para gas no asociado.
• Petróleos Mexicanos migró las Asignaciones de los campos Ek y Balam a un Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (CEE) en mayo de 2017con la operación de 20 pozos; al migrar las Asignaciones de los campos Santuario y El Golpe en diciembre de 2017, esa cifra alcanzó los 61 pozos productoresoperando bajo el esquema de CEE.
• De los 8,015 pozos productores operando en agosto de 2018, el 87.35% está en Asignaciones, el 6.44% en CEE derivados de Rondas de Licitación y el 6.21% enCEE resultado de una migración.
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2005.Nota: Puede existir duplicidad en el conteo de pozos productores operando en los meses que entraron en vigor los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Exploración y Extracción
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ago.
-02
ago.
-03
ago.
-04
ago.
-05
ago.
-06
ago.
-07
ago.
-08
ago.
-09
ago.
-10
ago.
-11
ago.
-12
ago.
-13
ago.
-14
ago.
-15
ago.
-16
ago.
-17
ago.
-18
Núm
ero
de P
ozos
Pozos perforados y terminados(incluye Privados)
Pozos Terminados Pozos Perforados
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
ene.
-16
feb.
-16
mar
.-16
abr.-
16m
ay.-1
6ju
n.-1
6ju
l.-16
ago.
-16
sep.
-16
oct.-
16no
v.-1
6di
c.-1
6en
e.-1
7fe
b.-1
7m
ar.-1
7ab
r.-17
may
.-17
jun.
-17
jul.-
17ag
o.-1
7se
p.-1
7oc
t.-17
nov.
-17
dic.
-17
ene.
-18
feb.
-18
mar
.-18
abr.-
18m
ay.-1
8ju
n.-1
8ju
l.-18
ago.
-18
Núm
ero
de E
quip
os
Equipos de Perforación en México(incluye Privados)
Exploración Terrestre Exploración Marina Extracción Marino Extracción Terrestre
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
feb.
-05
ago.
-05
feb.
-06
ago.
-06
feb.
-07
ago.
-07
feb.
-08
ago.
-08
feb.
-09
ago.
-09
feb.
-10
ago.
-10
feb.
-11
ago.
-11
feb.
-12
ago.
-12
feb.
-13
ago.
-13
feb.
-14
ago.
-14
feb.
-15
ago.
-15
feb.
-16
ago.
-16
feb.
-17
ago.
-17
feb.
-18
ago.
-18
Núm
ero
de E
quip
os
Equipos de Perforación (incluye Privados)
Exploración Terrestre Exploración Marina Extracción Marino Extracción Terrestre
• En septiembre de 2009, se observó el mayor número de equipos deperforación operando para la extracción y exploración de hidrocarburos(184), que al compararse con los 40 en agosto de 2018, representa unareducción del 78.26%.
• De los 40 equipos de perforación empleados en agosto de 2018, 32.50%se destinaron para la extracción terrestre, 27.50% para la extracciónmarina, 15.00% para la exploración marina y 25.00% para la exploraciónterrestre.
• Se tiene registro de que los Privados han empleado equipos deperforación a partir del último trimestre de 2016, con un máximo de 4 enjunio y agosto de 2017, en tanto que en agosto de 2018 sólo utilizaron 3(8% del total nacional).
• Las diferencias más significativas entre las actividades de perforación yterminación de pozos se observaron en noviembre de 2009 cuando seperforaron 74 pozos más de los que se terminaron, situación que sepresentó a la inversa en agosto de 2010.
• Los 16 pozos perforados y 14 pozos terminados en agosto de 2018,representan el 10% y 10% de los picos observados en diciembre de 2009(153) y agosto de 2009 (142), respectivamente.
Fuente: DGEEH con información de CNH, agosto de 2018. La información inicia en enero de 2002.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Rondas
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
RondasIndicadores de las áreas adjudicadas
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1* La extracción máxima en diferentes años por lo que no es acumulativa.
R1 38,35%
R2 50,47%
3, 3%
R3.1 16, 15%
Áreas contractuales107 áreas adjudicadas
Ronda 1 Ronda 2 Farmout Ronda3.1
• Adjudicación de 107 áreas contractuales (67% del total ofertado de la Ronda 1 licitaciones 1, 2, 3 y 4,Ronda 2 licitaciones 1, 2 , 3 y 4, Ronda 3 licitación 1 y 3 Farmout con Pemex).
• Las áreas adjudicadas se integran por 38 áreas (70%) de la Ronda 1 , 50 áreas (74%) de la Ronda 2, 16áreas (46%) de la Ronda 3.1 y 3 (3%) de Farmouts.
• Del total de áreas adjudicadas 48 (53%) son terrestres y 43 (47%) son marinas de las cuales 31 están enaguas someras y 28 en aguas profundas.
31(29%)
28(26%)
48(45%)
Distribución: Áreas adjudicadas
Aguas someras Aguas profundas Terrestres
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Rondas
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1 , 2 y 3.1
• La inversión total es de 167,355 mil millones de dólares durante el periodo de vida de los proyectos,19 veces la inversión de PEP en 2018.
• La participación total en las utilidades y en los ingresos para el Estado promedian el 74%.
• Hasta el momento se estima una generación mayor a 894 mil empleos. Ronda 125%
Migraciones4%
Asociación (Farmout)
5%
Ronda261%
Ronda 3.15%
Inversiones totales: 167,355 MMMUSD
Indicadores de las áreas adjudicadas
R1 42%
Ronda 2 34%
Migraciones7%
Farmouts 8% R3.1
9%
Empleos totales (Porcentaje)976,784 empleos
1 Cifras en revisión 2 Se estiman los primeros 15 años del proyecto
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
RondasIndicadores de las áreas adjudicadas
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos resultados de la Asociaciones y Migraciones de Pemex y las Rondas 1, 2 y 3.1
• Se tiene un total de 70 empresas operadoras en las áreas adjudicadas.
• Inició la primera asociación de Petróleos Mexicanos en el bloque Trión en aguas profundas del Golfo de México.
• Se tienen cuatro migraciones, tres con socio (Santuario-El Golpe, Misión, Ébano) y uno sin socio (Ek-Balam).
• El objetivo es acceder a tecnología de última generación y compartir riesgos.
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Plan Quinquenal de Licitaciones
Fuente: CNH y SENER Considera datos al 1 de enero de 2017 para reservas 2P y Recurso Prospectivo Nacional
PEMEX, 22,166,
19%
Adjudicado(R1, R2, R3.1 y
Farmouts)8,9038%
Por Licitar53,81548%Estado
90,667 81%
Recurso Prospectivo Nacional112,833 (MMbpce)
PEMEX13,499
80%
Adjudicado (R1, R2,R3.1 y Contratos)
1,1507%
Por Licitar2,120,13%
Estado3,27020%
Reservas 2P 16,769 (MMbpce)
PEMEX Contratos Por Licitar
• Aún están disponibles para licitar el 13% de Reservas 2P y el 48% de los Recursos Prospectivos.
Por evaluar 27,949 25%
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Prospectiva de Petróleo crudo y gas natural
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031
Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:
• Se elaboró la Prospectiva con base en laPlataforma de Extracción 2018-2023.
• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 2.6 millones de barriles diariosde petróleo crudo.
• En 2018 se estima que el 2% de la extraccióntotal de petróleo crudo sea de nuevosparticipantes.
• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de petróleo crudo de 3 MMbd.
Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)
Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017
1,964 1,988 2,059 2,111 2,257 2,429 2,569 2,678 2,723 2,772 2,827 2,905 3,032 3,166 3,252
1,983 1,827 1,670 1,615 1,663 1,716 1,863 1,834 1,781 1,737 1,699 1,734 1,780 1,780
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Escenario Máximo Escenario Mínimo
Prospectiva de extracción de petróleo crudo (Mbd)
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Prospectiva de extracción de petróleo crudo y gas natural 2017-2031
Considerando el escenario máximo se tiene losiguiente:
• La extracción promedio en el Límite Máximo2017-2031 es de 4.9 miles de millones de piescúbicos diarios de gas natural.
• En 2018 se estima que el 7% de la extraccióntotal de gas natural sea de nuevosparticipantes.
• En el 2029 se espera alcanzar la meta deExtracción de gas natural de 5.5 MMMpcd.
Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)
Fuente: Escenarios máximo y mínimo de Extracción 2017-2031, SENER con datos de Pemex Exploración y Extracción y Comisión Nacional de Hidrocarburos, 12 de diciembre de 2017
Prospectiva de extracción de gas natural sin N2 (MMpcd)
4,240 4,0304,423 4,259
4,696 4,489 4,536 4,725 5,071 5,022 5,158 5,463 5,5706,130 6,244
4,0013,300
2,852 2,757 2,852 3,0403,576 3,778 3,601 3,523 3,613 3,699 4,064 4,045
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Escenario máximo Escenario mínimo
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Anexos
Anexos
Subsecretaría de HidrocarburosDirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
La parte de imagen con el identificador de relación rId26 no se encontró en el archivo.
Anexos
• El crudo mexicano se clasifica en trestipos: Maya, Istmo y Olmeca. Estavariedad conforman lo que se conocecomo mezcla mexicana.
• El crudo pesado corresponde al tipoMaya con densidad de 22 grados API(American Petroleum Institute) y 3.3por ciento de contenido de azufre.
• El petróleo tipo Istmo es crudo ligerocon 33.6 grados API, y contenido deazufre de 1.3 por ciento.
• En el mercado el crudo tipo Olmeca essuperligero al tener una densidad de39.3 grados API y un contenido deazufre de 1.3 por ciento.