Estados Productores

Producción

Principales estados petroleros según producción:3

• 1 Campeche

• 2 Tabasco

• 3 Veracruz

• 4 Tamaulipas

• 5 Chiapas

• Petróleo Crudo (Mbd) 2,564

• Gas natural (MMpcd) 8,000

• Campos en producción: 400

• Pozos en explotación: 8,500

• Plataformas marinas: 243

Refinerías en el País:

• Refinería "Ing. Héctor R. Lara Sosa" en Cadereyta Jiménez, Nuevo León

• Refinería "Francisco I. Madero" en Ciudad Madero, Tamaulipas

• Refinería "Gral. Lázaro Cárdenas" en Minatitlán, Veracruz

• Refinería "Ing. Antonio M. Amor" en Salamanca, Guanajuato

• Refinería "Ing. Antonio Dovalí Jaime" en Salina Cruz, Oaxaca

• Refinería "Miguel Hidalgo" en Tula de Allende, Hidalgo

Ductos (km):

• Oleoductos 4,246

• Gasoductos 7,500

Reservas probadas (al 31 de diciembre de 2007):

• Crudo (MMb) 10,501.2

• Líquidos del gas (MMb) 1,685.3

• Gas seco (MMbpce) 2,530.7

Comparaciones Internacionales (2008): Posición mundial de México

• Reservas probadas de petróleo crudo 16° lugar

• Reservas probadas de gas natural 34° lugar

• Producción de petróleo crudo 11° lugar

• Producción de gas natural 10° lugar

• Capacidad de destilación primaria 14° lugar

Países exportadores de petróleo crudo, 2008 (miles de barriles diarios):4

1. Arabia Saudita: 8 285

2. Países de la ex Unión Soviética: 5 940

3. Noruega: 3 113

4. Irán: 2 094

5. Nigeria: 1 798

6. Reino Unido: 1 746

7. México: 1 728

8. Emiratos Árabes Unidos: 1 614

9. Venezuela: 1 572

10. Irak: 1 495

Producción Nacional

En los últimos ocho años, la producción de petróleo crudo en el país enfrentó una serie de dificultades para su estabilización y aseguramiento, debido a la complejidad y costo de los proyectos de explotación y exploración. Sin embargo, en la actualidad PEMEX dispone de diferentes esquemas de contratación58 para desarrollar capacidades en adicionales de ejecución. Con ello, se busca mejorar el desempeño operativo.

De esta forma, los contratos integrales de exploración y producción permiten la inclusión de empresas nacionales e internacionales para la evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos a largo plazo, mediante incentivos por producción (tarifa por barril) y por ahorro (recuperación parcial de costos y disponibilidad de flujo de efectivo). Es importante mencionar que lo anterior no genera derechos sobre la producción, sobre el valor de la misma o de las reservas. Se espera que estos modelos de contrato coadyuven a alcanzar las metas de producción.

Las líneas de acción planteadas por PEMEX, las cuales deberán ser consideradas en los contratos antes mencionados, son las siguientes:

• Sostener e incrementar la producción de hidrocarburos para atender los requerimientos energéticos del país.

• Desarrollar eficientemente campos complejos (Chicontepec y Crudos Extrapesados).

• Reactivar campos marginales, abandonados y en proceso de abandono.

• Adelantar el desarrollo de campos recientemente descubiertos para obtener producción temprana de crudo y gas no asociado.

• Incrementar la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas.

Asimismo, las principales acciones emprendidas para mitigar la declinación natural de la producción en Cantarell son las siguientes:

• Manejo de pozos con altas relaciones gas-aceite y volúmenes de agua.

• Construcción e instalación de siete plataformas adicionales para perforar pozos.

• Perforación de pozos no convencionales y aplicación de nuevas tecnologías en la perforación y terminación de pozos para producir en zonas de espesor reducido.

• Estudios y pruebas piloto para la implantación de procesos de recuperación mejorada para incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos.

• Desarrollo de campos adyacentes a Cantarell como Sihil, Kutz, Ixtoc y Kambesah para aprovechar la infraestructura existente.

• Aplicación de nuevas tecnologías para el control de gas y agua en los pozos.

Los resultados de la aplicación de estos lineamientos se pueden percibir en el cambio de tendencia que la producción nacional de crudo presentó en los últimos tres años (véase Gráfica 27).

La disminución en la producción de Cantarell en el período 2005-2008, se vio parcialmente compensada con el incremento en la producción del resto de los Activos, con especial aportación de Ku-Maloob-Zaap.

En 2011, la producción nacional de crudo alcanzó 2,550.1 Mbd, lo que representó una disminución de 1.0% con relación a 2010. El crudo pesado aportó 55.6% del total nacional. No obstante, durante el periodo 2000 a 2011, su producción disminuyó 2.0% promedio anual (véase Cuadro 16).

En cuanto al crudo ligero, su aportación fue de 31.3% en 2011, con un incremento de 6.0 Mbd con respecto a 2010. Cabe mencionar que en 2002 se presentó una reclasificación de los crudos ligeros y súper ligeros. Desde entonces, éste último presentó una tendencia de crecimiento en su producción, pasando de una participación de 4.9% en 2002 a 13.1% en 2011 (véase Gráfica 28).

Producción regional

La producción de los diversos tipos de crudo en el país tiene su origen en diferentes regiones administrativas de PEMEX. El origen de los crudos pesados se sitúa principalmente en la Región Marina Noroeste, mientras que el crudo ligero se produce mayoritariamente en la Región Marina Suroeste. Esta última también tiene una importante participación en la producción de crudo superligero. Sin embargo, la Región Sur es la más representativa en este tipo de crudo (véase Gráfica 29).

Los principales incrementos en la producción se presentaron en la Región Marina Suroeste, específicamente en el Activo Litoral de Tabasco, y en la región Norte, en los Activos Poza RicaAltamira y Aceite Terciario del Golfo. Estas dos regiones registraron un incremento conjunto de producción de 30.0 Mbd. Por otro lado, en la Región Marina Noreste, donde sólo Ku-Maloob Zaap presentó un aumento marginal, la producción disminuyó 54.5 Mbd. Esto, sumado a la reducción de 1.3 Mbd registrada en la Región Sur, significó 55.8 Mbd menos en detrimento de volumen total de producción (véase Cuadro 17). Este balance generó una caída de 25.8 Mbd entre 2010 y 2011.

Producción de la Región Marina Noreste

Se encuentra ubicada al suroeste del país con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados, inicia su actividad comercial en 1975 con la perforación del pozo Chac 1 productor de aceite y gas.

Esta región se ha caracterizado por la producción de crudo pesado en Cantarell y Ku-MaloobZaap. Entre 2000 y 2011, la región aportó en promedio cerca de 63.7% del petróleo crudo producido en el país. Al cierre de 2011, la producción de la Región Marina Noreste representó 52.7% del total, con 1,342.7 Mbd.

La producción de la región disminuyó debido al agotamiento de Cantarell, que no se compensó con la mayor aportación de Ku-Maloob-Zaap. En 2004, cuando se logró la máxima producción de crudo en el país y hasta 2011, la producción en esta región disminuyó 8.2% promedio anual. Sin embargo, en 2010 y 2011 la reducción en la producción se moderó como resultado de los esfuerzos por administrar la declinación en Cantarell y de las acciones para elevar la productividad de KuMaloob-Zaap (véanse Cuadro 18 y Gráfica 30).

En 2011, la aportación de Cantarell al total regional fue 37.3%, mientras que Ku-Maloob-Zaap produjo el 62.7% restante. En la Gráfica 31 se muestra el cambio de comportamiento de 2000 a 2011 en la producción por Activo.

Producción de la Región Marina Suroeste

Se encuentra ubicada al suroeste del país con una extensión de 352,390 mil kilómetros cuadrados, sus antecedentes se remontan a 1923, sin embargo, su historia comercial inicia en 1971 con la perforación del pozo Marbella 1. La mayor producción al igual que la marina noreste, proviene de las brechas del paleozoico y cretácico superior, aunque también tiene producción en el terciario y kimmeridgiano.

En 2011, la producción total de la región alcanzó 560.6 Mbd, equivalentes a 22.0% del total nacional, ubicándola en el segundo lugar a nivel regional. En dicho año, la producción de

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