Visión estratégica de la unidad perforadora de PEP

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Ing. Ricardo Palomo Martínez
Octubre 2005

Contenido
Introducción ..... . ............. . ............................................................. . ..................................... . ........ ...6
Breve historia de la perforación en México ............................................................................ ...8
Panorama actual de la perforación en México ............ . ......................................... . ... . ............. 18
Alineación de la unidad perforadora a la visión de negocios de PEP ......... . .................. . ........ 28
Entorno mundial de la perforación .................. .. ........... . .............................................. . ..... . ..... 38
Visión estratégica de la unidad perforadora .... ... ... . ... . ...... ... . ........... . ....................................... 46
Conclusiones ..... ... . ........ ... . ....................... . ....... . ............................. ... ... ... . ............................... 64
Referencias............ ... . ........... . ......................................... . ......... ... .... ................... . .......... . ......... ...66
3

Introducción
Petróleos Mexicanos, como empresa petrolera integrada, tiene cuatro organismos
subsidiarios; uno de ellos es Pemex Exploración y Producción, que cuenta con una unidad
perforadora que, a lo largo de su historia, ha pasado por diversos cambios en su estructura
organizacional, con el fin de desarrollar las habilidades requeridas para afrontar los retos de la
exploración y explotación de hidrocarburos en México.
El presente trabajo tiene como objetivo, analizar las variables que llevaron a la unidad
perforadora de PEP a su situación actual e identificar las tendencias de la industria petrolera, para
diseñar la visión estratégica que permita mantener su nivel competitivo. Para esto, es necesario
hacer un breve recorrido por su origen, describir su situación actual y anticipar las tendencias que,
a mediano y largo plazo, pueden darse con las políticas actuales en la administración de estos
servicios al campo petrolero.
En el primer capítulo se comentan los principales hitos en la historia de la industria
petrolera, antes y después de su expropiación, se identifican las principales cuencas productoras
de hidrocarburos y las actividades de perforación que se han realizado en el Mesozoico Chiapas-
Tabasco, la Sonda de Campeche y la cuenca de Burgos.
El segundo capítulo describe la organización y la infraestructura de la unidad perforadora,
las áreas geográficas donde opera y su participación en el mercado nacional.
La unidad perforadora, en el tercer capítulo, identifica su participación en las carteras de
proyectos y revisa la demanda de equipos de perforación para cumplir los compromisos de
incorporación de reservas y explotación de los hidrocarburos. De esta manera, almea sus
estrategias a la visión empresarial de PEP.
En el cuarto capítulo se analiza el contexto mundial de la industria de la exploración y
producción de hidrocarburos y las tendencias de las principales variables, como las reservas y el
volumen de producción de los hidrocarburos, que impactan a las actividades de perforación y
mantenimiento de pozos.
En el capítulo cinco, se plantean estrategias para enfrentar con éxito los requerimientos del
mercado de petróleo y gas, teniendo como visión mejorar los procesos sustantivos de la unidad
perforadora, que le permitan alcanzar los objetivos planteados en la cartera de proyectos de PEP.
Para ello, se realizó un análisis de las mejores prácticas de compañías petroleras internacionales,
dando como resultado el planteamiento de seis estrategias fundamentales para convertir a la
unidad perforadora en una empresa competitiva de clase mundial.
El reto es grande y los esfuerzos también serán de gran magnitud, por lo que la unidad
perforadora de PEP deberá fortalecerse mediante la capacitación de su personal, asimilación de
nuevas tecnologías, la modernización de sus equipos y aprender a negociar en mejores términos
los contratos de servicio.
La excelencia operativa para alcanzar niveles de clase mundial en materia de perforación,
terminación y mantenimiento de pozos, será el factor fundamental para lograr el futuro que la
industria petrolera nacional requiere.
6

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1. Breve historia de la perforación en México
Nadie sabe cuándo inició la interacción entre el hombre y los hidrocarburos; pero una cosa es
cierta, desde el primer encuentro quedó sellada la dependencia del hombre hacia este producto
natural. Las evidencias más antiguas son las construcciones en el valle del Indo, en la ciudad de
Mohenjo Daro, que datan del año 3800 a.C., los relatos fabulosos de la construcción de la torre de
Babel y la impermeabilización del arca de Noé. En México, hay estudios arqueológicos que
muestran la evidencia mesoamericana más antigua del uso de hidrocarburos en las figuras de
arcilla de la costa del Golfo de México. Todas ellas confirman el aprovechamiento de los
hidrocarburos desde el inicio de las civilizaciones (Figura 1.1).
jT.
Figura 1.1 El petróleo en las civilizaciones antiguas
Hitos de la perforación en México
Desde el final del siglo XIX, todo el siglo XX, y seguramente durante el siglo XXI, los hidrocarburos
han sido y serán un recurso esencial para las industrias, los transportes y la producción de
electricidad, entre otros sectores económicos. Su importancia se resume en que de ellos se
obtienen combustibles, plásticos y un sinnúmero de productos derivados.
Antes del siglo XX en México, la explotación petrolera estuvo ligada estrechamente al marco legal
de la minería. El año 1901 es relevante porque el gobierno federal promulgó la primera Ley del
Petróleo, que permitía otorgar concesiones a particulares y a compañías, y motivaba la
exploración en busca de hidrocarburos en el territorio nacional. Esta Ley promovió e incentivó la
inversión de capital extranjero.
Primer pozo perforado en México y el más productivo
En 1900, el norteamericano Edward Doheny compró 450 mil hectáreas, a razón de un dólar cada
una, que incluían la hacienda del Tulillo, donde estaba el cerro de La Pez, cerca de Ebano, San
Luís Potosí. Ese mismo año fundó la Mexican Petroleum Company (Figura 1.2). Tres años
después, descubrió el primer yacimiento al perforar el pozo La Pez 1, a 502 metros de profundidad,
que aportó una producción de 1500 barriles por día. Este descubrimiento fue posible gracias al
gran geólogo mexicano, Ezequiel Ordóñez (Figura 1.3), a quien se atribuyen los estudios
necesarios para el éxito del primer pozo con producción comercial en México, así como el
descubrimiento del pozo más productivo, el Cerro Azul 4 localizado en la llamada Faja de Oro.
12

Este pozo se perforó en 1916, en la zona de chapopoteras, al norte de Potrero del Llano. La
producción medida en sus primeros días fue de 260 mil barriles diarios 2 . En 1990, después de 74
años de vida productiva, se le realizó la última intervención y su producción diaria se incrementó de
34 a 100 barriles por día. Por sus registros de producción inicial y su larga vida, este pozo se
considera el más productivo en la historia de la industria petrolera nacional.
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Figura 1.2 Cuadrilla de perforación de pozos de Edgard Figura 1.3 Ingeniero Ezequiel Ordóñez, ejemplo de
Doheny,enEbano,S.L.P 1 . tenacidad y conocimiento, para impulsar el descubri-
miento de hidrocarburos en la zona conocida
posteriormente como Faja de Oro 2.
Figura 1.4 Producción de hidrocarburos en los inicios del siglo )(X .

La perforación en México después de la expropiación petrolera
El general Lázaro Cárdenas del Río presidió el gobierno de México desde 1934 hasta 1940. Desde
el inicio de su administración, mostró una política a favor de la nacionalización de los recursos del
subsuelo. Afines de 1936, emitió una ley que facultaba al Ejecutivo a expropiar parcial o totalmente
estos recursos, por razones de utilidad pública.
La noche del 18 de marzo de 1938,
vía radiofónica, el presidente
Cárdenas anunció la expropiación de
la industria petrolera (Figura 1.5),
terminando así las casi cuatro
décadas de explotación petrolera por
compañías extranjeras. Posterior-
mente, el 7 de junio de 1938, designó
a Petróleos Mexicanos la res-
ponsabilidad de la producción y las
labores de comercialización a la
Distribuidora de Petróleos Mexica-
nos.
Después de muchas negociaciones y
sacrificios, pero con un espíritu
nacionalista, el 12 de noviembre de
1938, en el Distrito El Plan, Veracruz,
se perforó el primer pozo con capital
nacional y técnicos mexicanos. El
nombre del pozo es El Plan 55 (Figura
1.6), alcanzó una profundidad de 811
metros y produjo 3,575 barriles por
día.
Figura 1.5 Lázaro Cárdenas del Río anunciando la expropiación
petrolera.
En Honor o Trabajaderes Petroleros Mealcanos
El Plin 55
PrImer pozo productor perforado y terminado por
mexicanos después de la ExpropiacIón Petrolera
y
k,,o del po fi de de 1318 Fr., del oo 12 dr no vi de 1931
1
Número de pozos
perforados
1,800 1,768
1,600
1,400
1,200
1,038
1,000
Año
800
600
400
200
o
1938.1947 1948.1952 1953•1957
Figura 1.6 Número de pozos perforados de 1938 a 1957 en México 3.
10

Principales cuencas petroleras
En México se han identificado doce cuencas petroleras4 de las cuales seis son productoras, dos de
las seis restantes se califican con potencial medio y alto, y las últimas cuatro con potencial bajo.
Las cuencas productoras son: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz y Sureste; las
cuencas no productoras pero con potencial medio y alto son: Sierra Madre Oriental y Golfo de
México Profundo y finalmente las cuencas no productoras con potencial de producción bajo son:
Sierra de Chiapas, California, Golfo de California y Chihuahua (Figura 1.7).
1.- Sabinas
2.- Burgos
3.- Tampico
4.- Misantla
5.- Veracruz
6.- Sureste
Salina del Istmo
Reforma - Comalcalco
Macuspana
Litoral de Tabasco
Sonda de Campeche
12 w
1
i
MM=
Con Potencial Medio Alto:
7.- Sierra Madre Oriental
8.. Golfo de Méxiço Profundo
Con Potencial Bajo:
Sierra de Chiapas
California
Golfo de California
Chihuahua
1
01
• Frente deformado
!: Cuenca con gas no asociado
Cuenca con aceite
Figura 1.7 Cuencas petroleras de México 4.
11

Sabinas Gas seco 37,000
Burgos Gas seco 70,000
Tampico Aceite pesado (tierra) 5,200
Misantia Aceite pesado (mar) 5,200
Veracruz Aceite pesado e Intermedio, 24,000
Gas seco y húmedo
Sureste:
Salina del Istmo Aceite ligero y gas 15,300
Reforma- Comalcalco Aceite ligero 13,100
Macuspana Gas 13,800
Litoral de Tabasco Aceite ligero 7,400
Sonda de Campeche Aceite pesado y gas 15,500
Tabla 1.1. Cuencas productoras de México
Y las cuencas no productoras4 con alto potencial de producción son:
uí'
Sierra madre oriental Aceite ligero y gas
Golfo de México profundo Aceite y gas
Alto / Alto 1 En estudio
Alto / dependiente 520,000
de la tecnología
Tabla 1.2. Cuencas no productoras de México
La perforación en el Mesozoico Chiapas-Tabasco
Esta región se localiza en el sur y sureste de México. La exploración en busca de hidrocarburos se
inició a mediados del siglo XIX. En 1863, Manuel Gil y Sáenz descubrió la que llamó mina de
petróleo San Fernando, misma que posteriormente fue registrada a nombre de Simón Sarlat y otro
socio, y luego fue vendida a la compañía inglesa Pearson and Sons.
Durante el auge de las compañías extranjeras, esta zona fue desarrollada con la perforación de
pozos en los campos Capoacán, Concepción yTonalá-El Burro. Una vez nacionalizada la industria
petrolera, se descubrieron los campos Fortuna Nacional y Sarlat, los cuales fueron productores en
rocas del Terciario, en trampas de tipo estructural 5.
En mayo de 1972 se conoció públicamente el descubrimiento de una nueva provincia petrolera
entre los estados de Tabasco y Chiapas6 (Figura 1.8). La perforación de los pozos Cactus 1 y Sitio
Grande 1 hicieron el descubrimiento petrolero más importante de la época, ya que el área
prospectada abarcaba 300 kilómetros cuadrados. Estos pozos produjeron 3,500 barriles por día,
cada uno.
12

La alta productividad de los pozos de esta
zona del sureste, conocida como Mesozoico
Chiapas-Tabasco, permitió la expansión de
la industria petrolera nacional, que tuvo
como atractivo en el mercado internacional
de esa época el alto precio del petróleo.
Estos hechos incentivaron la perforación de
pozos a más de 3,500 metros de
profundidad.
En 1980, en el Distrito Comalcalco se tenían
en operación 134 equipos, lo que representó
que en ese año se utilizaran en Tabasco y
Chiapas casi la totalidad de los equipos de
perforación disponibles en el país. Toda esta
actividad permitió continuar con los
descubrimientos de campos como Jujo,
Tecominoacán, Cárdenas, Mora, Bellota, y
los que conforman el complejo Miguel Angel
Zenteno Basurto (Luna, Sen, Pijije, entre
otros).
Figura 1.8 Ubicación geográfica del área chiapas-Tabasco
El impacto de la producción de los campos del Mesozoico Chiapas-Tabasco fue muy importante,
porque antes de su descubrimiento y desarrollo, la producción de crudo de la región era de 104
mbpd y596 mmpcd de gas, la cual se incrementó en 1979 a 1163,000 bpd, y en 1981 la producción
de gas natural llegó a los 2,600 millones de pies cúbicos por día.
La perforación en la Sonda de Campeche
La presencia de hidrocarburos en el Golfo de México, a unos setenta kilómetros de Ciudad del
Carmen, Campeche, se venía reportando desde 1971. Con base en estos datos y la información
geológica y geofísica obtenida durante la
perforación de pozos en la península de
Yucatán, norte de Campeche y Chiapas- /
Tabasco, se iniciaron estudios que GolfodeMóxico
pronosticaron similitudes en las condiciones
Plataforma
estructurales y sedimentologicas entre el Sonda
deYucatan
Mesozoico Chiapas-Tabasco y lo que hoy se Campeche
conoce como Sonda de Campeche (Figura -. Litorade
1.9). Esto reactivó los trabajos exploratorios Tabuco
de gabinete y de campo, que dieron como
resultado la recomendación de perforar el
pozo Chac 1, con el que se descubrió una de
las estructuras del complejo Cantarell.
La perforación de este pozo se inició el 1 de
junio de 1974, logrando investigar sedimentos
de la formación Jurásico Superior Oxfordiano
a la profundidad de 4,934 metros. En julio de
1976 se efectuaron las pruebas de
Figura 1.9 Ubicación geográfica de la Sonda de Campeche.
13

producción. Este pozo confirmó la acumulación de hidrocarburos en dolomías clásticas, brechas
del Paleoceno Inferior y Cretácico Superior, entre los 3,345 y los 3,567 metros5 de profundidad.
Para el final de 1977, la perforación en la Sonda de Campeche se realizaba con siete equipos
móviles: tres barcazas, tres plataformas autoelevables y una plataforma semisumergible. Esta
actividad dio como resultado el descubrimiento de los camposAkal y Bacab. De esta manera, año
tras año, la perforación de pozos fue confirmando la existencia de nuevas estructuras productoras.
El campo Abkatun se descubrió en 1979 con la perforación del pozo Abkatun lAy a él le siguieron
en 1980 el campo Pol y en 1982 el campo Chuc, siendo éstos productores de aceite ligero y gas.
En este mismo año se perforaron y resultaron productores de hidrocarburos los pozos Maloob 1 y
Ha-lA en las brechas de Paleoceno y Cretácico Superior. Estos éxitos y otros más recientes han
confirmado la existencia de un complejo geológico denominado Ku-Maloob-Zaap, catalogado
como el tercero más importante por sus reservas de hidrocarburos 5 .
En 1984 se concluyó la perforación de los pozos exploratorios Caan y Batab. Este último campo
fue el primero en aportar aceite ligero en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.
En 1986 se alcanzó la cifra de un millón de metros perforados en la Sonda de Campeche. En el
periodo 1990-1993 se superaron muchas marcas de perforación marina. Se perforaron más pozos
de los programados y cuarenta y tres mil metros más en promedio de los proyectados. Se alcanzó
un ritmo de penetración de 81 metros por día, gracias al uso de barrenas de diamante policristalino
compacto.
En 1991, a 53 años de la nacionalización de la industria petrolera, se firmó el primer contrato bajo la
modalidad de servicios integrales o "llave en mano" para la perforación del pozo Takin 1. Este
evento representó un hito en la historia de la perforación nacional, ya que permitió identificar la
necesidad de reducirlos tiempos de perforación a estándares internacionales.
Otro año de eventos relevantes fue 1993, cuando se descubrieron siete campos productores con
la perforación de los pozos Ixtal 1, Kax 1, Kuzam 1, Toloc 1, Yaxche 1, Sinan 101Ay Mison lA.
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los campos marinos para producir aceite
ligero, de 30 a 41 1 grados API, en las rocas
carbonatadas del Terciario, Cretácico y
Jurásico Superior.
Otro grupo de campos marinos descubiertos a
partir de la perforación del pozo Yum 213,
productor de aceite de 410 API en la formación
Cretácico Superior, son Sinan, Bolontiku,
May, Kab y Citam, en conjunto, conforman el
Proyecto Integral Crudo Ligero Marino.
La perforación en la cuenca de Burgos
Área
Coahuila
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Nuevo León
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La cuenca de Burgos empezó a explorarse en
los años veinte5 (Figura 1.10), desde entonces
ha tenido diversos periodos de exploración y Figura 1.10 Ubicación geográfica de la cuenca de Burgos
14

Área
Piedras
Coahwla Negros
Cuenco
Burgos. Rio Braoo
cpG
Reynosa
eCuenca de Nuevo León
Sabn,u
Deited.l
• Tamaulipas Bravo
las
'1
Lanrpr.a
desarrollo. La perforación ha permitido
encontrar yacimientos de gas seco y húmedo.
La cuenca se caracteriza por la existencia de
franjas productoras, alineadas de noroeste a
suroeste, relacionadas a una tectónica
distensiva. Las facies son de deltas y barras
fluviales. Durante los años cuarenta, con la
adquisición de información sísmica
bidimensional, se confirmó la existencia de
estructuras similares a las localizadas en la
porción surdel estado de Texas.
La exploración por Petróleos Mexicanos inició
un año después de la expropiación petrolera,
sin embargo, hasta 1945 se perforó el primer
pozo en la cuenca de Burgos, el Misión 1, que
resultó productor de aceite.
Figura 1.10 Ubicación geográfica de la cuenca de Burgos
En 1970 se obtuvo el máximo volumen de
producción de 620 mmpcd. Sin embargo,
debido al redireccionamiento de los recursos financieros de PEMEX a otras áreas más atractivas,
como el Mesozoico Chiapas-Tabasco, y el desarrollo de la Sonda de Campeche, la perforación en
esta cuenca disminuyó y con ello su productividad, descendiendo a una producción mínima de 200
mmpcd de gas natural en 1993.
Ante la creciente demanda de gas natural en la zona norte del país, en 1994 se inició el estudio de
factibilidad del proyecto integral cuenca de Burgos, para definir si era posible reactivar su
producción. El estudio tuvo los siguientes objetivos:
• Mejorar el conocimiento de las condiciones que gobiernan el comportamiento productivo
de los campos.
• Evaluar el potencial remanente.
• Jerarquizar los campos en explotación que presentan las mejores oportunidades.
• Generar opciones de inversión rentables.
El estudio identificó las siguientes áreas de oportunidad:
• Posibilidades de incrementar el ritmo de extracción en los mejores campos de la cuenca.
• Mejorar las prácticas operativas, especialmente las de perforación y terminación de pozos.
• Posibilidad de incorporar nuevas reservas.
Apoyados en los primeros resultados del estudio, se implantó un proyecto con el fin de incrementar
la producción a 500 mmpcd para junio de 1997, dando como resultado el aumento de la producción
de 250 a 420 mmpcd entre enero de 1995 y finales de 1996.
Los principales campos de la cuenca de Burgos son:
Arcabuz-Culebra, descubierto en agosto de 1955, productor en las formaciones Wilcox, Recklaw y
Queen City, pertenecientes al Eoceno Inferior y Eoceno Medio.
Arcos, descubierto en agosto de 1961 cuya producción de hidrocarburos se definió mediante
registros geofísicos.
15

Cuitláhuac, descubierto en 1972 como productor comercial de gas.
Otros campos importantes de esta cuenca son: Cañón, Lomitas, Polvareda, Torrecillas, Monterrey
y Reynosa.
Actualmente, la cuenca de Burgos es el área productora de gas natural más importante del país. Al
cierre del 2004 la producción fue de 1,095
7
mmpcd la cual representa el 24 por ciento de la
producción nacional.
La perforación en la cuenca de Veracruz
Esta cuenca se descubrió en 1953 con el campo Angostura. Se ubica en la región central del
estado de Veracruz abarcando la porción norte de la provincia geológica denominada cuenca
terciaria de Veracruz y una parte de las estribaciones de la Sierra Madre Oriental. La cuenca de
Veracruz abarca una extensión de 38,000 km 2 . Esta dividida en una cuenca terciaria de lutitas y
arenas de edades Mioceno y Plioceno que producen gas seco dulce y un área mesozoica de rocas
carbonatadas de edad cretácica productoras de aceite y gas amargo.
En los últimos tres años se ha incrementado considerablemente la perforación exploratoria, a
partir de la cual se han realizado diez nuevos descubrimientos. El índice de éxito en esta cuenca es
de 67%, lo cual es significativamente alto para una área en exploración.
El incremento considerable de perforación de desarrollo, respaldado por estudios de yacimiento
con sísmica 3D y registros eléctricos de última generación, así como la reciente incorporación de
tecnologías de vanguardia durante los procesos de perforación (perforación horizontal y cedazos
expansibles), han permitido incrementar la producción de gas de 200 a 525 mmpcd en tan solo dos
años. Además se logró perforar el pozo Arquimia 41 con mayor producción de gas en México (87
mmpcd), lo que ha detonado la implementación de las tecnologías mencionadas en otros campos.
La unidad perforadora de Petróleos Mexicanos en la actualidad
La unidad perforadora de PEMEX nació con la nacionalización de la industria petrolera. A lo largo
de su historia, ha desarrollado en su personal las habilidades necesarias para enfrentar los retos
que suponen las innovaciones tecnológicas, para aplicarlas en beneficio de la empresa.
En 1938 inició la perforación de una docena de pozos. Para 1958 ya había perforado cerca de un
millar, y a fines del siglo XX los pozos perforados eran más de 17000; todos ellos, logrados por una
organización dinámica y con un factor humano 8 comprometido.
La unidad perforadora de PEMEX ha estado en constante evolución, respondiendo a necesidades
de orden económico y tecnológico, buscando siempre ser la mejor opción de México en la
perforación de pozos petroleros. Actualmente, PEP perfora la totalidad de pozos a través de su
unidad perforadora, la cual ejecuta los trabajos que su capacidad le permite. El excedente lo
realiza a través de empresas privadas que le apoyan a cumplir los programas anuales y lograr de
esta manera alcanzar las metas de producción de PEP.
Hoy, el principal reto de esta unidad perforadora es mantenerse a la vanguardia y mantener su
competitividad y rentabilidad. Los esfuerzos deben estar enfocados a lograr niveles operativos y
de rentabilidad comparables con los mejores a nivel internacional.
16

2. Panorama actual de la perforación en México
En este capítulo se analiza el estado actual de las actividades de perforación de pozos, con el
objetivo de mostrar un panorama general que servirá de base para identificar y definir las
estrategias que le permitan afrontar el futuro, en la primera sección se describe cómo está
organizada la unidad perforadora de PEMEX Exploración y Producción. Posteriormente, se
describe la infraestructura con la que cuenta, tanto propia como contratada a compañías
especializadas. La tercera sección describe las principales áreas geográficas en las que se está
perforando, las tendencias de esta actividad y la participación que tienen las compañías
perforadoras en el mercado nacional, contratadas bajo diferentes esquemas.
Organización
En México, PEP es el organismo subsidiario de Petróleos Mexicanos encargado de extraer de
manera racional los hidrocarburos contenidos en el subsuelo y restituirlos mediante la
incorporación de nuevas reservas. Inmersas en este proceso, se encuentran las actividades de
perforación, terminación y reparación de pozos, las cuales juegan un papel medular en la cadena
de valor de la organización.
La Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP) es la entidad de PEP responsable de
llevar a cabo estas actividades, para lo cual cuenta con una estructura organizacional constituida
por una sede y tres divisiones: Norte, Sur y Marina, que a su vez están integradas por nueve
unidades operativas (Figura 2.1a y 2.1 b).
DIRECCIÓN GENERÁrOEI
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
UNIDAD DE PERFORACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE POZOS
-fr
GERENCIA DE CONTROL DE GERENCIA DE ESTRATEGIAS1 GERENCIA DE GERENCIA DE SEGURIDAD INDUSTR
L9ERACIÓNYEVALUACIÓN DEINGENIERIAYDISEÑOJ ADMINISTRACIÓNYFINANZAS PROTECCIÓNAMBENTALYCALIDAD
GERENCIA GERENCI ' 1 GERENCIA
DIVISIÓN MARINA DIVISIÓN SUR ) DIVISIÓN NORTE
r
UNIDADES OPERATiVAS:
UNIDADES OPERATFVAS:
UNIDADES OPERATiVAS:
1 • NORESTE • COMALCALCO
Rl A
• SUROESTE
:
TONALÁ
: VERACRUZ
Figura 2.1a Organigrama de la unidad perforadora de PEP.
18

La Sede tiene como función principal
implementar estrategias de mediano y largo
plazo, que permitan reducir brechas y colocar a
la organización en un nivel de mayor
competitividad. Por su parte, las divisiones
tienen la función de planear, coordinar,
administrar y diseñar las intervenciones de
pozos, así como asegurar el suministro de
materiales y servicios a las unidades
operativas, que tienen la responsabilidad de
ejecutar en forma y tiempo las actividades de
perforación, terminación y mantenimiento de
pozos.
Sin lugar a dudas, uno de los principales facto- Figura 2.1b Ubicación geográfica
res clave de éxito en cualquier organización es
su capital humano. Para llevar a cabo sus actividades, la unidad perforadora de PEP cuenta con
una plantilla de 13,185 trabajadores especializados en las diferentes disciplinas, que con su labor
diaria contribuyen al logro de los objetivos y metas trazadas. De ellos, 2,094 son profesionistas de
diferentesdisciplinas (Figura2.2).
Es justo reconocer que este capital humano ha
jugado un papel trascendental en el
descubrimiento y desarrollo de las principales
cuencas petroleras de México.
Infraestructura y capacidad de ejecución
Al inicio de la industria petrolera nacional, se
generó la necesidad de desarrollar una
infraestructura que permitiera llevar a cabo las
actividades de perforación y reparación de
pozos. Esta fue creciendo conforme se
descubrían y explotaban las principales
cuencas petroleras del país. En consecuencia,
Figura 2.2 Personal que integra la unidad perforadora de PEP
hoy en día PEP cuenta con una capacidad
instalada propia que proporciona los servicios
necesarios para atender un importante segmento del mercado nacional de estas actividades. La
demanda que no puede ser satisfecha con estos recursos es atendida mediante tres esquemas de
contratación:
• Renta de equipos de perforación (REMI, REMIX).
• Contratación de servicios integrales de perforación (SIP)
• Alianzas PEMEX-compañías
Con el fin de hacer un análisis más detallado, esta infraestructura se a dividido en tres grandes
rubros: equipos de perforación, servicio a pozos, talleres y laboratorios.
Total=13,185
612 Ingenieros Petroleros 155 Ingenieros Eléctricos
262 Ingenieros Mecánicos 140 ingenieros Químicos
925 Otros
19

Equipos de perforación y reparación de pozos
PEP cuenta con una flota de 126 equipos de
perforación y reparación de pozos, cuyas
capacidades van de 250 hasta 3000 HP. Estos
equipos se encuentran distribuidos en el
territorio nacional, como se muestra en la
Figura 2.3.
En las actividades de perforación y terminación
de pozos se emplean 64 equipos, 60 atienden
las reparaciones y dos están destinados a los
centros de capacitación y desarrollo técnico,
mejor conocidos como pozos escuela. Cabe
mencionar que estos equipos se compraron en
diferentes épocas (Figura 2.4). Hay 75 equipos
diesel mecánicos y 51 diesel eléctricos.
Como parte de las estrategias implementadas
para satisfacer la creciente demanda de
intervenciones, la unidad perforadora renta
equipos bajo las siguientes modalidades:
Renta con mantenimiento integrado (REMI).
Consiste en la renta de equipos para
rerforación y reraración de oozos, con el
Figura 2.3 Equipos propiedad de PEP
Núm.,od,,quiI Porcentaje de equipos por rango do antigüedad
140
h k% 18% :24% 1%
120
Fi
100
80
FI80
40
20 1
mantenimiento a cargo de la compañía
Figura 2.4 Antigüedad de los equipos propiedad de PEP
arrendadora. Bajo esta modalidad se tienen
contratados 35 equipos: 30 marinos y 5 terrestres. Respecto a la actividad que desempeñan, 27
equipos están en perforación y 8 en reparación de pozos.
Renta con mantenimiento integrado mixto (REMI mixto). Este esquema es similar al anterior,
pero incluye la contratación de personal operativo (perforador, cabo, chango, ayudantes de piso y
auxiliares de trabajos petroleros). Los equipos contratados en esta modalidad son 24: 15 marinos y
9 terrestres. En perforación, hay 23 equipos y 1 en reparación de pozos.
Además de los 126 equipos propiedad de PEP y los 59 rentados con las modalidades señaladas,
se encuentran operando 20 equipos de compañías contratadas para realizar servicios integrales y
6 equipos bajo el esquema alianza, los cuales se verán en la siguiente sección. El total de equipos
trabajando en territorio nacional es de 211 (126 propios y 85 de compañías) como se muestra en la
Figura 2.5.
Figura 2.5 Equipos con que opera la unidad perforadora
20

Servicio a pozos
Los trabajos de perforación y reparación de pozos requieren una serie de servicios especializados,
como: cementación de tuberías, fracturamientos, registros geofísicos, estimulaciones,
inducciones, tomas de información, entre otros. Para hacerfrente a la demanda de estos servicios,
la unidad perforadora de PEP cuenta con 9 bases operativas, localizadas geográficamente como
se muestra en la Figura 2.6.
Reynosa
Poza Rica
3. Veracruz
Delta del Tonalá
Comalcalco
3 Reforma
4 Cd. Pemex
Uhl
1.- Cd. del Carmen
O 2.. Dos Bocas
co
Figura 2.6 Bases operativas de servicios a pozos
Con esta capacidad instalada se realizan en
promedio 40,200 operaciones anuales
(Tabla 2.1).
Estas bases operativas están organizadas en
cuatro líneas de negocios: registros geofísicas,
cementaciones, línea de acero e interven-
ciones sin equipo.
La infraestructura instalada en estas bases
consta de laboratorios de cemento y eléctricos,
plantas de cemento y ácido, fosas de material
radiactivo, polvorines y 203 unidades de
servicios a pozos distribuidas como se muestra
en la Figura 2.7.
1-igura ¿.í unidaaes de servicio a pozos propiedad
de PEP
Registros Geofísicos, Operaciones
Especiales y Disparos
Operaciones Mecánicas, Tomas de
Información y Muestreo PVT con
Línea de Acero
Cementaciones, Estimulaciones y
Bombeos
Limpieza, Inducciones
Operaciones con Tubería Flexible
5343 1 2,572 1 1,090 1 9,005
11,091 1 6,321 1 1,352 1 18,764
3,380
1 2,987 1 5,754 1 12,121
177 1
133 0 310
Tabla 2.1 Operaciones realizadas en 2004 con la infraestructura de PEP
21

Para atender los diferentes servicios a pozos, se utiliza la capacidad propia de la unidad
perforadora y la demanda excedente se cubre con apoyo de las compañías de servicios
especializados, tanto nacionales como extranjeras.
De acuerdo con el número de operaciones realizadas en 2004 (54,775), el 27 por ciento de ellas
(14,575)fueron efectuadas porcompañías particulares (Figura 2.8).
Operaciones mecánicas, tornas de información y muestreos PVT
_-- -Cementaciones, estimulaciones y bombeos
Registros geofisicos, operaciones especiales y disparos
Limpieza, inducciones y operaciones con tubería flexible
Fracturamientos
80 60 40 20 20 40 60 80 100
Contrato 4 Administración
Figura 2.8 Participación en el mercado nacional de servicios a pozos 2004
Talleres y laboratorios
Otra parte importante de la infraestructura con la que cuenta la unidad perforadora son los talleres
que se han construido en los diferentes centros de trabajo. Actualmente están operando 69
talleres:
• 34 en la Región Norte.
• 29 en la Región Sur.
• 6 en las Regiones Marinas.
Estos talleres suministran el mantenimiento a componentes de los equipos de perforación y
rehabilitan conexiones superficiales, herramientas especiales, árboles de válvulas y herramientas
tubulares.
Además de la infraestructura descrita en esta sección, la unidad perforadora cuenta con tres
centros de capacitación y adiestramiento donde se imparten cursos especializados de
perforación. Dispone también de siete plantas de lodos y barita y una bodega de material químico
en Dos Bocas, Tabasco.
22

La infraestructura propia y contratada con la que cuenta la unidad perforadora de PEP se resume
en la Figura 2.9.
PEP 1 Compañias
Personal 13,185
Equipos de Perforación y Terminación 126 85
Unidades de Servicio a Pozos 203 110
Centros de Capacitación y 3 0
Desarrollo Técnico
Talleres 69
Plantas de Lodo y Baflta 7
C4,947
4jí21
80
37
Pemonal
Equipos
Unidades
3,611 (' 65 59 30de Servicios
Talleres
y Plantas
1"
Figura 2.9 Ubicación geográfica y resumen de la infraestructura de la unidad perforadora
Pozos intervenidos y estructura del mercado nacional de perforación de pozos
El desarrollo de importantes proyectos, como Cantarell, Burgos, Chicontepec y Crudo Ligero
Marino entre otros, han incrementado las actividades de perforación y mantenimiento de pozos.
En el periodo 1995-2004 se registró un incremento del 356 por ciento en esta actividad (Figura
2.10).
800
:
700
Desarrollo
600
Exploratorios
500
400
300
200
100
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
Figura 2.10 Pozos terminados7
en
o
N
o
CL
23

Este incremento en la perforación de pozos obedece a una mayor actividad de exploración,
desarrollo y mantenimiento de pozos en el territorio nacional, acorde a los planes de expansión de
PEP, lo que generó una mayor demanda de equipos de perforación, como se observa en la Figura
2.11.
/ 1,000 150
800 -- Equipos Promedio
fl Pozos Terminados
loo er
te 600 e,
o
'4
o
0.
400 2
50 e
E
200 2
o.
o O
O) O)
- ci c',
a) O) O)
Ln
Cn a a
<14
=
Año
Figura 2.11 Pozos terminados y equipos promedio operando
De los 713 pozos terminados en el año de 2004, el 80 por ciento corresponden a la Región Norte, el
10 por ciento a la Región Sur y el restante 10 por ciento a las Regiones Marinas.
Es importante destacar, que es en los campos someros de la cuenca de Burgos donde se ha
registrado el mayor incremento de terminación de pozos. En 2004, el 55 por ciento de los pozos
terminados se localizaron en esta área. Estos pozos en su mayoría son someros, razón por la cual
la profundidad promedio disminuyó considerablemente a partir de la reactivación de esta cuenca
en 1997, (Figura 2.12).
1,000
ii!IilB 1Año
Figura 2.12 Pozos terminados y profundidad promedio'
24

Como se mencionó previamente, parte de las intervenciones han sido realizadas por compañías
contratadas mediante los siguientes esquemas:
Servicios integrales de perforación (SIP). El objetivo de estos contratos es encargar al
contratista la ejecución de diversas obras y servicios para la explotación de hidrocarburos. Estos
incluyen: la perforación y terminación de pozos, la construcción de caminos y localizaciones, así
como la construcción de la infraestructura necesaria para el manejo de su producción.
La unidad perforadora de PEP define los diseños básicos de los pozos y supervisa los trabajos
que se realizan con esta modalidad, ya que la ingeniería de detalle y la ejecución de los pozos
están a cargo de las compañías contratadas.
El contrato Burgos Central 1, firmado en 1997, fue el primero de su tipo y consistió en la perforación
y terminación de 31 pozos, 6 estudios de yacimientos, 1,684 km2 de sísmica 3D, 4 estaciones de
compresión y una estación de recolección. A éste le siguieron los contratos Central II, III, y Oriental
1; todos ellos se firmaron en 1998 para perforar un total de 86 pozos.
Es importante mencionar que en el año 2001, se firmó el contrato bajo este esquema con una
compañía canadiense que a la fecha a perforado 664 pozos en la cuenca de Burgos.
Los proyectos en los que actualmente se opera con este esquema de contratación son:
Región Norte: Burgos, Chicontepec y Veracruz.
Región Sur: Antonio J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán.
Con este esquema se encuentran operando en territorio nacional un total de 20 equipos: 17
terrestres y 3 marinos. La actividad está enfocada principalmente a la perforación de pozos, 18 de
estos equipos están en perforación y 2 en reparación de pozos marinos de la Región Norte.
Alianzas PEP-compañías. Estos contratos se implementaron a partir de 1999 en la cuenca de
Burgos. Tienen como característica la conformación de un equipo de trabajo donde la unidad
perforadora proporciona los equipos de perforación tripulados y algunos materiales estratégicos
para la construcción del pozo (tuberías de revestimiento, cabezales y árboles de válvulas). Por su
parte, la compañía contratista también proporciona equipos de perforación tripulados para formar
una flotilla mixta de equipos en un mismo proyecto. En este esquema de contratación se encarga a
la compañía el suministro de materiales y servicios periféricos para la perforación y terminación de
pozos.
La ingeniería básica de los pozos y la supervisión los proporciona la unidad perforadora de PEP, y
la compañía contratada elabora la ingeniería de detalle y ejecuta los programas.
Actualmente se encuentran trabajando 6 equipos con este esquema de contratación, todos ellos
en perforación de pozos de desarrollo en la Región Norte.
La perforación de pozos mediante estos dos esquemas de contratación (SIP y alianza) se ha
incrementado desde su implementación. En el periodo 1997-2004 se terminaron un total de 1,261
pozos (839 con SIP y 422 por alianza) y su participación en el mercado nacional registra una
tendencia creciente (Figura 2.13).
25

nA
70
1 20
200 - • Parhcipación en &merado
U Po2osTemlnado
0 oHu1 O
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
Figura 2.13 Participación en el mercado nacional de perforación de los contratos de servicios integrados y alianza
Contratos de Servicios Múltiples (CSM). Los CSM son contratos de obra pública sobre la base
de precios unitarios y sin importar el nivel de producción, el contratista simplemente recibe un
pago en efectivo por la ejecución de las obras, su duración es a largo plazo, de 10 a 20 años, lo que
permite a PEMEX complementar esfuerzos para desarrollar proyectos en áreas con potencial, que
han sido pospuestos por falta de recursos financieros.
Actualmente se han adjudicado siete bloques a diferentes empresas, a la fecha se han perforado y
terminado 33 pozos. Este esquema es una buena opción de PEP para incrementar su producción.
La infraestructura con la que cuenta la unidad perforadora de PEP le ha permitido mantener sus
niveles de actividad. Sin embargo, el incremento constante en la demanda de intervenciones
sobrepasa cada día más la capacidad de ejecución de ésta, generando una mayor participación de
las compañías contratadas con enfoques de trabajos integrales.
26

3. Alineación de la unidad perforadora a la visión de
negocios de PEP
Con la misión de maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural
del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la
comunidad y el medio ambiente, PEP tiene la visión de convertirse en una empresa líder de
exploración y producción en el ámbito internacional y mantenerse como la mejor inversión de los
mexicanos. En este sentido, PEP desarrolla un portafolio de proyectos con el propósito de
establecer objetivos, metas y acciones que le permitan responder adecuadamente a los retos y
oportunidades de la exploración y producción de hidrocarburos del país.
Alineándose a esta visión empresarial, la unidad perforadora de PEP tiene el compromiso de
proporcionar los servicios de perforación, terminación y mantenimiento de pozos con altos índices
de desempeño y las mejores prácticas internacionales, para coadyuvar a incrementar la
rentabilidad de los proyectos de PEP.
Para esto, es indispensable identificar con claridad el grado de participación de la unidad
perforadora y las responsabilidades correspondientes para contribuir cabalmente al cumplimiento
del plan de negocios de PEP.
En este capítulo, se analizan diversos escenarios para las actividades de perforación, terminación
y mantenimiento de pozos, así como la demanda de equipos de perforación en función de los
pronósticos de exploración y producción de aceite y gas del Plan de Negocios 2002-2010 y la
cartera de proyectos del 200510
Panorama de la perforación exploratoria en función del potencial
petrolero de México
PEP tiene cuatro ventajas competitivas para convertirse en una empresa petrolera de clase
mundial: su base de reservas, su inventario de oportunidades exploratorias, sus procesos y
sistemas, y el compromiso de su personal 9 . Como se muestra en la Figura 3.1, PEP cuenta con
una base de reservas probadas de 17,650
/ miles de millones de barriles de petróleo
( MMBPCE crudo equivalente.
PEP cuenta actualmente con un inventario
de aproximadamente 2,000 oportunidades
exploratorias. Este inventario asegura la
viabilidad de la empresa en el corto y
mediano plazo, en la medida en que realice
las inversiones necesarias para traducirlo en
reservas probadas que puedan ser
desarrolladas. Por lo tanto, para que PEP
cumpla con la misión de maximizar el valor
económico de largo plazo de las reservas de
crudo y gas natural del país, es indispensable
que cuente con una cartera de proyectos de
alta calidad y rentabilidad y se garantice el
éxito de la perforación de pozos exploratorios
Figura 3.1 Reservas de hidrocarburos de PEP7
28

2002 2003 2015
y de desarrollo que asegure la incorporación de reservas y la producción. A la fecha, el éxito de la
perforación de pozos exploratorios es de 41 por ciento y el correspondiente a pozos de desarrollo
es de 94 por ciento 12 .
En este sentido PEP tiene contemplado incrementar la perforación exploratoria para fortalecer el
inventario de reservas y revertir la tendencia de la tasa de reposición de las mismas, así como
documentar proyectos de explotación para toda la base de reservas probadas.
Como se ilustra en la Figura 3.2, debido a que existen áreas con un enorme potencial que aún no
se han caracterizado, PEP se ha planteado la meta de caracterizar la totalidad del potencial
petrolero del país para el año 2006.
Gas No Asociado
i5 ,'rF;, Madre C)PittÍ;u
Sar' .. V,t! le R .... .1" .
y
— -
Aceite Ligero / Gas Asociado
- . 1
Aceite Intermedio / Pesado
Provincia Madura PEG Exploración de Frontera
Figura 3.2 Principales cuencas y prioridades para su estudio 9
El conocimiento integral de las características geológicas de sus cuencas y yacimientos es
importante, no sólo para entender el potencial petrolero del país y garantizar la integración de una
cartera que maximice el valor económico de sus reservas, sino también para determinar los tipos
de equipos, tecnologías e ingenierías de perforación que se requerirán para extraerlas a bajo
costo.
29

A partir del 2002, las inversiones en exploración han permitido un incremento continuo de la tasa
de reposición de reservas hasta alcanzar un valor de 57 por ciento al cierre de 2004, y se estima
que a finales del 2010 sea dell 00 por ciento (Figura 3.3). Esto es similar a la práctica internacional
de los líderes del mercado petrolero, que alcanzan estos niveles de reposición, para garantizar su
competitividad y viabilidad en el largo plazo.
Incorporación de reservas por descubrimientos
rMMBPCE Restitución en 2004:
916
2,500 - Restitución
Año
1990 1995 2000 2005 2010
Fig. 3.3 Incorporación de reservas por descubrimiento7
Por estas razones, PEP se propuso como meta restituir en reservas, el 65 por ciento de la
producción en el 2006, y alcanzar casi el 100 por ciento a partir del año 2010. En este sentido, la
cartera de inversión 2006-2020 considera importantes proyectos exploratorios tanto en aguas
profundas como someras, (Figura 3.4).
Inversiones por tipo de geografías Producción por tipo de geografía
(millones de pesos) (MBPCD)
120.000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
O
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
o
Figura 3.4 Inversiones y producción por tipo de geografía 1°
30

Asimismo, como se muestra en la Figura 3.5, para mantener un nivel de incorporación de reservas
similar al de las grandes empresas petroleras (entre el 95 y 100 por ciento de la producción), PEP
en su cartera de proyectos 2005, consideró la necesidad de contar con inversiones adicionales a
las documentadas en el Plan de Negocios 2002-2010 en proyectos de exploración y desarrollo,
con niveles de inversión cercanos a los 100 mil millones de pesos totales por año en la siguiente
década.
Figura 3.5 Inversiones reales y planeadas de PEP 91°
Pronósticos de producción de aceite y gas en función de la oferta y la demanda
Actualmente, PEP enfrenta diferentes retos
derivados de las condiciones existentes en el
mercado internacional y doméstico de
hidrocarburos. En el mercado doméstico se ha
mantenido como el principal proveedor de
energía que México requiere para su desarrollo.
En el caso del aceite, como resultado de las
inversiones en exploración, desarrollo y
explotación, en el Plan de negocios 2002-2010,
PEP pronosticó alcanzar una producción
promedio de 3,875 mbd en el 2006 y una
producción promedio máxima de 4,260 mbd en
el 2008. Esto, con el propósito de cubrir la
demanda nacional e incrementar los volúmenes
disponibles para exportación y maquila (Figura
3.6).
Demanda nacional de crudo SNR (MBD)
1,308 1,440 1,487 1,737 1,738
tu ! F!
Oferte de crudo (MBD)
3081 3333 3,564 3.875 3,929
Crudo disponible para exportación y maquile (MBO)
1,773 1.893 2,077 2,139 2191
2001 2002 2003 2006 2010
L!do II Ugaro
Figura 3.6 Balance nacional de crudo 9
31

En cuanto a la producción de gas natural se pronostica una creciente demanda de este energético,
principalmente en el sector eléctrico 9 (Figura 3.7).
Figura 3.7 Demanda de gas natural913
Como se muestra en la Figura 3.8, de acuerdo con estadística de la Comisión Federal de
Electricidad (CFE), se espera un crecimiento de 150 por ciento en la demanda de gas natural en los
próximos ocho años. Esta demanda de gas natural, representa un reto para PEP de acuerdo a los
volúmenes de producción actuales, razón por la cual la cartera de proyectos 2005 contempla un
incremento de actividad de perforación en yacimientos de gas natural del país; esto permitirá
mantener los niveles de importación constantes.
MMPCD
4,283
Figura 3.8 Pronóstico de la demanda de gas natural de la CFE 3
32

Por otro lado, los pronósticos más recientes, basados en la cartera de proyectos 2005 (Figura 3.9),
muestran que la producción de crudo y gas de los activos de Cantarell y Burgos declinará
fuertemente, y que las inversiones se concentrarán en los activos Ku-Maloob-Zaap, Litoral de
Tabasco, Samaria-Luna, Poza Rica-Altamira y Veracruz. Por lo tanto, el éxito de las inversiones de
perforación, terminación y mantenimiento de pozos en estos activos, será esencial para
compensar la declinación de los campos maduros y mantener el nivel de producción actual, lo cual
representa un reto para la unidad perforadora de PEP.
Inversiones por activo Producción de PEP
(mil millones de pesos) (MBPCED)
120,000 8,000
100,000 5,000 _
80,000 '— 4,000
,
60,000 - 3,000
40,000 2000
120000
1 1 000 1 Cantarefl
O
40 r- dO Ob O t Pb W ID £. 40 Dl 0
o
40 P.. 40 0% 0 Pb • Mb ID £. 0 01 0
Figura 3.9 Inversiones y producción por activo 10
Adicionalmente, de acuerdo con el nivel de inversión considerado en la cartera de proyectos 2005
(Figura 3.9), para lograr las metas de producción establecidas en el Plan de negocios 2002-2010,
es necesario establecer nuevas estrategias a fin de solventar las áreas de oportunidad que han
surgido durante su implementación. La Figura 3.10 muestra los pronósticos de producción de la
cartera de proyectos 2005, así como las tendencias reales de producción de aceite y gas. Estas
cifras representan un gran desafío para los activos de PEP y exige un fuerte compromiso por parte
de la unidad perforadora.
Producción de crudo Producción de gas
MBD MMPCD
4,500 8,000
4,000 7,000
3,800
6,000 -. -1
3,000
Rl 5,000
2,500
2,000
Plafleidos ,, 4,000 Plen.adoe en
"
la cartera de Rial
3,000
la cartela de
1,500 proyectos
1,0
" proyectos
Incretnint& de PEP
2000
lncr.menWl de PEP
1,000 Producción d.campoe
, deCimpoi
500 un lnverIón
1,000
Producción
nr, lweruló
estratégIca
1 __________________________
Figura 3.10 Pronóstico de producción de crudo y gas7' 91°
33

Escenario de actividades de perforación en México
Para alcanzar los objetivos de PEP, la unidad perforadora definirá estrategias y tomará acciones
para cumplir con los programas de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, los cuales
consideran perforar y terminar 15,812 pozos (3,730 exploratorios y 12,082 de desarrollo) en el
periodo 2006-2020, a un ritmo promedio de 1,054 pozos por año (Figura 3.11).
En el caso del programa de perforación marina, resalta la necesidad inmediata de incursionar en
aguas profundas y, de acuerdo con los pronósticos de exploración, hasta en aguas ultra profundas
a partir del 2008 (Tabla 3.1).
1,000
400 En tierra 400
Desarrollo
200 200
o o
Año Año
Figura 3.11 Programa de perforación y terminación 2006-2020 por tipo de geografía 1°
_____
ji
1
•
Caxui-1 Aceite Ligero 4,100
•---.--
Norte
-
.r .•
G de M Sur
• .u'wr
445
lláájt
2005
2 Noxal-1 Aceite Superligero 3,300 Marina SO G de M B 950 2005
3 Lakach-1 Aceite Ligero 5,400 Marina SO G de M B 860 2006
4 Leek-1 Aceite Ligero 5,000 Marina SO G de M B 900 2006
5 Eslipua-1 Aceite Ligero 6,100 Norte G de M Sur 580 2006
6 Talipau-1 Gas Seco 4,900 Norte G de M Sur 975 2007
7 Kalapu-1 Aceite Ligero 5,000 Norte G de M Sur 1,380 2007
8 Patini-1 i Aceite Ligero 5,900 Norte G de M Sur 1,390 2007
10 eaPerddo!J
Tabla 3.1. Programa de aguas profundas y ultraprofundas (Maximino 1 y PEP 1)14
34

Es importante hacer notar que aproximadamente el 60 por ciento de la producción de
hidrocarburos en el periodo 2006-2020, provendrá de los programas de perforación en aguas
someras y profundas (Figura 3.12).
La Figura 3.13 pronostica la mayor actividad de perforación en los activos Ku-Maloob-Zaap, Litoral
de Tabasco, Samaria-Luna y Veracruz, y se incrementa sustancialmente en Poza Rica-Altamira.
6,000
5,000
4,000
3,000
Aguas someras
2,000
1,000 En tierra
O
«O «O e N
Año
Figura 3.12 Producción de hidrocarburos por tipo de
geografía1°
Pozos perforados por activos
(número de pozos perforados)
Año
Figura 3.13 Programa de perforación 2006-2020 por
activo 0 .
1,600
1,400
1,200
1,000
600
600
400
200
o
Por otro lado, el programa de mantenimiento de pozos (Figura 3.14) representa de igual manera un
reto para la unidad perforadora de PEP. Este programa contempla realizar 19,266 reparaciones
menores (1,282 por año) y 7,999 reparaciones mayores (553 por año), 2,780 taponamientos (185
por año) y 377 conversiones a sistemas artificiales de producción (25 por año).
3,000
Conversión -
2,500
e 2,000
1,500 Rei
1,000
e,
' 500
Reparación menor
z
o
O
cmN C'4 r'. N N N N N <M cm N r1 N
Año J
Figura 3.14 Programa de intervenciones de mantenimiento 20062020b0
35

Debido al incremento de las actividades de perforación y mantenimiento de pozos, tanto en tierra
como costa afuera se espera una mayor demanda de equipos (Figura 3.15).
Necesidad de equipos de perforación Necesidad de equipos para reparaciones
(Número de equipos por año) (Número de equipos por año)
250 90
80
E 40
30
50 En Tierra 20 En Tierra
10
Figura 3.15 Necesidad de equipos por tipo de geografía 5
Dado que las intervenciones de perforación, terminación y en mucho mayor proporción, las de
mantenimiento de pozos, utilizan recurrentemente los trabajos de servicios a pozos de PEP, esta
línea de negocios representa un factor clave de éxito para el cumplimiento de los programas y por
ende, las metas de producción de PEP.
En el 2004, la unidad perforadora de PEP realizó 713 intervenciones de perforación con sus
respectivas terminaciones y 1,549 intervenciones de mantenimiento a pozos. Para ello, contó con
211 equipos (153 de perforación y 58 de reparación). Por lo tanto, considerando el escenario de
intervenciones de perforación, terminación y mantenimiento de pozos previsto para el período
2006-2020, resulta evidente que hay que redoblar esfuerzos para hacer de ella un área de servicio
de alta competitividad y confiable, que contribuya a los objetivos de PEP.
91.1

4. Entorno mundial de la perforación
En este capítulo se analiza el estado actual del entorno mundial de la industria de exploración y
producción de petróleo, en función del comportamiento de la oferta y la demanda de los
hidrocarburos en el mundo y sus tendencias. Asímismo, se señalan las principales variables que
impactan a las actividades de perforación y mantenimiento de pozos, así como sus implicaciones
para el cumplimiento de las metas y objetivos de PEP.
Oferta y demanda de aceite en el mundo
Investigaciones realizadas por la agencia de Estudios Geológicos de los Estados Unidos
(USGS)16, indican que hay suficientes reservas probadas de aceite para satisfacer su creciente
demanda por lo menos hasta el 2020. Por otro lado, de acuerdo con la tendencia actual de la oferta
y la demanda de aceite en el mundo (Figura 4.1), la Agencia Internacional de Energía (AlE) 17
pronostica que ésta demanda se incrementará 38 por ciento en el periodo 2005 -2020, a un ritmo
promedio anual de 2.5 por ciento. Asimismo, prevé dicha agencia que el aceite y sus derivados se
mantendrán como la fuente principal de energía.
Figura 4.1 Tendencia actual de la oferta y la demanda de aceite en el mundo7
Tomando en cuenta el incremento robusto del
consumo de energía, influenciado principal-
mente por las economías desarrolladas (Estados
Unidos, Japón y Europa) y por el emergente país
súper consumidor de energía (China), así como
parlas economías en rápido desarrollo de países
como Brasil y México, se estima que la
producción de aceite mundial se incrementará de
85 millones por día que se producen
actualmente11 , a 121 millones de barriles por día
para el año 202513 (Figura 4.2).
La mayor parte del incremento en el uso del
petróleo en las economías industrializadas
ocurrirá en el sector transporte, donde actual-
mente son pocas las alternativas energéticas
económicamente competitivas1719
Figura 4.2 Pronóstico de producción mundial de aceite 13
38

Oferta y demanda de gas natural
en el mundo
Investigaciones de la agencia USGS 18 revelan
que las reservas de gas natural del mundo son
gigantescas. De acuerdo con Cedigaz 2° en las
últimas dos décadas éstas se duplicaron. Por
otro lado, Britsh Petroleum 18 determinó en ene-
ro de 2005 que las reservas mundiales de gas
son de 179 trillones de metros cúbicos (6,337
trillones de pies cúbicos). Este incremento de
reservas probadas de gas no se debe
únicamente a la exploración exitosa y al
incremento de actividades en todas las áreas
del mundo, sino también a la evolución y
desarrollo de tecnologías que han permitido
revalorar las reservas.
La Figura 4.3 Relación reservas probadas contra
producción de gas mundial8
En la Figura 4.3, se muestra la relación global de reservas probadas contra producción de gas,
esta gráfica muestra que las reservas mundiales de gas contemplan una producción de 66 años a
partir del 200418.
Por otro lado, dado que durante la última década el gas natural pasó de ser un combustible
marginal a un insumo esencial de la economía moderna (Figura 4.4), principalmente por la
combustión limpia y eficiencia energética, la AlE estima que la demanda de gas natural se
incrementará a un ritmo de 2.6 por ciento anual en el periodo 2005-2020 y su participación como
fuente de energía primaria alcanzará el 26 por ciento para el 2020.
6,000
::
Petróleo
Carbón
I,OOO nUcI ear T0
1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Año
Figura 4.4 Consumo mundial de energía por tipo de combustible 16
39

Aunque la alta volatilidad de los precios de los hidrocarburos hace imposible predecir con precisión
el comportamiento de las regiones productoras de gas, la AlE estima que la producción de gas en
el periodo 2000-2020 por regiones se comportará como se muestra en la Figura 4.5. En ella se
observa que la producción más importante estará en manos de las economías en desarrollo,
países de la Organización de Países para el Desarrollo Económico (OECD) de Europa y Norte
América.
Norteamérica Europa
Africa y
Latinoamérica Asia Medio Este
28% 12% 6% 9% 14%
V21% Y7% Á8% .Á14%
Figura 4.5 Producción de gas por regiones 17
Influencia de México en el mercado mundial de la industria petrolera
De acuerdo con la estadística del centro de investigación de la Oil & Gas Journal 1 , a julio de 2005,
después de Estados Unidos, México es el país con más producción de aceite en el continente
americano (Figura 4.6).
E LIIIIUJ
1 1 •I 1 fi o
> 4
2
Figura 4.6 Países productores de aceite en el continente americano 11
40

Su producción únicamente es superada porArabia Saudita, Rusia, Estados Unidos, Irán y China.
Es decir, como se muestra en la Figura 4.7, México ocupa el sexto lugar entre los principales
países productores de aceite en el mundo. Además, es el mayor productor en Latinoamérica 11
/717.0
15
-
w 4
,EJI,fl,fllllljIInoonfluoo(5 (5 c ts o v .
«n
(5 . 0
:8
(5 (5 C
Z
Figura 4.7 Principales países productores de aceite 11
Al primero de enero del 2005, México ocupa el décimo cuarto lugar mundial en reservas probadas
(Figura 4.8)
7
. Además, de acuerdo con estudios realizados por Wood Mackenzie 21 , México ocupa
el cuarto lugar en reservas probadas y probables entre las mejores compañías petroleras
internacionales. El enorme potencial de la industria petrolera mexicana en cuanto a reservas
probadas y probables de aceite, se debe en gran medida a la incorporación de la sísmica 3D y
tecnologías modernas, que han coadyuvado a mejorar el porcentaje de éxito en la perforación
exploratoria que actualmente es del 41 por ciento.
/ 300
263
w
250
(5
°o
200
150 1333
115
E 99 98
100
72
50 40 39 35
29
17
El
17 17 15
o
ea
uC a
2
. • .
CO
. .5 O
. '.!
. . . . .2 w 2 x '
a
CO
ie (fl (5 Z
OC 15
le
-y,
Figura 4.8 Reservas probadas de hidrocarburos 718
41

También es importante subrayar que México ocupa el cuarto lugar entre los países que exportan
aceite al mercado de Estados Unidos, lo cual representa aproximadamente el 7 por ciento de la
demanda de este país, que es conocido como nuestro primer socio comercial.
Entorno mundial de la perforación
De acuerdo con las enormes reservas /
probadas de aceite y gas en el mundo, se
estima que el consumo de estos energéticos u[2OOL
continuará con un incremento sostenido Total 642 648 642
durante las siguientes dos o tres décadas. Dado Contratados 535 539 572
que la actividad de perforación es directamente Sin Contrato 107 109 70
proporcional a la demanda de estos
Porcentaje de Ocupación 83 83 89
energeticos, es sencillo predecir que esta
actividad continuará de igual manera
aumentando. Como se puede observar en la Totade Porcentaje
ntratados
Tabla 4.1, hasta el mes de julio de 2005, de
acuerdo con la base de datos de ODS- Total 293 228 78
22
gran mayoría de los equipos de
permanente desde hace ya algunos años,
notándose un incremento del porcentaje de 935 800 86
utilización en el año 2005, lo cual concuerda
con el considerable incremento en la oferta y la
Tabla 4.1 Existencia y utilizacion de equipos de perfora-
demanda de hidrocarburos registrada desde el ción marinos en el mundo 21
2004.
La Figura 4.9, muestra que la tendencia de la utilización de equipos de perforación marinos desde
el 2002 y hasta el 2004, fue prácticamente constante. A partir de entonces, se incrementó
conforme aumentaba la demanda de gas y aceite en el mismo periodo. Como se puede observar
en esta figura, el porcentaje de utilización en el 2005 ha sido el más alto de los últimos seis años y el
tiempo en espera ha sido el mínimo.
100%
1 I'/ 12% Reparaciones
90%
80%
70%
¡
60%
- - Actividades relacionadas
50% 2/ /i;-i. 77/'. -i:..•'/. V.., conlapertoración
- incluyendo movilización
40%
30% _
20%
-,. pera
2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 4.9 Porcentaje de utilización de equipos marinos en el mundo 22
42

12 14 16 18 20
Con base en los pronósticos de la demanda de aceite y gas en los próximos años, el consorcio
MERCER15 , determinó que la proyección de oferta y demanda de equipos marinos en el mundo se
comportará como se muestra en la Figura 4.10.
Autoelevables Semisumergibles
Histórico de disponibilidad - - - - - Proyección de disponibilidad
Figura 4.10 Oferta y demanda de equipos marinos en el mundo 22
En este estudio se considera que el área clave de crecimiento es en aguas profundas y ultra-
profundas.
Como consecuencia del alto índice de ocupación de equipos marinos en el mundo, aunado a las
especulaciones estadísticas que pronostican un continuo incremento de demanda de
hidrocarburos en los próximos años, se anticipa un incremento considerable en las tarifas diarias
para renta de equipos marinos (Tabla 4.2)23.
250' 40,000 - 70,000 $50000 - 99,000
Autoelevable
300' 50,000 - 15,000 $65.000- 120,000
Autoelevable
Semisumer9ible 60.000 - 110.000 6SF Arctic IV 1500' (GlobalSantaFe)
30 generación Dic 05-Jun 06: $185.000 (Mar del Norte)
Jun 06-Oct 06: $201.000 (Mar del Norte)
SemlsumeribIe 75,000 -140,000 Ocean Valiant (Diamondøifahore)
40
generación Jun 05-Mar 06: -$130's a -150's (US GOM)
Mar 06-Mar 07: $304000 (US GOM)
Semisumerible 140,000- 170,000 Deepwater Horizon Semi (Transocean)
50 generación Sep 04-Sep 05: $165.000 (US GOM)
Jul 06-Jul 07: $275.000 (US GOM)
Barco perforador 160.000- 240,000 CR Luigs (6SF) Drili
Nov 05-Nov 06: $225.000 (Nigeria)
Dic 06-Dic 08: $398.000 (Nigeria)
Tabla 4.2 Tarifas actuales y proyectadas de equipos marinos
43

En el caso de los equipos terrestres, también se
ha observado una tendencia de incremento de
utilización (Figura 4.11). Sin embargo, a
diferencia del notorio incremento del uso de
equipos marinos registrado hasta el 2005, el
incremento del uso de los equipos terrestres se
disparó a finales del año 2002.
Comparando el comportamiento del uso de
Equipos terrestres operando en el mundo
2,500
1:: ---
0
1,000
o
z
500
o
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Año
eqUIPOS etietie lrlyUld 'L 1 1), UUII el de Id
oferta y demanda de aceite mostrada en la Figura Figura 4.11 Variación del uso de equipos de perforación
4.1, se observa un aumento considerable en la terrestresenelmundo 11
transición del 2002 al 2003. Se puede concluir que la variación en la utilización de equipos
terrestres es más sensible a un cambio en la oferta y la demanda de hidrocarburos, tomando en
cuenta que la perforación terrestre es mucho más barata que la marina. Es decir, las compañías
petroleras usan como primer recurso para contribuir a balancear la oferta con la demanda, la
perforación terrestre, y como segunda alternativa la perforación marina.
Otra proyección estadística realizada por WoodMackensy (Figura 4.12), pronostica un continuo
incremento de la utilización de equipos terrestres en el mundo hasta el 2011. A partir de este año,
aunque el ritmo de incremento disminuye considerablemente, éste continúa hasta el 2018, donde
se estabiliza.
Número de equipos
3,500
3,000
1,500
1000 14 16 18 20
- Historia de disponibilidad - Proyección de necesidad de equipos
Figura 4.12 Prorn5stico de utilización de equipos terrestres 22
Se puede concluir que la actividad de perforación se incrementa proporcionalmente con la
demanda de hidrocarburos. Por lo tanto, con el creciente consumo de hidrocarburos en México y el
mundo, se espera que tanto la actividad de perforación como la utilización de equipos, continúen
manteniendo la misma tendencia. Con esta base, la unidad perforadora de PEP está proponiendo
nuevas estrategias para cumplir sus compromisos de perforación, terminación y mantenimiento de
pozos proyectados en el Plan de Negocios, afrontando el problema de la poca disponibilidad de
equipos en el mundo, y sus altos costos.
44

5. Visión estratégica de la unidad perforadora
En este capítulo se definen las estrategias que permitirán convertir a la unidad perforadora en un
área de servicios especializados. Estas estrategias, están fundamentadas en los estudios del
entorno actual de la perforación en México, la visión de negocios de PEP y los escenarios del
mercado mundial de perforación descritos en los capítulos previos.
Inicialmente, un análisis de las proyecciones de la constitución de reservas y producción de PEP
de 2005 a 2020, permitió establecer el pronóstico de actividad de perforación y mantenimiento de
pozos para este periodo. Posteriormente, se estudiaron los escenarios actuales y futuros del
mercado internacional de perforación, para identificar las mejores prácticas internacionales y los
retos que impone el mercado externo en los planes de PEP, tanto en materia de equipos de
perforación como de contratistas. Finalmente, con el total conocimiento de las fortalezas y áreas
de oportunidad actuales de la unidad perforadora, se definieron las estrategias relacionadas con
los procesos de planeación y diseño, organización y personal, tecnología, equipos, cadena de
suministro y administración del conocimiento, considerados como los elementos clave de la
función desempeñada por la unidad perforadora (Figura 5.1)..
tón del c0
/70
d C pr = 4
Figura 5.1 Elementos clave de la función de la unidad perforadora
Procesos de planeación y diseño
A partir del análisis realizado durante el desarrollo de este trabajo, se concluyó que la planeación y
el diseño de pozos es un insumo clave para crear el portafolio de proyectos y la aprobación del
presupuestol anual, donde las unidades de negocio y los responsables de perforación participan
activamente.
Al comparar la cadena de valor de la función de la unidad perforadora contra las mejores prácticas
46

internacionales, muestran una evidente área de oportunidad que requiere la participación conjunta
del Activo y la unidad perforadora para maximizar la creación de valor de PEP, vía el proceso de
perforación, terminación y mantenimiento de pozos.
Cadena de valor de la función de la unidad perforadora de PEP
Nivel de
Involucramiento
de los principales
actores
Aprobaclon p esupuestal
Cadena de valor de la función de la unidad perforadora en Practicas Internacionales
Nivel de
Involucramiento
de los principales
actores
Aprobación Presupuestal
Figura 5.2 Cadena de valor de la función de la UP vs mejores prácticas internacionales 15
Figura 5.3 Planeación y diseño de pozos de la UP de PEP vs. mejores practicas internacionales
Como puede observarse en las Figuras 5.2 y 5.3, mientras que en PEP el diseño del pozo es
responsabilidad de la unidad perforadora, en las prácticas internacionales, éste es realizado por
equipos multidisciplinarios. Además, se valida la factibilidad técnica y financiera del proyecto pozo
conforme incrementa el nivel de detalle del diseño del mismo.
47

Dada la necesidad fundamental de capitalizar las oportunidades de incremento de eficiencia
operativa y productividad, bajo un esquema de reducción de costos, la unidad perforadora plantea
la estrategia de implantar la metodología de "Planeación y diseño integral de pozos con grupos
multidisciplinarios" (PDIPGM), como una propuesta de valor de clase mundial para los procesos
de planeación, ingeniería de perforación, terminación y mantenimiento de pozos. Cada una de las
10 etapas que la componen (Figura 5.4), requieren ser cumplidas estrictamente y de manera
sistémica y secuencial, para garantizar el éxito mecánico y de producción de los pozos.
-
Planeación y dIseño lnte9rald . . ecucIó :VaJIcin
con grupos multidisciplina e p lis
__.--.. .
Figura 5.4 Fases de un proyecto en la planeación integral de pozos 15
Como se muestra en la Figura 5.5, la metodología propuesta permite capitalizar las oportunidades
de eficiencia y productividad durante la etapa de creación mental, mediante la realización efectiva
de la planeación y diseño del pozo, que consolida la etapa de definición y desarrollo. En esta etapa
la inversión de capital oscila entre 2 y 10 por ciento del costo del pozo, dependiendo de la
complejidad del mismo; sin embargo, propicia incrementar la captura de valor en más de un 75 por
ciento.
48

Figura 5.5 Ciclo de vida del proyecto 15
Con el objetivo de implantar la metodología PDIPGM, para alcanzar los resultados más
convenientes y de mayor generación de valor para PEP y con base en el análisis de las mejores
prácticas internacionales 15, se definió el Qué (descripción de la metodología), Quién (cómo se
conforman los equipos multidisciplinarios), Dónde (residencia de la metodología) y Cómo (con
base en las guías generales de perforación y mantenimiento de pozos).
Descripción de la metodología. La metodología de "Planeación y Diseño Integral de Pozos con
Grupos Multidisciplinarios" asegura el cumplimiento de todas las fases de ingeniería (Figura 5.4),
realizándose detalladamente la visualización, conceptualización y definición del proyecto pozo
(Figura 5.3). Cabe destacar que como parte de los requerimientos funcionales se analizan, entre
otros, las métricas de yacimiento, para garantizar el éxito de producción. Asímismo, como parte de
la ingeniería básica, se implanta el límite técnico que procura retar los diseños y la operación
contra estándares de clase mundial, por medio de los análisis de operación, mantenimiento y
perforación. De igual forma, se cubre la estimación de costos usando criterios por actividad
(costeo basado en actividad) en lugar de costeo por rubros y servicios.
49

La metodología, obliga a que durante la etapa de planeación y diseño del pozo, participen de
manera concurrente el Activo, como dueño del capital, la unidad perforadora como prestador de
servicio y garante de la aplicación de los procesos, las mejores prácticas, las tecnologías y las
competencias técnicas/operacionales, las empresas contratistas como proveedores de bienes,
servicios, nuevas prácticas y tecnologías; así como las otras organizaciones habilitadoras del
proceso. Es importante resaltar que en la ingeniería básica se realiza un análisis de los niveles de
complejidad y niveles de definición de pozos, usando para ello las métricas que comprenden los
índices de complejidad y calidad de definición del pozo. Esto permite que la toma de decisiones se
base en una estimación de costos con certidumbre cercana al 90 por ciento, ya que incorpora la
ingeniería básica y de detalle versus certidumbre en orden del 40 por ciento, que son las provistas
por los diseños conceptuales. El proceso de visualización, ingeniería conceptual, básica y de
detalle, incluyendo la estimación de costos y análisis de rentabilidad, concluyen con la generación
del programa de perforación del pozo.
Conformación de los equipos multidisciplinarios y residencia de la metodología. La implantación
de la metodología PDIPGM requerirá de la conformación de los equipos de alto desempeño en los
Activos, con responsabilidad por resultados y delegación para la toma de decisiones en los
procesos de planeación, ingeniería de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, desde
su inclusión en la cartera de inversiones (ciclo de planeación) hasta la evaluación de resultados.
La unidad perforadora ejerce, entre otros, el rol de centro de excelencia de PEP, teniendo la
responsabilidad por la procura e implantación de las mejores prácticas, los nuevos procesos y las
nuevas tecnologías. Por otra parte, es responsable por la capitalización de los estándares
internacionales en materia de estrategias de contratación y negocios. De igual manera, coordina
los análisis comparativos (benchmarking) con las empresas líderes en la actividad a nivel
mundial.
La implantación de la metodología PDIPGM requiere la constitución de equipos
multidisciplinarios, integrados por especialistas provenientes de varias dependencias, pero
principalmente de la unidad perforadora y de losActivos. Estos especialistas requieren sumar un
conjunto de competencias clave que se complementan entre si y se agrupan en 34 áreas de
conocimiento; de las cuales, 18 corresponden a geociencias/yacimiento, 12 a perforación y4 a las
funciones habilitadoras requeridas para diseñarel pozo, cuya participación dependerá de la etapa
del proceso. Los equipos multidisciplinarios requeridos para llevar a cabo la planeación integral
de perforación, estarán constituidos entre 7 y 8 personas efectivas, las cuales cubrirán 34 áreas
de conocimientos.
Dada la importancia que los pozos tienen como capital dentro de PEP, su diseño y perforación
deben ser consideradas como un proyecto, por lo que se hace necesario crear la figura del "líder
de proyecto de perforación", quien tendrá la responsabilidad y autoridad para coordinar la
realización de la visualización, ingeniería conceptual, básica y de detalle, plan de ejecución y
evaluación, en el Activo, apoyándose en su equipo multidisciplinario de alto desempeño, con
recursos suministrados por la unidad perforadora y el Activo. Es decir, los profesionistas que
actualmente desarrollan esta actividad en la unidad perforadora, serían asignados
temporalmente, para realizarla como parte del equipo multidisciplinario en el Activo. El líder tendrá
líneas de reportes simultáneas con elActivo y la unidad perforadora.
Para asegurar la correcta implantación de la metodología PDIPGM en PEP, de acuerdo a las
mejores prácticas internacionales (Figura 5.6), es imprescindible que el Activo participe durante
toda la fase de explotación del yacimiento, que incluye la planeación y diseño de los pozos,
planeación del portafolio de proyectos y los programas operativos anuales, ejecución de las
intervenciones y su evaluación.
50

Para quien trabaja
A quien pertenece
el activo intelectual
Personal Requerido
3.0 Personal de perforación
3.4 Personal del activo
1.6 Personal de otras disciplinas
Figura 5.6 Estructura posible de un equipo multidisciplinario en PEP 15
Durante el proceso de planeación integral de pozos, un aspecto fundamental es el concepto de
nivel de autorización. El comité técnico-administrativo de autorización es el garante del
cumplimiento del proyecto pozo, el cual está constituido por los representantes de: las gerencias
de Ingeniería y Perforación Divisional, la Coordinación de Explotación y Exploración del Activo,
Planeación y Finanzas de la Región, los líderes de las redes de expertos y personal con el más alto
nivel de competencias en el área en cuestión.
Previo al sometimiento de aprobación, ante el comité técnico-administrativo de autorización, el
líder del proyecto debe realizar un análisis comparativo con otros proyectos/empresas similares
que le permitan identificar cuales son las brechas de su proyecto, saber donde se han aplicado
mejores prácticas y conocer las tecnologías que le permitirán reducir los riesgos asociados al
proyecto y aumentar el nivel de certidumbre de éxito del mismo. Una vez realizado este análisis
comparativo, el líder somete a consideración del comité técnico-administrativo de autorización la
solicitud para proceder con la siguiente fase del proyecto.
Tecnología
Una comparación de las fechas de introducción de tecnologías en el mercado de la industria
petrolera mundial, contra las fechas de implementación de éstas en la industria petrolera
mexicana (Figura 57), evidencia un rezago tecnológico importante en México. Además, la
utilización actual de tecnologías de arquitectura de pozos (perforación horizontal y multilateral) en
PEP es aún limitada.
51

Aguas someras Aguas profundas Alta presión
Largo alcance y multilateral
y plataformas y árboles mojados alta temperatura
Empresas operadoras Centro de visuahzación
''-_---- internacionales en tiempo real
Simulación tecnológica / Curva de
avanzada
Datos sísmicos
/ complejidad
continuos ,(5
1
Perforamos Terminaciones ínteliglrtes
O
horizontal Perforación multilaterales 1
MWD Cedazos perforados Pertoracii con TR
ión cn tuberíaTuberia flexible convencional
Perforacfleajle
Disparos con pistola TCP TØminaciones de alta
o '•'0.
Barrenas
Perforación de largo alcance ,'),resión y temperatura
O TR expansible , (+1700)
Automatizaó4e
(5 Geonavegacióy' HPHT PLT
E TopDríve
LWD
0 Lodos a base Jetting ~ ,,;'Wí gan&mlrcagp, temperatura
(5
de diesel de conducción ót ------
Curvado
- costos
rg Uso frecuente en PEP U Uso incipiente en PEP •No se ha implantado en PEP
1980'5 1990s 2000's
Figura 5.7 Fecha aproximada en que se empezó a utilizar la tecnología 21
El ejemplo de mejores prácticas en tecnología de productividad y arquitectura de pozos de una
compañía paraestatal latinoamericana, ilustrado en la Figura 5.8, muestra como la
implementación de las tecnologías de perforación horizontal y multilateral, combinada con la
tecnología de productividad de pozos permitió un incremento de hasta 1500 por ciento de la
producción por pozo en los últimos 20 años.
3,000
Pozos multitaterales,
BECyBM /
1500-3000
/
/2,000 Engravamiento /
atodala /le formación y
optimización del Pozos horizontales 4000-5000',
Pozos verticales bombeo mecánIco 1200-1500 BEC, BM de alta capacidad
con engravamiento y bombas multifásicas
en arenas
/ 600-1200
1,000 /
1 Pozos horizontales 1500'.
400-600 BEC, Inyección de diluyente
100-120
0
1980 1985 1990 1995 2000
Figura 5.8 Evolución de las técnicas de perforación' 5
52

LWI
Ii
.-i
En los escenarios de actividad de la perforación y mantenimiento de pozos en México, estimados
para el periodo 2006-2020, se observa un incremento importante de actividad en las áreas Poza
Rica-Altamira y Burgos, entre otros. Este incremento de actividad detonó la ya imperante
necesidad de contratar equipos adicionales para dar cumplimiento a la cartera de proyectos. Sin
embargo, como se describió en el capitulo 4, la fuerte demanda global por energéticos ha afectado
el mercado de equipos, el cual se prevé que permanezca restringido en el futuro.
En materia de aguas profundas, tomando en cuenta la visión de negocios de PEP para incursionar
en la producción de hidrocarburos en este escenario, y de acuerdo con la cadena de actividades y
tiempos estimados que se requieren para explotar pozos en aguas profundas (Figura 59)15
salta a
la vista que PEP tiene ya una importante presión temporal; si se quiere cumplir la meta de
producción en 2009, como se planeó en la cartera de proyectos.
- Si- en oreas de - Dibujar plan - Contratar equipo - Dibujar plan - Construcción de - incorporar pozos ya
atores, detallado del para perforar pozos alternativo de Opciones equipo de perforados.
programa de delimitadores. de desarrollo producción.
Análisis geológIco y perforación - Iniciar producción.
geofisico - Planeaclón de pozos - Ingeniería conceptual - Ductos ala costa o
- Contratación de delóntadores. y opciones en costos; construcción de
- Definir objetiven de seroiclos a pozos selección de opción de sistemas flotantes de
perforación, para programa de - Contratación de desarrollo, almacenamiento.
exploración. servicios a pozos.
• Contratación de - 5/CO e Ingeniería de - Contrato de equipo
equipo de - Perforar pozos - Perfora, pozos disedio, de perforación.
perforación. exploratorios, delinritadores y hacer
pruebas. • Logistica antIcipada - Programa detallado
- Atsdllsls de de pozos de
resultados. • Análisis de pruebas, . Costeo final y desa,rollo.
aprobación
- Perforar y
suspender pozos.
- Comisionar equipos
de producción.
Figura 5.9 Cadena de actividades y tiempos estimados para el desarrollo de proyectos de AP 2'
El tiempo transcurrido a partir del año de descubrimiento hasta el inicio de la explotación de
yacimientos en aguas profundas se estima en 7 años, como se puede observar en la Figura 5.10.
Año 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98
Campo Albacora
Mrtmbd
Maetlm
Albacora Laste
Martmbá Lte
MailIm Le.te
Merltm Sut
Voardor
RJS-4O9
Batracuda
Car.ttngs
RJS-424
Espadarte
RJ5-50g
RJS-5O4
RJS-501A
Roncador
Fecha de descubrimIento 1= lnlco de producción
5.10 Tiempo transcurrido del descubrimiento a la explotación 21
53

Dado el hecho de que PEP no tiene la infraestructura ni el capital humano especializado en aguas
profundas, la unidad perforadora esta tomando acciones para aprender valiosas lecciones de
compañías líderes, a través de convenios formulados para la transferencia de conocimientos y
experiencias en aguas profundas.
Estos hechos contundentes: rezago en la incorporación de tecnologías, evidencias de mejores
prácticas en tecnología de productividad y arquitectura de pozos aunado al incremento de
actividad de perforación y mantenimiento de pozos y a la necesidad de contratar equipos
adicionales, exigen a PEP tomar acciones inmediatas para acelerar el desarrollo de su plan de
tecnología, a fin de ampliar sus márgenes de ganancia, cumplir sus programas de producción e
incorporación de reservas y al mismo tiempo mejorar su estructura de costos.
Por lo anterior, la unidad perforadora propone como estrategia de redefinir el modelo de relaciones
entre ésta y los Activos, de acuerdo con el proceso de planeación y diseño de pozos enmarcado
por la metodología PDIPGM, para optimizar la incorporación de tecnologías en PEP.
Con esta estrategia, cada unidad de negocios contará con su propio plan tecnológico, para lo cual
los equipos multidisciplinarios utilizados, son un "proveedor" crítico de las futuras tecnologías a
demandar ya que son los encargados de aplicar el límite técnico y forman parte de las revisiones
con expertos que evalúan la factibilidad técnica y financiera de los proyectos. Además, estos
equipos trabajan concurrentemente con las redes de expertos centrales para la identificación de la
tecnología requerida, lo cual genera complementariedad de capacidades. Por otro lado, esta
estrategia permitirá utilizar favorablemente el hecho de que la fuente natural para la incorporación
de tecnología de vanguardia, deben ser las empresas de servicios, ya que éstas consolidan
conocimientos de su operación en diferentes operadores internacionales.
De esta manera podrán implementarse estudios como el que realizó PEMEX con una empresa
especializada24 para el proyecto Chicontepec en el año 2002 (Tabla 5.1). Ese estudio muestra que
la implementación de arquitecturas de drene de pozos horizontales y multilaterales en dicho
proyecto, representa una alternativa tecnológica par reducir considerablemente los costos de
desarrollo y la necesidad de contratar equipos adicionales para el mismo.
Técnicas
convencionales
de pozos 110 11 16,000 $7.6 740,000 $0.70 $10,270
verticales
Técnicas
Convencionales
de pozos 110 11 4,000 $7.2 740,000 $0.65 $9,730
horizontales
Técnicas de
pozos
mlltilaterales, 110 11 1,500 $4.2 740,000 $0.38 $5,676
multi apilados
y
Tabla 5.1 Estudio realizado para el proyecto Chicoritepec 24
54

Asimismo, para implementar en forma satisfactoria las tecnologías en México, se identificarán en
forma recurrente mejores prácticas y lecciones aprendidas con tecnologías utilizadas por
compañías internacionales. Tal es el caso de la tecnología de perforación con tubería de
revestimiento (casing drilling), convencional o en condiciones de bajo balance, utilizada por una
compañía operadora en el sur de Texas 15. Usando esta tecnología, la compañía ha logrado
incrementar su desempeño en estos campos (Figura 5.11).
No obstante, durante la implementación de esta tecnología en México en pozos de aceite, no se
lograron los resultados esperados, esta técnica representa una alternativa para reducir los costos
de desarrollo y reducirla necesidad de contratar equipos adicionales en el área de Burgos.
/
88.3
82.9 /
80 /78.2 •10,800
CL
.2 60
a 10,600
E
E
o
o
CL 40 10,400
0.
O
O c
o
20 10,200
CL
o 10,000u u
Añol Año2 Año3
Figura 5.11 Beneficios de la perforación con tubería de revestimiento 15
Similarmente, apegándose al proceso de planeación y diseño de pozos con la metodología
PDIPGM, podrá definirse si las tecnologías de perforación horizontales o multilateral y perforación
con tubería de revestimiento, así como otras tecnologías (automatización de equipos, masificar la
perforación bajo balance para incrementar el índice de productividad y minimizar el daño a la
formación, tubería expansible, etc.) pueden emplearse para reducir la dependencia de contratar
equipos adicionales y por supuesto los costos de desarrollo, en campos de importancia tales
como: Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Samaria-Luna y Litoral de Tabasco.
Suministro y contratación de servicios
En los últimos tres años, el tiempo de espera por logística se ha mantenido en un 5 por ciento del
total de operación, de este porcentaje el mayor tiempo corresponde a esperas de materiales y
servicios. Esta condición, más el incremento de actividad de perforación y mantenimiento de
pozos que se pronostica, representan una importante área de oportunidad para mejorar la
55

eficiencia de la unidad perforadora, principalmente en operaciones marinas; donde las tarifas de
renta diaria de equipos son muy elevadas.
Para optimizar los tiempos de espera, la unidad perforadora plantea las siguientes estrategias en
materia de suministros: reforzar la infraestructura actual de barcos abastecedores, mejorar los
modelos lineales de suministro, planear en forma realista la demanda de servicios y la posible
contratación de un almacén flotante que permita una rápida distribución y abastecimiento de
materiales y servicios necesarios para los pozos.
La implementación de esta estrategia optimizará la cadena de suministro - transporte, mediante la
integración del área de logística en el proceso PDIPGM de cada una de las intervenciones de
perforación, terminación y mantenimiento de pozos.
Por otra parte, la contratación de servicios deberá buscar mecanismos que motiven la
participación de las mejores compañías en los procesos licitatorios, esto permitirá contar con
mejores ofertas que conlleven a una mayor calidad en los servicios contratados, es decir; se debe
privilegiar la generación de valor y dar un menor peso al precio de los servicios.
Como resultado de la revisión efectuada a los términos contractuales de empresas perforadoras y
de servicio a pozos de nivel internacional 15, se encontraron importantes diferencias en la filosofía
con la cual se relaciona PEP con los contratistas, esto genera retos en materia de contratación.
Las diferencias más notables consisten en los siguientes aspectos:
Riesgos financieros derivados de los términos y condiciones contractuales
• Responsabilidad ante accidentes
• Terminación anticipada
• Penas convencionales
• Responsabilidad de equipos y herramientas
• Arbitraje
• Rigidez contractual
Proceso de contratación
• Ponderación precio-calidad
• Tiempos de licitación
• Suficiencia de información
Los resultados de la aplicación de esta estrategia llevará a la unidad perforadora, a manejar
esquemas de contratación de responsabilidad compartida, en los que existan además de penas
convencionales, premios al buen desempeño y se reduzca la rigidez para efectuar modificaciones
durante la ejecución de los trabajos como lo muestran las prácticas internacionales.
Por lo que es necesario proponer a la autoridad legislativa, las modificaciones pertinentes a las
leyes que permitan mejorar los términos para la contratación de productos y servicios conforme a
las mejores prácticas internacionales, para mejorar la captura de generación de valor entre la
unidad perforadora y las compañías de servicios.
56

Equipos
Dada la cantidad de la flota de equipos con que cuenta la unidad perforadora, los requerimientos
futuros de equipos de perforación y mantenimiento de pozos, que se derivan del portafolio de
proyectos de PEP, indican la necesidad de contratar equipos adicionales (Figura 5.12).
Equipos terrestres Equipos autoelevables
Equipos Equipos
150 134 133 /
120 38
40-
100
32
99
jlr' 99 98 e o o—o e o
50 35
,Z7g 20 26 26 26 26 26 26
0' • • u • . Año 01 Año
05 06 07 08 09 10 05 06 07 08 09 10
- Equipo necesario - Equipo actual en UPMP - Equipo a contratar
7
Equipos semisumergibles
Equipos
Equipos para aguas profundas
Equipos
14
12
10
8
6
4
2
Año
10 05 06 07 08 09 1005 06 07 08 09
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
O
5.12 Análisis de necesidad de equipos a contratar 15
Debido a la antigüedad de los equipos de la unidad perforadora, es necesario considerar como
estrategia la modernización de los mismos. Para esto, se debe considerar inicialmente una
evaluación de la flota, que permita seleccionar los equipos candidatos a rehabilitarse,
modernizarse o reemplazarse.
Los determinados a rehabilitarse y modernizarse serán transformados con el empleo de
57

componentes de tecnología moderna que mejoren sus capacidades mecánicas, hidráulicas,
estructurales y de seguridad, con énfasis en la mecánica de piso, porque ahí es donde se presenta
la más estrecha relación física de los trabajadores, con las maniobras de alto riesgo para el
personal. Estas mejoras redundarán en una mayor eficiencia de la flota actual, y reducir las
necesidades de equipos.
La contratación de equipos adicionales se enfrentan a las siguientes condiciones:
PEP tendrá que competir tanto con operadores internacionales y con empresas
paraestatales para contratar equipos, debido a que actualmente los contratistas tienen
muchas opciones para colocarlos.
2 PEP tendrá que planear sus requerimientos de equipos con mayor anticipación.
3 Hay abasto limitado en el mercado, particularmente de equipos para aguas profundas.
PEP requerirá firmar contratos de mayor plazo, de acuerdo con estadísticas internacionales,
contratos de 405 años son comunes, particularmente para equipos de gran capacidad.
Dada la alta ocupación de equipos en el mundo, se estima que las tarifas se incrementarán
significativamente en los próximos años.
6 Términos de contratación más flexibles, incrementarían el atractivo de México para las
empresas contratistas y por ende mejores ofertas económicas.
Actualmente la unidad perforadora trabaja en la estrategia de incorporar plataformas
autoelevables con multiservicios integrados (snubing, registros, línea de acero tubería flexible y
medición) a bordo (Figura 5.13). Los beneficios inmediatos de esta estrategia serán: mayor
aprovechamiento de plataformas de perforación y reducción de costos por renta diaria de
plataformas convencionales y tiempos de espera por servicios.
Figura 5.13 Terminación con equipos aligerados
Organización y personal
Las organizaciones de clase mundial sustentan la función de perforación en elementos enfocados
a dimensionar adecuadamente los retos y minimizar los imprevistos. Entonces, para alcanzar
estos modelos de clase mundial, la unidad perforadora tendrá que ajustar su estructura para
58

responder a las necesidades de planeación y dimensionar la cantidad de recursos necesarios,
para asegurar el cumplimiento de los objetivos de la empresa.
Para esto, la unidad perforadora requiere contar con personal con los niveles de competencias
técnicas y gerenciales requeridas por los puestos. Para ello, considera como estrategia la
evaluación de las competencias: gerenciales, técnicas y operacionales mediante el diagnóstico
organizacional basado en la administración integral del yacimiento.
En este sentido, se revisarán los procesos de trabajo asociados a la cadena de valor de perforación
y mantenimiento de pozos, las competencias y los niveles de dominio del personal, el
dimensionamiento de sus requerimientos cuantitativos y cualitativos, la identificación de posibles
rutas de carrera, así como los mapas de capacitación requeridos para cerrar las brechas de
conocimiento que actualmente existen.
Con lo anterior se busca obtener los siguientes productos:
Identificación de competencias:
• Perfil defunciones/puestos
• Catálogos de tareas
• Modelo de carrera y mapas de aprendizaje
Diagnóstico organizacional:
• Nivel de dominio de conocimiento
• Brechas cualitativas/cuantitativas
• Necesidades de desarrollo y aprendizaje
Con esto se brindará una solución integrada a la organización para afianzar la competencia
distintiva de clase mundial y el manejo óptimo de los recursos, que PEMEX espera para su
negocio.
Para desarrollar esta estrategia la organización debe llevar a cabo una serie de actividades que le
permitirán lograr una posición de alta competitividad. Estas actividades son:
• Diseño organizacional con enfoque en la administración integral del yacimiento.
• Diseño del modelo de desarrollo del personal, planeación y diseño de carrera.
• Plan de capacitación para alcanzarlas competencias requeridas por la organización.
• Sistemas de información para apoyar la función del recurso humano.
• Modelo de capacitación con base en competencias.
La implantación efectiva requerirá de esfuerzos adicionales que permitan contar con una
estructura organizacional flexible, que facilite el trabajo en equipo que demandan los grupos
multidisciplinarios.
Otra parte importante a considerar en la organización es el sindicato, porque proporciona el
personal obrero que requiere la unidad perforadora. Por lo tanto, se debe contar con un área de
recursos humanos que apoye al grupo directivo en sus relaciones con el sindicato para lograr una
alineación efectiva con la visión, objetivos y metas del negocio de PEP. Para esto se deben llevar a
cabo las siguientes acciones:
59

• Contar con una estructura formal de relación única.
• Asegurarse que el sindicato conoce y comparte los planes operacionales y los
compromisos de la unidad perforadora.
• Ejercer un plan de desarrollo del personal sindicalizado que permita la superación personal
y mejora de la calidad.
Administración del conocimiento
La estrategia diseñada para la administración
del conocimiento de la unidad perforadora, esta
basada en el ciclo de aprendizaje de las mejores
prácticas internacionales (Figura 5.14), la cual
contempla los procesos de planeación,
ejecución, medición del desempeño y mejora.
El modelo de aprendizaje, las lecciones
aprendidas y las mejores prácticas se traducen
en planes de mejora que son implementados en
el siguiente proceso de planeación.
Planeacón
MeJoral
Ejecución
esempeño
y
Figura 5.14 Ciclo de aprendizaje en las mejores prácticas
Para esta estrategia, adicionalmente a la base de datos operativa y financiera que se encuentra en
operación y en continua modernización (SIOP, SAP, COFICO), la unidad perforadora esta
tomando acciones de clase mundial con la implementación de un espacio electrónico (portal del
conocimiento, Figura 5.15), el cual permitirá difundir a toda la organización las lecciones
aprendidas y las mejores prácticas.
Figura 5.15 Portal del conocimiento de la unidad perforadora
60

Además, se está dando un mayor impulso para incorporar la información que genera la unidad
perforadora al proyecto @ADITEP, que es la base de datos institucional de PEP. Esto permitirá la
explotación de expedientes digitales de pozos que contienen toda la información de los mismos y
permitirá compartir la información, homologar criterios de diseño y operación, así como optimizar
el flujo de información entre unidades operativas, divisiones, sede perforación yActivos de PEP.
Seguridad y protección del medio ambiente
Las actividades sustantivas de la unidad perforadora implican el uso intensivo de capital, equipos y
personal, y una interacción muy dinámica con la sociedad y con el medio ambiente, por lo que los
objetivos en seguridad y protección ambiental de la unidad perforadora son:
• Salvaguardar la seguridad física del personal y las instalaciones
• Eliminar el impacto ambiental de la operación
• Cumplir con la normatividad ambiental y de seguridad de sus procesos
• Asegurarla calidad de los servicios proporcionados porterceros
• Incrementar la cultura de seguridad y ecología en todo el personal
Para cumplir estos objetivos, se propone implantar un sistema de mejora continua que genere
impacto en condiciones de orden, limpieza, seguridad, mantenimiento y entrenamiento en e!
personal.
Los objetivos planteados deberán conducir a la unidad a un mejor desempeño en materia de
seguridad y cuidado del medio ambiente, los cuales deberán ser comparables a los estándares
internacionales de empresas similares.
En conclusión, el desarrollo de este trabajo permitió analizar integralmente la situación actual de la
unidad perforadora como un ente de servicio de PEP y establecer la visión estratégica de la misma
que permita alinearse y cumplir con su visión de negocios.
Los factores clave para lograr el éxito quedan enmarcados en las siguientes estrategias:
• Implantar una cultura de trabajo con equipos mutidisciplinarios.
• Fortalecer las competencias del personal.
• Rehabilitar y modernizarla flota de equipos de perforación.
• Alinear la relación empresa sindicato a los objetivos de PEP.
• Modernizar los esquemas de contratación.
• Incorporartecnologías de vanguardia.
• Mejorarla seguridad y protección al medio ambiente.
En la medida que la unidad perforadora avance en la implementación de sus estrategias,
mejorará sus indicadores de desempeño operativo, seguridad, rentabilidad, y asegurará su
permanencia como proveedor de servicios de perforación y mantenimiento de pozos en PEMEX
Exploración y Producción en el futuro.
61

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Visión estratégica de la unidad perforadora de PEP

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