MMP expression alteration and MMP-1 production control by ...
· Inversión y costos: Inversión total 61,747 mmp (exploratoria 18,160 mmp y futuro desarrollo...
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2,564 2,693 2,781 2,7183,010
3,2513,529 3,587 3,653 3,629 3,717 3,897 4,070 4,243
4,6884,967 4,920 4,970 5,005
4,8134,612
2,810 2,777 2,887 2,885 3,0653,283
3,582 3,5413,886 3,910
4,4304,854
5,2995,091
5,6515,908 6,000 6,135
6,414 6,5316,792
246 97 125 173 84 109 151 168 282 381728
996 1,126904 1,017 1,104
1,336 1,2581,461
1,7492,209
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
mm
pcd
Gas seco para distribución PGPB Consumo nacional de gas seco Importaciones
8.2%
2.8%
44%
Tasas medias de crecimiento anual
3.3%
4.9%
3.3%
3.2%
-1.6%
20.7%
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AceiteGas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Cuenca de Veracruz (Nuevo)
Localización: Se ubica en la Planicie Costera del Golfo de México, comprende la parte central del estado de Veracruz y una porción
del estado de Oaxaca.
Campos: Está formado por 48 campos, de los cuales 34 son productores; entre los que destacan Lizamba, Cópite, Papán,
Apertura, Cocuite, Mecayucan, Arquimia y Mata Pionche.
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 1,035 mmmpc de gas y 113 mmb de aceite, en el periodo 2013-2027.
Estrategia de Exploración: Perforar 268 pozos exploratorios e incorporar una reserva media de 703 mmbpce para incorporar
recursos de aceite, gas húmedo y gas seco en plays Mioceno Superior, Medio e Inferior, Oligoceno, Eoceno, Cretácico Superior y
Medio.
Estrategia de Recuperación: Perforar 79 pozos y terminar 82 pozos de desarrollo, de los cuales 68 son pozos de gas no
asociado y 14 de aceite, así como la reparación mayor de 33 pozos, 1,200 reparaciones menores, el taponamiento de 754 pozos
Inversión y costos: Inversión 81,478 mmp. y gasto de operación 21,777 mmp.
Infraestructura y Transporte: Construcción de 29 km. de ductos para el periodo de 2013-2027.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 80 mmb, gas 3,205 mmmpc y equivalente 709 mmbpce.El mapa muestra algunos los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.
Explotación
Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012
P10 1,953 3P 231
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
P90 1,934 1P 157
P50 1,934 2P 192
Factor de recuperación 3P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a dictamen Reserva 3P 2012
11%
VariableProyecto a
dictamenReserva 3P 2012 Variación
15 17 16%
13% 13%58% 76% 76%
Producción Esperada 2013-2027
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
1,036 808 -22%
Equivalente
(mmbpce)222 179 -19%
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
20
06
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26
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30
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20
34
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38
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20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
200
400
600
800
1000
1200
20
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10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
P10 324Media 703 694
P90 1,442
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Exploración
Desarrollo
ProducciónTotal
VM Esperado*
VPI***
Fuente: DSD3 del proyecto, julio de 2012.
Exploración
Volumen y recursos prospectivos medios/1 Recursos prospectivos a evaluar(mmbpce)
Área del proyectoRecursos prospectivo Oportunidades
exploratoriasCategoria Proyecto BDOE Media
sin r iesgo con r iesgo
Veracruz 3,227 703 268
Proyecto 3,227 703 268
(mmbpce)
Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenBDOE Media Variación
Equivalente
(mmbpce)234 226 -3%
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 268 oportunidades en el proyecto Veracruz. La CNH no cuenta con el listado de las oportunidades que
se consideraron en este proyecto.
37 34 -8%
984 960 -2%
0.4 0.0 0.7
1.6 0.3 0.6
Integral
Costos por millar de pie cúbico Análisis de Sensibilidad
(dólares/mpc)
Costos BDOE Media Reservas 3P 2012 Integral (Cambio porcentual para que el proyecto deje de
ser rentable: hace el VPN = 0)
Indicadores económicos/2
Variable Unidades Antes de impuestosDespués de
impuestos
0.4 0.7 0.5
2.4 1.0 1.8
VME/VPI pesos/pesos 1.78 0.49
B/C** USD/bpce 2.42 1.19
mmpesos 67,625 18,722
mmpesos 37,896 37,896
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 79.81 USD/barril; Precio del gas: 5.3 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013.
-82% -80%
-59%
-28%
142%
39%
Antes de impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
0
2
4
6
8
10
12
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13
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20
27
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31
20
33
20
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20
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47
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20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
50
100
150
200
250
300
350
400
20
13
20
15
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31
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33
20
35
20
37
20
39
20
41
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20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
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20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
20
06
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07
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08
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09
20
10
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13
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14
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17
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26
20
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28
20
29
20
30
Producción de aceite
(mbd)
Observado Explotacion Exploración
0
200
400
600
800
1000
1200
20
06
20
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09
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10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
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17
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18
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19
20
20
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21
20
22
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23
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25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
Producción de gas
(mmpcd)
Observado Explotacion Exploración
P10
Media 565
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 2.2
Futuro desarrollo 8.2
Producción 1.3
Total 11.7
*pce: petróleo crudo equivalente
Fuente: DSD1 del proyecto, PEP, mayo de 2012.
BDOEsin riesgo con riesgo
Alosa
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, en la plataforma continental, frente a la costa del
estado de Veracruz; cubre una superficie de 8,726 km2, entre la línea de costa y la isobata de 500 m. Al norte limita con
los proyectos Lebranche y Holok, al sur y al occidente con el proyecto Llave y al este con el proyecto Uchukil.
Áreas del proyecto: Alosa.
Objetivo: Identificar y evaluar el potencial de hidrocarburos a nivel play generando subáreas prospectivas, que
permitan la identificación de nuevas oportunidades exploratorias con un volumen que varía de 163 mmbpce en el
percentil 10 a 1,412 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 580 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 38 pozos exploratorios, realizar 44 estudios geológicos y 2 geofísicos, y la
adquisición de 7,000 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 61,747 mmp (exploratoria 18,160 mmp y futuro desarrollo 43,587 mmp). Costo
de producción 9,448 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
Área del
proyecto
Recursos prospectivos Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Alosa 3,440 890 37163
580
Área del
proyectoGeológico Comercial
Proyecto 3,440 890 37 1,412
Probabilidad de Éxito
(%)
BDOE Mediammpesos 19,254 19,254
Alosa 14 - 25
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Costos por barril de pce* (dólares por barril de pce*)
mmpesos 26,179 6,856Variable Proyecto
B/C** USD/bpce 2.26 1.17 6.0
VME/VPI pesos/pesos 1.36 0.36 2.5
/3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
1.3
9.9
Elaboración propia con información del proyecto enviado
a dictamen y BDOE.
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 37 oportunidades en el proyecto Alosa. La CNH no cuenta con el listado de las oportunidades que se consideraron
en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Gas húmedo y seco de 5.71 y 4.79 usd/mpc respectivamente; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de
2012; Año base de los indicadores: 2013.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
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27
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29
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20
33
20
35
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37
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20
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20
43
20
45
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47
20
49
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51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
100
200
300
400
500
600
20
13
20
15
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20
25
20
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51
20
53
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20
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20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 3,065
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 2.1
Futuro desarrollo 7.8
Producción 1.3
Total 11.3
*pce: petróleo crudo equivalente
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012.
BDOEsin riesgo con riesgo
Chalabil
Localización: Se ubica en la plataforma continental dentro de la zona económica exclusiva del Golfo de México,
frente al litoral centro-oriental de los estados de Tabasco y occidental de Campeche; entre la línea de costa y la
isobata de 500 m. Cubre una superficie de 10,612 km2.
Áreas del proyecto: Chalabil.
Objetivo: El proyecto se encuentra en la etapa de definición y su objetivo es la incorporación de reservas de
hidrocarburos en rocas del Mesozoico y Terciario con un volumen que varía de 2,089 mmbpce en el percentil 10 a
4,273 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 3,074 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 97 pozos exploratorios en un período de 17 años (2013-2029), incluyendo 5
pozos delimitadores, realizar 121 estudios geológicos y la adquisición de 5,992 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 311,801 mmp (exploratoria 101,567 mmp y futuro desarrollo 210,234 mmp).
Costo de producción 48,200 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
Área del
proyecto
Recursos prospectivos Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Chalabil 6,713 3,380 972,089
3,074
Área del
proyectoGeológico Comercial
Proyecto 6,713 3,380 97 4,273
Probabilidad de Éxito/4
(%)
BDOE Mediammpesos 103,655 103,655
Chalabil 46 42
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Costos por barril de pce* (dólares por barril de pce*)
mmpesos 312,905 38,732Variable Proyecto
B/C** USD/bpce 3.81 1.10 5.7
VME/VPI pesos/pesos 3.02 0.37 2.8
/3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones./4 Información del DSD1 de proyecto.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
1.3
9.8
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 97 oportunidades en el proyecto Chalabil. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Pesado: 81.81 usd/barril; Gas húmedo: 5.71 usd/mpc; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76
pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
20
13
20
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17
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20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 4,375
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 1.4
Futuro desarrollo 5.0
Producción 3.2
Total 9.6
*pce: petróleo crudo equivalente
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012.
BDOEsin riesgo con riesgo
Comalcalco
Localización: Se ubica en el sureste de la República Mexicana dentro de la Planicie Costera del Golfo de México y
frente al norte de la Sierra de Chiapas. Limita al norte con el Golfo de México; al sur con la porción centro-sur del
Estado de Chiapas; al este con la región oriental de los estados de Tabasco y Chiapas; y, al oeste con la zona
occidental del Estado de Tabasco y oriental del Estado de Veracruz. Colinda con los proyectos Pakal hacia el este y
Cuichapa al oeste. Cubre una superficie total de 17,163 km2.
Áreas del proyecto: Mezcalapa y Grijalva.
Objetivo: Caracterizar y delimitar los yacimientos descubiertos, mediante el análisis de datos e información geológica-
geofísica proveniente de los resultados de la perforación y las pruebas de pozos de delimitación, a fin de incorporar un
volumen de reservas que varía de 2,575 mmbpce en el percentil 10 a 7,273 mmbpce en el percentil 90; con un valor
medio de 4,422 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 220 pozos exploratorios en un período de 18 años (2013-2030), incluyendo 7
pozos delimitadores; realizar 35 estudios geológicos y geofísicos; y la adquisición de 5,477 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 258,646 mmp (exploratoria 83,330 mmp y futuro desarrollo 175,316 mmp).
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
Área del
proyecto
Recursos prospectivos Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Comalcalco 13,809 4,422 2192,575
4,422
Área del
proyectoGeológico Comercial
Proyecto 13,809 4,422 219 7,237
Probabilidad de Éxito/4
(%)
BDOE Mediammpesos 93,103 93,103
Comalcalco 9 - 54 8 - 52
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Costos por barril de pce* (dólares por barril de pce*)
mmpesos 746,675 260,295Variable Proyecto
B/C** USD/bpce 6.73 1.42 3.6
VME/VPI pesos/pesos 8.02 2.80 1.7
/3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones./4
Información del DSD1 de proyecto.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
3.2
8.5
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 219 oportunidades en el proyecto Comalcalco. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo: 5.71 usd/mpc; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de
descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
200
400
600
800
1,000
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 1,266
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 1.5
Futuro desarrollo 4.9
Producción 3.2
Total 9.6
*pce: petróleo crudo equivalente
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012.
BDOEsin riesgo con riesgo
Cuichapa
Localización: Se ubica en el sureste de México, cubre la parte sureste del Estado de Veracruz y oeste del Estado de
Tabasco y hacia su parte suroeste abarca una porción del Estado de Oaxaca. Se localiza en la Planicie Costera del
Golfo de México.
Áreas del proyecto: Cuichapa.
Objetivo: Incorporar reservas de alta productividad, en carbonatos dolomitizados y fracturados asociados a la
tectónica salina del Mesozoico y dar certidumbre a los recursos prospectivos de los plays Terciarios subsalinos, en la
Cuenca Salina del Istmo. Con un volumen que varía de 514 mmbpce en el percentil 10 a 2,952 mmbpce en el percentil
90; con un valor medio de 1,293 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 82 pozos exploratorios en un período de 18 años (2013-2030), incluyendo 3
pozos delimitadores; la realización de 39 estudios geológicos; y la adquisición de 8,376 km2 de sísmica 3D y 780 km
de sísmica 2D.
Inversión y costos: Inversión total 89,912 mmp (exploratoria 36,870 mmp y futuro desarrollo 53,042 mmp). Costo
de producción 50,023 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)Área del
proyecto
Recursos prospectivos Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Cuichapa 5,766 1,293 82514
1,293
Área del
proyectoGeológico Comercial
Proyecto 5,766 1,293 82 2,952
Probabilidad de Éxito/4
(%)
BDOE Mediammpesos 30,220 30,220
Cuichapa 14 - 50 12 - 45
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Costos por barril de pce* (dólares por barril de pce*)
mmpesos 199,688 54,101Variable Proyecto
B/C** USD/bpce 5.99 1.29 3.4
VME/VPI pesos/pesos 6.61 1.79 2.3
/3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones./4
Información del DSD1 de proyecto.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
3.2
8.9
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 82 oportunidades en el proyecto Cuichapa. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo: 5.71 usd/mpc; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de
descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
50
100
150
200
250
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 3,264
P90
sep-12
Kanan 8 - 22
Nox-Hux 10 - 27
Temoa 10 - 17
Proyecto Han 8 - 27
VM Esperado*
VPI***
Exploración 4.2
Futuro desarrollo 14.5
Producción 5.4
Total 24.2
Fuente: DSD1 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
Han
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, limita con los Proyectos Tepal y Holok, al norte y
suroeste, respectivamente, del Activo de Exploración Aguas Profundas Sur, al noroeste con el Sector Pulhman del
Activo de Exploración Aguas Profundas Norte, al Sur con los Proyectos Uchukil y Chalabil y al este con el Proyecto
Campeche Oriente, los tres del Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino. Su límite sur y oriente es la isobata
de 500 m. El proyecto comprende un área de 73,581 km2.
Áreas del proyecto: Kanan, Nox-Hux y Temoa.
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero para incorporar reservas en la porción sur del Golfo de México Profundo con
un volumen que varía de 909 mmbpce en el percentil 10 a 9,302 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de
3,293 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 70 pozos exploratorios en un período de 15 años (2013-2027), realizar 156
estudios geológicos y la adquisición de 4,000 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 581,026 mmp (exploratoria 174,455 mmp y futuro desarrollo 406,571 mmp).
Costo de producción 217,418 mmp.
Recursos prospectivos medios/3
Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
909
3,293
Área del
proyecto
Recursos prospectivos Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Han 46,510 2,895 70
Proyecto 46,510 2,895 70 9,302
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
10 - 23
11 - 36
Indicadores económicos/2 11 - 25
mmpesos 118,202 6,180 Costos por barril de pce*mmpesos 121,232 121,232 (dólares por barril de pce*)
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
4.4
10.2
5.4
20.0
BDOE MediaB/C** USD/bpce 1.85 1.02
VME/VPI pesos/pesos
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 70 oportunidades en el proyecto Han. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Pesado: de 81.81 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo y seco de 5.71 y 4.79 usd/mpc respectivamente; Condensado:
88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
0.97 0.05Variable Proyecto
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
100
200
300
400
500
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 1,500
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 2.8
Futuro desarrollo 12.4
Producción 5.4
Total 20.6
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
HolokLocalización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, limita al norte con los proyectos exploratorios en
aguas profundas Tlancanan y Pulhman, al noroeste con Lebranche, al suroeste con Alosa y al este limita con el
proyecto Han. Este proyecto tiene tirantes de agua oscilan entre los 500 y 3,000 metros y comprende un área de
30,840 km2.
Áreas del proyecto: Ayikal y Lipax.
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero para incorporar reservas en la porción sur del Golfo de México Profundo con
un volumen que varía de 694 mmbpce en el percentil 10 a 2,946 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de
1,704 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 24 pozos exploratorios en un período de 15 años (2013-2027), la realización
de 70 estudios geológicos, y 13 estudios metoceánicos.
Inversión y costos: Inversión total 274,805 mmp (exploratoria 62,465 mmp y futuro desarrollo 212,340 mmp).
Costo de producción 123,127 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
694
1,704
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Holok 12,545 1,716 22
Proyecto 12,545 1,716 22 2,946
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
Holok 13 - 61 12 - 57
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestosmmpesos 80,849 32,199 Costos por barril de pce*mmpesos 80,931 80,931 (dólares por barril de pce*)
Proyecto BDOE MediaB/C** USD/bpce 1.82 1.22
VME/VPI pesos/pesos 1.00 0.40Variable
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 22 oportunidades en el proyecto Holok. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Pesado: de 81.81 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo y seco de 5.71 y 4.79 usd/mpc respectivamente; Condensado:
88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
2.8
9.4
5.4
17.6
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
200
400
600
800
1,000
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 771
P90
sep-12
Trucha 2 - 39Chucumite 2 - 53
Lebranche 2 - 53
VM Esperado*
VPI***
Exploración 3.1
Futuro desarrollo 8.5
Producción 1.3
Total 13.0
Fuente: DSD1 y DSD2 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
Lebranche
Localización: Se ubica en la plataforma continental del Golfo de México frente a la costa de los estados de
Tamaulipas y Veracruz. Está limitado al oeste por la línea de costa, al este por la isóbata de 500 metros, al norte por el
Proyecto Melva y al sur por el Proyecto Alosa. Cubre una superficie de 21,445 km2.
Áreas del proyecto: Trucha y Chucurrite
Objetivo: Caracterizar y delimitar los yacimientos descubiertos, mediante el análisis de datos e información geológica-
geofísica de los resultados de la perforación y pruebas de pozos de delimitación, a fin de maximizar la estrategia de
explotación, con un volumen que varía de 267 mmbpce en el percentil 10 a 1,781 mmbpce en el percentil 90; con un
valor medio de 783 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 65 pozos exploratorios en un período de 15 años (2013-2027), realizar 47
estudios geológicos y la adquisición de 1,300 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 82,033 mmp (exploratoria 31,813 mmp y futuro desarrollo 50,200 mmp). Costo
de producción 12,333 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
267
783
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Lebranche 5,632 1,800 65
Proyecto 5,632 1,800 65 1,781
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
11 - 4212 - 49
Indicadores económicos/2 11 - 49
mmpesos 78,410 10,777 Costos por barril de pce*mmpesos 24,191 24,191 (dólares por barril de pce*)
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
3.4
5.3
1.3
10.0
BDOE MediaB/C** USD/bpce 4.03 1.12
VME/VPI pesos/pesos
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 65 oportunidades en el proyecto Lebranche. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo 5.71 ; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento:
12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
3.24 0.45Variable Proyecto
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 226
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 1.1
Futuro desarrollo 5.9
Producción 2.0
Total 8.9
Fuente: DSD1 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
Oyamel
Localización: Se ubica en la planicie costera del Golfo de México, en la porción sur de la Cuenca de Burgos. Está
limitado al norte por el Activo Integral Burgos, al este por la línea de costa del estado de Tamaulipas, al oeste por la
Sierra de Tamaulipas y al sur por el Proyecto Magozal. Cubre una superficie de 8,876 km2.
Áreas del proyecto: Oyamel.
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero en rocas del Mesozoico y Terciario, con un volumen que varía de 60 mmbpce
en el percentil 10 a 581 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 233 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 67 pozos exploratorios en un período de 18 años (2013-2030), realizar 47
estudios geológicos y la adquisición de 900 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 16,767 mmp (exploratoria 3,570 mmp y futuro desarrollo 13,197 mmp). Costo
de producción 5,421 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
60
233
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Oyamel 704 228 67
Proyecto 704 228 67 581
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
Oyamel 13 - 38 9- 29
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestosmmpesos 11,834 3,170 Costos por barril de pce*mmpesos 4,103 4,103 (dólares por barril de pce*)
Proyecto BDOE MediaB/C** USD/bpce 3.36 1.23
VME/VPI pesos/pesos 2.88 0.77Variable
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 67 oportunidades en el proyecto Oyamel. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Gas húmedo 5.71 usd/mpc; Gas seco: 4.79 usd/mpc Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento:
12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
1.3
4.8
2.0
8.1
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 923
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 1.8
Futuro desarrollo 7.1
Producción 2.9
Total 11.8
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
Pakal
Localización: Se ubica en el sureste de la República Mexicana, en la Planicie Costera del Golfo de México, cubriendo la
parte centro y sureste de Tabasco, la porción suroeste de Campeche y norte de Chiapas. Se encuentra limitado al
norte por el Golfo de México, al sur por el estado de Chiapas, al sureste por la República de Guatemala, y al este por el
estado de Campeche. Tiene una superficie de 28,101 km2.
Áreas del proyecto: Pakal.
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero para extender las áreas productivas y probar los plays hipotéticos
mesozoicos en la Cuenca de Macuspana, en la Plataforma de Yucatán y los carbonatos plegados de la Sierra de
Chiapas, con un volumen que varía de 328 mmbpce en el percentil 10 a 2,193 mmbpce en el percentil 90; con un valor
medio de 934 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 59 pozos exploratorios en un período de 18 años (2013-2030), realizar 35
estudios geológicos y la adquisición 2,960 km de sísmica 2D y 9,460 km2 de sísmica 3D y 16,000 km2 de un estudio
de Gradiometría Gravimétrica.
Inversión y costos: Inversión total 82,413 mmp (exploratoria 31,675 mmp y futuro desarrollo 50,738 mmp). Costo
Recursos prospectivos medios/3
Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
328
934
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Pakal 4,971 934 67
Proyecto 4,971 934 67 2,193
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
Pakal 8 - 33 7 - 32
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestosmmpesos 83,790 24,563 Costos por barril de pce*mmpesos 23,187 23,187 (dólares por barril de pce*)
Proyecto BDOE MediaB/C** USD/bpce 4.04 1.28
VME/VPI pesos/pesos 3.61 1.06Variable
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 58 oportunidades en el proyecto Pakal. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Pesado: de 81.81 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo y seco de 5.71 y 4.79 usd/mpc respectivamente; Condensado:
88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
3.3
5.4
2.9
11.6
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
50
100
150
200
250
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 1,357
P90
sep-12
Jaca-Patini 8
Nancan 7
Quizini 5
Tlancanan 5 - 8
VM Esperado*
VPI***
Exploración 3.7
Futuro desarrollo 12.9
Producción 5.4
Total 22.1
Fuente: DSD1 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
TlancananLocalización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, limita: al norte con el paralelo 23.75° de latitud
norte que lo separa del proyecto Área Perdido, al este; con las áreas Quimera y Sable del proyecto de inversión
Pulhman, al oeste; con la isobata de 500 m. que lo separa del proyecto Lebranche, y al sur con el paralelo 20.50° de
latitud norte que lo separa del proyecto Holok. Tiene una superficie de 41,155 km2.
Áreas del proyecto: Jaca-Patini, Nancan y Quizini.
Objetivo: Evaluar el potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México (tirantes de agua entre 500 m y
2,700 m), con un volumen que varía de 263 mmbpce en el percentil 10 a 3,916 mmbpce en el percentil 90; con un
valor medio de 1,422 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 27 pozos exploratorios en un período de 15 años (2013-2027), realizar 67
estudios geológicos y la adquisición de 10,500 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 227,790 mmp (exploratoria 69,683 mmp y futuro desarrollo 158,107 mmp).
Costo de producción 94,423 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
263
1,422
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Tlancanan 31,054 4,627 26
Proyecto 31,054 4,627 26 3,916
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestos
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
17
15
Indicadores económicos/2 14
14 - 17
mmpesos 38,460 7,433 Costos por barril de pce*mmpesos 43,676 43,676 (dólares por barril de pce*)
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
4.0
9.1
5.4
18.6
BDOE MediaB/C** USD/bpce 1.76 1.09
VME/VPI pesos/pesos
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 26 oportunidades en el proyecto Tlancanan. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Pesado: de 81.81 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo y seco de 5.71 y 4.79 usd/mpc respectivamente; Condensado:
88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
0.88 0.17Variable Proyecto
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
P10
Media 1,780
P90
sep-12
VM Esperado*
VPI***
Exploración 2.1
Futuro desarrollo 8.0
Producción 1.3
Total 11.3
Fuente: DSD1, DSD2 y DSD3 del proyecto, PEP, mayo de 2012. *pce: petróleo crudo equivalente
BDOEsin riesgo con riesgo
UchukilLocalización: Se ubica en el sureste de México, en aguas territoriales del Golfo de México, frente a la costa de los
estados de Veracruz y Tabasco. Está limitado al norte por la isobata de 500 metros, que colinda con el proyecto Han,
al este por el proyecto Chalabil, al sur por la línea de costa de los estados de Veracruz y Tabasco, y al oeste por el
proyecto Alosa. Cubre una superficie de 10,882 km2.
Áreas del proyecto: Tucoo-Xaxamani y Amoca-Yaxche.
Objetivo: Caracterizar y delimitar los yacimientos descubiertos, mediante el análisis de datos e información geológica-
geofísica, con un volumen que varía de 938 mmbpce en el percentil 10 a 3,050 mmbpce en el percentil 90; con un valor
medio de 1,790 mmbpce.
Estrategia de Exploración: Perforar 72 pozos exploratorios en un período de 15 años (2013-2027), realizar 119
estudios geológicos, 58 estudios geofísicos-geotécnicos y la adquisición de 7,093 km2 de sísmica 3D.
Inversión y costos: Inversión total 180,084 mmp (exploratoria 52,335 mmp y futuro desarrollo 127,749 mmp).
Costo de producción 28,257 mmp.
Recursos prospectivos medios/3 Recursos prospectivos a evaluar
(mmbpce) (mmbpce)
938
1,790
Área del
proyecto
Recursos prospectivo Oportunidades
exploratorias1/ Categoria Proyecto
Uchukil 5,222 1,728 72
Proyecto 5,222 1,728 72 3,050
Probabilidad de Éxito
(%)Área del
proyectoGeológico Comercial
Uchukil 11 - 58 4 - 56
Indicadores económicos/2
Variable UnidadesAntes de
impuestos
Después de
impuestosmmpesos 204,299 20,271 Costos por barril de pce*mmpesos 63,582 63,582 (dólares por barril de pce*)
Proyecto BDOE MediaB/C** USD/bpce 4.01 1.08
VME/VPI pesos/pesos 3.21 0.32Variable
/1 Los datos del proyecto se comparan con la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE III 2011). En esta base se identificaron 72 oportunidades en el proyecto Uchukil. La CNH no cuenta con el listado de las
oportunidades que se consideraron en este proyecto./2 En el DSD1, PEP utilizó las siguientes premisas: Precio aceite ligero: 91.58 usd/barril; Súper ligero: 95.93 usd/barril; Gas húmedo: 5.71 usd/mpc; Condensado: 88.87 usd/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/usd; Tasa de
descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013./3 Los recursos prospectivos con riesgo y sin riesgo corresponden a dos estimaciones.
*VM Esperado: cálculo del Valor Monetario, 2013-2061;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre VP de los Ingresos y
VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
2.4
5.9
1.3
9.7
Elaboración propia con información del proyecto
enviado a dictamen y BDOE.
0
50
100
150
200
250
300
2011
2014
2017
2020
2023
2026
2029
2032
2035
2038
2041
2044
2047
2050
2053
2056
2059
2062
2065
2068
2071
2074
Producción de aceite (mbd)
Proyecto
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
200.0
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de aceite
(mbd)
Proyecto BDOE
0
20
40
60
80
100
120
140
160
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
20
41
20
43
20
45
20
47
20
49
20
51
20
53
20
55
20
57
20
59
20
61
Producción de gas
(mmpcd)
Proyecto BDOE
VPN Esperado* 103,575 11,473
VPI*** 25,484 25,484VPN/VPI 4.06 0.45
B/C** 4.18 1.09
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, julio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 86.36 USD/barril; Precio del gas: 6.65 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los
indicadores: 2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
4.2 3.8 -11%
18.3 5.8 215%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
14.0 2.0 -85%
Equivalente
(mmbpce)222 220 -1%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/barril)
159 172 8%
319 244 -23%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje
de ser rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
21% 36% 36% Análisis de Sensibilidad26% 44% 39%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2034;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del
cociente entre VP de los Ingresos y VP de los
Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P50 1,527 2P 273P10 1,634 3P 317
Antes de
impuest
Después de
impuestosP90 1,527 1P 179
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Ixtal - Manik (Nuevo)El proyecto Ixtal-Manik se crea en 2013, a partir de la descomposición el Proyecto Estratégico de Gas (PEG) para mejorar la administracion y ejecución de los
proyectos.
Localización: Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México en tirantes de agua comprendidos entre 70 y 80 m.
frente a las costas de los estados de Tabasco y Campeche; aproximadamente a 140 km. al Noreste de la Terminal
Marítima de Dos Bocas en Paraíso, Tabasco, y a 95 km. al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche.
Campos: Ixtal y Manik.
Objetivo: Recuperar las reservas remanentes 2P de 169 millones de barriles de aceite y 342 miles de millones de pies
cúbicos de gas, en el periodo 2013-2034.
Estrategia de Recuperación: Perforar 7 pozos de desarrollo y 2 pozos inyectores, realizar 7 reparaciones mayores,
16 reparaciones menores y 70 estimulaciones.
Inversión y costos: Inversión 42,566 mmp. (estratégica 17,923 mmp. y operacional 24,643 mmp.) y gasto de
operación 12,854 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción e instalación de una estructura marina, una estructura adosada y 1
gasoducto.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 212 mmb, gas 409 mmmpc y equivalente 296 mmbpce.El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.
Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
50
100
150
200
250
300
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-88%
-38% -76%
-26%
318%
35%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 216,473 20,920
VPI*** 45,636 45,636VPN/VPI 4.74 0.46
B/C** 3.90 1.08
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, agosto de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 85.24 USD/barril; Precio del gas: 5.97 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
5.5 11.5 111%
13.5 12.6 7%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
8.0 1.0 -87%
Equivalente
(mmbpce)574 604 5%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/barril)
384 423 10%
950 906 -5%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
32% 37% 44% Análisis de Sensibilidad40% 56% 62%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2050;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a Reserva 2P 2012
P50 11,238 2P 1,579P10 11,939 3P 1,708
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 10,736 1P 1,310
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Antonio J. Bermúdez (Modificación sustantiva)A partir de 2013, el proyecto Antonio J. Bermúdez sólo abarca las áreas en explotación Antonio J. Bermúdez y Samaria Somero; el área Ogarrio-Magallanes forma un
proyecto nuevo.
Localización: Se ubica en la parte sureste de la República Mexicana, a 20 km al noreste de la ciudad de Villahermosa, en los
municipios Cunduacán y Centro en el estado de Tabasco.
Campos: Carrizo, Cunduacán, Íride, Oxiacaque, Platanal y Samaria.
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 483 millones de barriles de aceite y 1,622 miles de millones de pies cúbicos de
gas, en el periodo 2013-2050,
Estrategia de Recuperación: Perforar 188 pozos (siendo 26 de ellos no convencionales), realizar 496 reparaciones mayores,
1,931 reparaciones menores.
Inversión y costos: Inversión 82,314 mmp. (estratégica 34,458 mmp. y operacional 47,856 mmp.) y gasto de operación
56,396 mmp.
Transporte: Contempla la ampliación de un cabezal y la construcción de 14 cabezales nuevos, así como la construcción de 19
oleogasoductos y 136 líneas de descarga (LDD)
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 2,867 mmb, gas 4,241 mmmpc y equivalente 3,792 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.
Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
0.0
50.0
100.0
150.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
50
100
150
200
250
300
350
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-88%
-34% -74%
-22%
290%
28%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 350,909 52,250
VPI*** 76,507 76,507VPN/VPI 4.59 0.68
B/C** 4.62 1.13
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 94.48 USD/barril; Precio del gas: 6.76 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
4.2 4.0 -4%
17.2 9.3 84%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
12.9 5.3 -59%
Equivalente
(mmbpce)743 710 -4%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/barril)
436 414 -5%
1,536 1,480 -4%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
23% 38% 37% Análisis de Sensibilidad25% 46% 45%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2037;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P50 4,558 2P 845P10 6,735 3P 1,436
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 3,868 1P 562
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Crudo Ligero Marino (Modificación sustantiva)A partir de 2013, el proyecto Crudo Ligero Marino sólo tiene componente de explotación, y ya no forma parte del Programa Estratégico de Gas (PEG). Actualmente
abarca también al proyecto Och-Uech-Kax, además ya no incluye a Tsimín y Xux que forman un proyecto nuevo.
Localización: Se ubica en la plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y
Campeche, aproximadamente a 75 kilómetros al Noroeste de la Terminal Marítima Dos Bocas, Tabasco.
Campos: Sinan, May, Bolontiku, Kab, Yum, Citam, Mison, Nak, Ichalkil, Och, Uech y Kax.
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 442 millones de barriles de aceite y 1,551 miles de millones de pies cúbicos de
gas, en el periodo 2013-2037
Estrategia de Recuperación: Perforar 31 pozos, y realizar 5 reparaciones mayores así como la implementación de procesos de
recuperación secundaria por la inyección de gas y agua en el campo May, y la inyección de agua en el campo Bolontiku. También
considera el empleo de sistemas artificiales de producción para los pozos del campo Ichalkil y el flujo natural para los demás
campos.
Inversión y costos: Inversión 124,238 mmp (estratégica 52,725 mmp. y operacional 71,513 mmp.) y gasto de operación
40,589 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción de 9 estructuras, instalación de un árbol submarino, construcción de 96 km. de
ductos.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 646 mmb, gas 1,585 mmmpc y equivalente 963 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
100
200
300
400
500
600
700
800
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-99%
-55% -78% -34%
362%
51%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 102,031 8,590
VPI*** 19,599 19,599VPN/VPI 5.21 0.44
B/C** 3.57 1.06
AceiteGas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, octubre de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 94.3 USD/barril; Precio del gas: 5.1 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
8.1 9.9 21%
15.5 11.5 34%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
7.4 1.7 -77%
Equivalente
(mmbpce)280 260 -7%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/barril)
134 123 -8%
729 680 -7%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
32% 34% 34% Análisis de Sensibilidad49% 53% 53%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2045;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P50 9,501 2P 341P10 9,736 3P 452
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 9,206 1P 271
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Cactus - Sitio Grande (Modificación sustantiva)A partir de 2013, se plantea una nueva estrategia orientada a incrementar los niveles de producción y el factor de recuperación.
Actualmente, agrupa a los proyectos anteriores Carmito-Artesa, San Manuel y Cactus-Sitio-Grande.
Localización: Se ubica a 32 kilómetros al Suroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, en la porción Norte del Estado de
Chiapas. Se encuentra limitado al Norte por la Planicie Costera del Golfo de México, al Sur por la Sierra de Chiapas y al Este y
Oeste por la zona del frente de la Sierra de Chiapas.
Campos: Está formado por 29 campos, entre los que destacan Cactus, Teotleco, Juspí, Sitio Grande, Muspac, Catedral, Sunuapa,
Gaucho y Artesa
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 139 millones de barriles de aceite y 842 miles de millones de pies cúbicos de
gas, en el periodo 2013-2045
Estrategia de Recuperación: Perforar 19 pozos de desarrollo, realizar 38 reparaciones mayores, 53 reparaciones menores, 180
taponamientos.
Inversión y costos: Inversión 28,930 mmp (estratégica 14,149 mmp. y operacional 14,781 mmp.) y gasto de operación 31,999
mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción del tanque deshidratador y planta de inyección de agua en las baterías Artesa y
Cactus II, la optimización de la planta de inyección de agua en batería Sunuapa y el reacondicionamiento de dos separadores para
alta presión en batería Cactus I, así como la construcción de oleoductos, gasoleoductos, gasoductos y líneas de descarga.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,737 mmb, gas 9,571 mmmpc y equivalente 3,664 mmbpce.El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente. Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
50
100
150
200
250
300
350
400
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
-93%
-31% -72%
-18%
257%
22%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 166,341 17,644
VPI*** 29,997 29,997VPN/VPI 5.55 0.59
B/C** 4.27 1.09
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 91.6 USD/barril; Precio del gas: 5.8 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
7.3 9.7 34%
19.2 13.0 48%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
11.9 3.3 -72%
Equivalente
(mmbpce)325 265 -19%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/barril)
257 206 -20%
339 293 -13%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
26% 30% 29% Análisis de Sensibilidad35% 40% 39%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2060;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P50 8,363 2P 327P10 8,489 3P 421
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 8,149 1P 293
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Ogarrio - Sánchez Magallanes (Nuevo)Los campos que conforman este proyecto formaban parte del proyecto de explotación Complejo Antonio J. Bermúdez.
Localización: Se ubica entre los límites de los estados de Veracruz y Tabasco. Se limita al norte por el Golfo de México, al sur
por los plegamientos de la Sierra de Chiapas, al oeste por la cuenca terciaria de Veracruz y al este por la cuenca terciaria de
Comalcalco. El área que comprende el Proyecto de Explotación es de 10,820 km2.
Campos: Ogarrio, San Ramón, Sánchez Magallanes, Cinco Presidentes, Rodador, Blasillo, Guaricho, Rabasa, Nelash, Tiumut,
Lacamango, Cerro Nanchital, Otates, La Central, Bacal, Los Soldados, Arroyo Prieto, Moloacán, Cuichapa, Brillante, entre
otros.
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 292 millones de barriles de aceite y 381.4 miles de millones de pies
cúbicos de gas, en el periodo 2013-2060.
Estrategia de Recuperación: P erforar 129 pozos de desarrollo, realizar 1,319 reparaciones mayores, que permitirá
incrementar el factor de recuperación de los campos, así como conversión de pozos a inyectores de agua y 277 reparaciones
menores.
Inversión y costos: Inversión 56,080 mmp. (estratégica 33,336 mmp. y operacional 22,744 mmp.) y gasto de operación
34,136 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción de la infraestructura necesaria para la explotación de los campos Rabasa,
Guaricho y Brillante, así como actividades necesarias para la eficiente operación de las instalaciones de producción e
infraestructura general (23 instalaciones, 5 oleoductos, 14 oleo gasoductos y 3 gasoductos.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 1,815 mmb, gas 2,221 mmmpc y equivalente 2,242 mmbpce.
El mapa muestra algunos de los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.Indicadores Económicos/1Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
20
40
60
80
100
120
140
160
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P -83% -35%
-77% -26%
327%
35%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 14,688 97
VPI*** 4,903 4,903VPN/VPI 3.00 0.02
B/C** 2.53 1.00
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, mayo de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 96.3 USD/barril; Precio del gas: 4.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
1.6 1.2 -28%
3.3 1.8 87%
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 3P 2012** Variación
1.7 0.6 -65%
Equivalente
(mmbpce)70 72 2%
Costos por millar de pie cúbico(dólares/mpc)
10 9 -9%
300 312 4%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 3P 2012 Variación
18% 23% 22% Análisis de Sensibilidad74% 78% 79%
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2034;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 3P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 3P 2012
P50 1,781 2P 81P10 1,793 3P 86
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 1,705 1P 54
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Cuenca de Macuspana (Nuevo)A partir de 2013, el proyecto Macuspana sólo tiene componente de explotación, y ya no forma parte del Programa Estratégico de Gas (PEG).
Localización: Se ubica en la porción este de Tabasco, oeste de Campeche y norte de Chiapas, formando parte de la Planicie
Costera del Golfo. Comprende los municipios de Macuspana, Jalapa, Jonuta, Centla y Centro del estado de Tabasco; así como
parte del municipio de Ciudad del Carmen del estado de Campeche y parte de los municipios Catazajá, Palenque, Salto del Agua,
Tila, Sabanilla, Tumbal, Huitiupan, Chilón, Yajalón y La Libertad en el estado de Chiapas.
Campos: Cafeto, Cobo, Narváez, Shishito, Tepetitán, Vernet y Viche, así como por veintinueve campos menores.
Objetivo: Alcanzar una producción acumulada de 10.3 millones de barriles de aceite y 301 mil millones de pies cúbicos de gas,
en el periodo 2013-2034.
Estrategia de Recuperación: Perforar 24 pozos no convencionales, realizar 47 reparaciones mayores y 70 reparaciones
menores
Inversión y costos: Inversión 6,378 mmp. (estratégica 2,571 mmp. y operacional 3,807 mmp.) y gasto de operación 6,267
mmp.
Infraestructura y transporte: Instalación de sistemas modulares de compresión y la construcción y simplificación de
instalaciones superficiales.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 36 mmb, gas 5,784 mmmpc y equivalente 1,166 mmbpce.El mapa muestra algunos los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos
/1
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
50
100
150
200
250
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
-107%
-3%
-61%
-1%
153%
1%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
VPN Esperado* 682,203 42,687
VPI*** 174,729 174,729VPN/VPI 3.94 0.24
AceiteGas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: Proyecto presentado a dictamen en febrero de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: entre 76.15 y 90.23 USD/barril dependiendo del campo;Precio del gas: entre 3.15 y 6.92 USD/mpc dependiendo del campo; Tipo de cambio: 13.57
pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores: 2013.
13.5 3.8 -72%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
11.1 8.2 -27%
24.6 11.9 106%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
(dólares/barril)
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
938 1,022 9%
Equivalente
(mmbpce)1,780 2,036 14%
1,593 1,831 15%
39% 43% 47%44% 50% 53%
Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH. *VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2027;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor ObservadoEsperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P50 39,259 2P 3,374P10 39,435 3P 4,827
Antes de
impuestos
Después de
impuestosP90 38,869 1P 2,129
Variable
(mmbpce)
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
Cantarell (Modificación Sustantiva)A partir de 2013, el presupuesto del proyecto Cantarell abarca solamente el componente de explotación. Anteriormente incluía proyectos exploratorios que ahora son
independientes.
Localización: Los campos que forman parte del proyecto Cantarell se localizan frente a las costas del Estado de Campeche
en aguas territoriales de la Plataforma Continental del Golfo de México, entre las isobatas 40 y 50 metros, a una distancia
aproximada de 80 kilómetros al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro de los límites jurisdiccionales que
corresponden a la Región Marina Noreste de PEMEX Exploración y Producción. El proyecto limita al Noroeste con el Activo de
Producción Ku Maloob Zaap; al Oriente, con los campos del Proyecto Ek-Balam; y al Occidente, con los campos de la Región
Marina Suroeste.
Campos: Akal, Chac, Ixtoc, Kambesah, Kutz, Nohoch, Sihil y Takín.
Objetivo: el proyecto tiene como objetivo alcanzar una producción acumulada de 1,592.8 millones de barriles de aceite y
938.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, en el periodo 2013-2027, con una inversión de 306,339 millones de pesos.
Estrategia de Recuperación: Perforar 130 pozos de desarrollo y un pozo inyector, realizar intervenciones mayores (145
reparaciones y 8 conversiones a pozos inyectores), así como 1,476 reparaciones menores y 288 taponamientos.
Inversión y costos: Inversión 306,339 mmp. y gasto de operación 252,415 mmp. para el periodo 2013-2027.
Infraestructura y Transporte: Realizar la construcción de 6 plataformas de producción y una de procesos, la instalación de
una estructura adjunta tipo trípode y una adosada, y la construcción de 34 ductos para el transporte de fluidos. Además de la
instalación de equipos de separación, deshidratación y manejo de agua, y aprovechamiento de gas.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 13,695 mmb, gas 7,291 mmmpc y equivalente 15,449 mmbpce.El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.
Indicadores Económicos/1
Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012
0.0
500.0
1000.0
1500.0
2000.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
500
1000
1500
2000
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
El proyecto Tsimín - Xux se presenta como proyecto nuevo a partir de los campos Tsímin y Xux que formaban parte del proyecto Crudo Ligero Marino.
VPN Esperado* 321,182 44,011
VPI*** 81,388 81,388VPN/VPI 3.95 0.54
B/C** 4.37 1.12
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 99.3 USD/barril; Precio del gas: 7.4 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
10.2 4.2 -59%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
2.1 4.0 90%
12.3 8.2 50%
(dólares/bpce)
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
Equivalente
(mmbpce)934 857 -8%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
401 375 -6%
2,668 2,408 -10%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
0% 37% 38% Análisis de Sensibilidad0% 62% 56%
P10 4,136 3P 1,955
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2040;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
Después de
impuestosP90 1,156 1P 534
VariableAntes de
impuestos
P50 2,024 2P 948
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
(mmbpce)
Tsimín - Xux (Nuevo)
Localización: Se encuentra ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, se ubica aproximadamente a 62 km de la
terminal marítima de Dos Bocas, Paraíso, Tabasco. Presenta tirantes de agua de 14 metros.
Campos: Tsimin y Xux.
Objetivo: Desarrollar la reserva 2P, asociada a los Campos Tsimin y Xux una reserva de 403 millones de barriles de aceite y
2,934 miles de millones de pies cúbicos de gas, en el periodo 2013-2048.
Estrategia de Recuperación: Perforar 43 pozos de desarrollo, realizar 2 reparaciones mayores y 145 reparaciones
menores.
Inversión y costos: Inversión 128,583 mmp. (estratégica 76,525 mmp. y operacional 52,058 mmp.) y gasto de operación
26,916 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción e instalación de 13 plataformas, un centro de proceso y 10 oleogasoductos.
Al 1° de enero de 2012 no tenía producción acumulada.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen. Se
utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos
/1
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-109%
-59% -77% -32%
337%
46%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
El proyecto Costero Terrestre se crea en 2013, a partir de la descomposición el Proyecto Estratégico de Gas (PEG) para mejorar la administracion y ejecución de los proyectos.
VPN Esperado* 44,414 5,321
VPI*** 8,507 8,507VPN/VPI 5.22 0.63
B/C** 3.54 1.09
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
Costero Terrestre (Nuevo)
Localización: Se encuentra ubicado a 17 km al Noreste de Frontera, Tabasco. Tiene una extensión aproximada de 1,343
km2, dentro del Estado de Tabasco y Campeche, entre los municipios de Centla en Tabasco y del Carmen en Campeche.
Campos: Costero y Ribereño.
Objetivo: Recuperar una producción de 40 millones de barriles de aceite súper ligero de 47 °API y 581 miles de millones de
pies cúbicos de gas en el periodo 2013-2039.
Estrategia de Recuperación: Perforar 7 pozos de desarrollo, de los cuales dos son delimitadores, realizar 6 reparaciones
mayores.
Inversión y costos: Inversión 10,844 mmp. y gasto de operación 12,797 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción e instalación de una batería modular de separación, de un oleogasoducto
marino, líneas de descarga y cabezales.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 27 mmb, gas 199 mmmpc y equivalente 65 mmbpce.
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen. Se
utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente. Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
P50 371 2P 192
Categoria Volumen Original Categoria Reserva RemanenteDespués de
impuestosP90 285 1P 151
VariableAntes de
impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2039;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P10 453 3P 248
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
18% 46% 138% Análisis de Sensibilidad18% 70% 16%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
39 35 -11%
575 534 -7%
Equivalente
(mmbpce)154 142 -8%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/bpce)
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
5.4 1.6 -71%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
6.4 6.0 -6%
11.9 7.6 55%
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 103 USD/barril; Precio del gas: 4.9 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
50
100
150
200
250
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-119%
-56% -72% -23%
254%
30%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
El proyecto Lankahuasa se crea en 2013, a partir de la descomposición el Proyecto Estratégico de Gas (PEG) para mejorar la administracion y ejecución de los proyectos.
VPN Esperado* 2,607 507
VPI*** 2,841 2,841VPN/VPI 0.92 0.18
B/C** 1.74 1.09
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex.
(mmbpce)
Lankahuasa (Nuevo)
Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012 Indicadores Económicos/1
El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a Dictamen.
Se utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.
Localización: Se encuentra ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas de Veracruz, entre las ciudades
Nautla y Vega de Alatorre, en tirantes de agua de 63 m para el campo Lankahuasa y de 175 m para el campo Kosni.
Campos: Lankahuasa y Kosni.
Objetivo: Recuperar una producción de 144 miles de millones de pies cúbicos de gas en el periodo 2013-2027.
Estrategia de Recuperación: Perforar 6 pozos de desarrollo y la recuperación de un pozo delimitador, realizar reparaciones
menores a los pozos existentes.
Inversión y costos: Inversión 3,393 mmp. (estratégica 1,611 mmp. y operacional 1,782 mmp.) y gasto de operación 1,115
mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción e instalación de la plataforma Lankahuasa-C (LKC) y de un ducto para su
comunicación con el gasoducto principal.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 0 mmb, gas 117 mmmpc y equivalente 22 mmbpce.
P50 175 2P 24
Categoria Volumen Original Categoria Reserva RemanenteDespués de
impuestosP90 103 1P 8
VariableAntes de
impuestos
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2027;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
P10 236 3P 24
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
n.a. n.a. n.a. Análisis de Sensibilidad13% 30% 13%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
0 0 0%
144 124 -14%
Equivalente
(mmbpce)29 25 -14%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente(dólares/mpc)
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
2.3 1.2 -48%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
0.6 1.2 100%
2.9 2.4 20%
/1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del gas: 5.2 USD/mpc y precio del condensado 87.8 USD/bpce; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los
indicadores: 2013.
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
20
40
60
80
100
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
-43% -30%
-42%
-13%
74%
15%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
El proyecto Chuc ahora está constituido por los campos que formaban los proyectos Chuc y Caan para optimizar el uso de los recursos.
VPN Esperado* 402,186 57,882
VPI*** 86,044 86,044VPN/VPI 4.67 0.67
B/C** 4.86 1.13
Aceite
Gas
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
Desarrollo
ProducciónTotal
*Elaboración propia con información del proyecto presentado a dictamen
Fuente: DSD3 del proyecto, junio de 2012. **Elaboración propia con información de Pemex./1En la evaluación económica PEP utilizó las siguientes premisas: Precio del aceite: 89.5 USD/barril; Precio del gas: 6.4 USD/mpc; Tipo de cambio: 12.76 pesos/USD; Tasa de descuento: 12%; pesos de 2012; Año base de los indicadores:
2013.
12.0 5.1 -58%
Se comparan los perfiles de producción del proyecto y los
reportados en Reservas al 1° de enero de 2012
2.9 14.4 397%
14.9 19.5 -24%
(dólares/bpce)
CostosProyecto a
dictamen*Reserva 2P 2012** Variación
Equivalente
(mmbpce)851 826 -3%
Costos por barril de petróleo crudo equivalente
626 597 -5%
1,127 1,145 2%
(Cambio porcentual para que el proyecto deje de ser
rentable: hace el VPN = 0)Producción Esperada 2013-2027
VariableProyecto a
dictamenReserva 2P 2012 Variación
38% 43% 42% Análisis de Sensibilidad41% 50% 49%
P10 17,241 3P 974
Reserva de los campos que constituyen el proyecto aprobado por la CNH.
*VPN Esperado: cálculo del VPN, 2013-2038;
**Razón Beneficio/Costo (B/C): Resulta del cociente entre
VP de los Ingresos y VP de los Egresos.
***VPI: Valor Presente de la Inversión.
Factor de recuperación 2P
Factor Observado
Esperado
Proyecto a
dictamenReserva 2P 2012
Después de
impuestosP90 16,099 1P 402
VariableAntes de
impuestos
P50 16,898 2P 926
Categoria Volumen Original Categoria Reserva Remanente
(mmbpce)
Chuc (Modificación Sustantiva)
Localización: Se encuentra ubicado en aguas territoriales del Golfo de México (tirantes de agua entre 19 y 75 m), frente a
las costas de los estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 132 km al Noreste de la Terminal Marítima Dos
Bocas, en el Municipio de Paraíso Tabasco y a 79 km al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche
Campos: Chuc, Ché, Caan, Etkal, Homol, Abkatún, Taratunich, Pol, Kanaab, Batab, Tumut, Kuil, Onel, Chuhuk, Pokoch, Wayil,
Uchak y Toloc.
Objetivo: Recuperar las reservas remanentes 2P de 654 mmb de aceite y 1,223 mmmpc de gas, correspondientes a 885
mmbpce en el periodo 2013-2038.
Estrategia de Recuperación: Perforación de 54 pozos de desarrollo, recuperar cuatro pozos exploratorios que resultaron
productores, 38 reparaciones mayores.
Inversión y costos: Inversión 137,193 mmp. (estratégica 61,722 mmp. y operacional 75,471 mmp.) y gasto de operación
33,248 mmp.
Infraestructura y transporte: Construcción e instalación de 11 estructuras marinas y el tendido de 136 kilómetros de
ductos.
Producción acumulada al 1° de enero de 2012: Aceite 5,326 mmb, gas 5,945 mmmpc y equivalente 6,538 mmbpce.El mapa muestra únicamente los campos reportados en el Proyecto enviado a
Dictamen. Se
utilizó un factor de 5 mpc/barril para la conversión de gas a petróleo crudo
equivalente.Indicadores Económicos/1Recursos de aceite y gas al 1° de enero de 2012
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de aceite
(mbd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P
0
100
200
300
400
500
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Producción de gas
(mmpcd)
Obs Proyecto 1P 2P 3P-90%
-51% -79% -36%
386%
55%
Antes de
impuestos
Después de
impuestos
Precio Producción Costo total
