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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


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



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



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



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.



Índice



Extracción



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*





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





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.



Extracción de gas natural


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



Extracción de gas natural


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



Privados


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





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



Recursos Prospectivos y Reservas



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)



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.



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.



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



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%



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

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a

Arab

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ta*

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Bras

il

Méx

ico

1,688

100

200400600800

1,0001,2001,4001,6001,800

Rusia Irá

n

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ar

Esta

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Arab

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men

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Emira

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Nig

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Chin

a

Arge

lia

Iraq

Indo

nesia

Moz

ambi

que

Kaza

jistá

n

Mex

ico



Información de Pozos



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.



Exploración y Extracción

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ago.

-02

ago.

-03

ago.

-04

ago.

-05

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-06

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-08

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ago.

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ago.

-12

ago.

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-14

ago.

-15

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ago.

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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

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-06

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-07

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-08

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-09

feb.

-10

ago.

-10

feb.

-11

ago.

-11

feb.

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-12

feb.

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ago.

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feb.

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ago.

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feb.

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ago.

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feb.

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ago.

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feb.

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ago.

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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.



Rondas



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



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



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.



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%



Prospectiva de Petróleo crudo y gas natural



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)



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



Anexos

Anexos



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.



Anexos

indicadores agosto 2018 - gob.mx...zagaglia allende y wang xixian, representantes legales de ds...

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