proyecto final evaluación y administracion de proyectos
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Trabajo final de Evaluación y Adminsitración de proyectos, 2014TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD OLMECA
pROYECTO DE INVERSIÓN
“SAMARIA TERCIARIO”
EVALUACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE PROYECTOS
ING. ARTURO QUEVEDO HERNÁNDEZ
ING. EN GEOLOGÍA
8VO SEMESTRE
22 – ABRIL -14
INDICE
INTRODUCCIÓN.........................................................................................2
UBICACIÓN GEOGRAFICA..........................................................................4
ANTECEDENTES........................................................................................6
ÁREA DE ESTUDIO.....................................................................................9
JUSTIFICACIÓN........................................................................................11
OBJETIVOS Y ALCANCES DEL PROYECTO................................................12
DESCRIPCIÓN DE LA HIPOTESIS QUE SOPORTA EL PLAY.........................13
VOLUMETRÍAS.........................................................................................23
POSIBLE DESARROLLO............................................................................24
EVALUACIÓN ECONOMICA.......................................................................25
CONCLUSIÓN...........................................................................................30
ANEXOS..................................................................................................31
GLOSARIO...............................................................................................35
BIBLIOGRAFÍA.........................................................................................36
LAS ROCAS HABLAN A QUIEN SABE ESCUCHARLAS
1
INTRODUCCIÓN
Las organizaciones enfrentan el problema de cómo asignar sus recursos
de la manera más eficiente, para obtener los mejores beneficios. La
formulación y evaluación de proyectos es de suma importancia para los
proyectos petroleros de inversión, ya que durante la elaboración de un
estudio de éste tipo, intervienen muchas disciplinas como: estadística,
investigación de mercados, geología, ingeniería de proyectos, geofísica,
contabilidad, distribución de la planta, finanzas, fiscal, ingeniería
económica, ingeniería petrolera, etc.
Por lo que para realizar la evaluación de un proyecto de inversión, se
reúnen grupos interdisciplinarios sobre las áreas mencionadas y cada
uno de los especialistas desarrolla la parte que le corresponde.
El resultado es un estudio completo acerca de la viabilidad técnica,
económica y de mercado que sirve como base para decidir la realización
de la inversión petrolera.
Los beneficios que en el largo plazo una empresa petrolera puede lograr,
dependen en gran parte de la forma en que los siguientes problemas
son resueltos:
1) Selección de fuentes de financiamiento adecuadas,
2) Racionamiento del capital obtenido entre las diferentes propuestas de
inversión disponibles.
Las dos decisiones anteriores deben manejarse en forma separada. La
selección de propuestas de inversión debe basarse en los méritos
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2
financieros de cada propuesta, independientemente de la fuente o costo
de la fuente con que se financia cada propuesta.
El problema de seleccionar la fuente de financiamiento más adecuada
debe ser resuelto independientemente de la utilización que se le den a
los fondos obtenidos, y se debe basar en los méritos de cada fuente,
esto es, la fuente seleccionada debe ser aquella de menor costo y al
mismo tiempo aquel que represente el menor riesgo para la empresa.
En la siguiente imagen (VEASE FIGURA 1), se muestra un esquema general
sobre el proyecto de inversión señalando las 4 bases, así como también
se presenta el ciclo de vida de lo que sería un proyecto de inversión
igualmente con sus 4 conceptos condescendientes.
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FIG. 1 ESQUEMA DE PROYECTO DE INVERSIÓN
UBICACIÓN GEOGRAFICA
El activo se localiza en la carretera Villahermosa-Cunduacán, a 25 km;
entre los poblados Ejido Ceiba 1a. sección y Gregorio Méndez, Municipio
de Cunduacán, Tabasco a 11 km aproximados de la cabecera municipal. (VEASE FIGURA 2).
Ubicación con respecto a los demás activos
Con respecto a los demás activos, el
activo samaria se encuentra al este de
Bellota-Jujo, al norte de Muspac y al
oeste de Macuspana. (véase figura 3).
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FIG. 2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ACTIVO SAMARIA
FIG. 3 UBICACIÓN RESPECTO A LOS ACTIVOS
Ubicación geológica con respecto a la provincia denominada Cuencas Terciarias del Sureste.
El activo se encuentra en la cuenca de Pilar Reforma Akal el cual está
limitado al oeste por el sistema de fallas Comalcalco y al este por el
sistema de fallas Frontera, el alineamiento de diapiros arcillosos Amate-
Barrancas y la falla Topén-Níspero; limita al sur con el Cinturón Plegado
de la Sierra de Chiapas y al norte con la Plataforma de Yucatán. (véase
figura 4)
El activo samaria-Luna como lo define
petróleos Mexicanos, será nuestra
ubicación esencial para realizar nuestro
proyecto de inversión petrolera. (véase
figura 5)
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FIG. 4 UBICACIÓN GEOLÓGICA DE SAMARIA
ANTECEDENTES
Está integrado por 3 Proyectos: Antonio J. Bermúdez, Delta de Grijalva y
Samaria Somero.Los principales campos son Samaria, Íride, Cunduacán,
Oxiacaque, Luna, Sen, Pijije, Tizób y Terra.
Se han perforado cerca de 642 pozos, siendo productores 205, mientras
que 199 se encuentran cerrados. Cuenta con 12 instalaciones de
producción: 8 baterías de separación, 2 estaciones de compresión, 1
central de almacenamiento y bombeo y 1 planta de deshidratación.
Cabe mencionar que la mayoría de los pozos operan con sistemas
artificiales de producción. Se explota una gran variedad de crudos,
desde el Superligero (38-50°API), Ligero (28-31°API), Pesado (12-22°API)
y Extrapesado (5-10°API).
PROYECTO INTEGRAL COMPLEJO ANTONIO J. BERMÚDEZ
Se conforman por los campos Cunduacán, Íride, Oxiacaque, Platanal y
Samaria y se encuentra localizado a 20 Km. al noroeste de Villahermosa,
Tabasco.
Su explotación comenzó en mayo de 1973 con la terminación del pozo
Samaria 101 el cual resultó productor de aceite negro ligero con una
presión original de 533 kg/cm2 y presión de saturación de 319 kg/cm2.
Los campos ya mencionados, constituyen un solo yacimiento de rocas
carbonatadas naturalmente fracturadas, de aceite negro ligero de 28-
31°API, asociado a un acuífero activo y a un casquete de gas secundario.
Estos se encuentran sobre un anticlinal de tipo dómico, seccionado por
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FIG. 5 PLANO GENERAL DE LA UBICACIÓN DE LOS DISTINTOS CAMPOS
un gran número de fallas normales que lo dividen en bloques con
características litológicas diferentes pero unidos hidráulicamente entre
sí.
El yacimiento está constituido por calizas y dolomitas intensamente
fracturadas de gran relieve estructural del Cretácico y Jurásico. La
acumulación de hidrocarburos está limitada al Norte por una zona de
baja permeabilidad, al Sur y al Oeste por el contacto agua - aceite, y al
Este por un bloque hundido que lo separa de la estructura Oxiacaque y
una falla normal con dirección Norte-Sur.
De 387 pozos perforados en la actualidad 105 son productores y 117
están cerrados. (VEASE FIGURA 6)
PROYECTO INTEGRAL DELTA DE GRIJALVA
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FIG. 6 UBICACIÓN DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN ANTONIO J.
Se localiza al Norte de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco, en
unaextensión aproximada de 1,500 Km. Está conformado por los campos
Sen, Caparroso-Escuintle-Pijije-Bajlum, Tizón, Cráter, Luna-Palapa y
Escarbado, siendo la mayoría de ellos,yacimientos carbonatados
naturalmente fracturados, de gran potencial productivo y de alta
complejidad geológica de donde se extrae crudo superligero de más de
40º API.
Inició a operar en noviembre de 1982 con el pozo Caparroso 1-B, pero
fue hasta mayo de 1987 cuando empezó la producción significativa con
la incorporación de los Campos Sen, Pijije y Luna hasta alcanzar lo que
había sido el más alto nivel en mayo de 1993 de 98,823 bpd de aceite y
331.4 mmpcd de gas.
El objetivo del Proyecto es extraer la reserva remanente de
hidrocarburos 3P, que asciende a 229.5 mmb de aceite y 847.7 mmmpc
de gas, bajo el enfoque de producirlo en el menor tiempo posible, con
gran efectividad técnica y con los menores costos de operación.
Se han perforado 143 pozos en total, de los cuales, 108 han resultado
productores, 15 improductivos y 20 taponados por accidente mecánico,
lo que corresponde a un 88 % de éxito productivo.
En abril de 2009 se alcanzó la mayor producción en toda la historia del
proyecto: 100,836 bpd de aceite y 364.2 mmpcd de gas, después de
haber estado en niveles de 37,449 bpd 142.5 mmpcd en junio de 2004.
Esto corresponde a un incremento de 63,387 bpd de aceite equivalente.
ÁREA DE ESTUDIO
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De los tres proyectos que contempla el activo Samaria, el área de estudio para este proyecto de inversión se centra en el somero, por ser SAMARIA TERCIARIO (véase figura 7);
PROYECTO INTEGRAL SAMARIA SOMERO
Se localiza A 20 km NW de Villahermosa, Tabasco, se compone de los
campos Samaria, Íride, Carrizo, Platanal
Su producción inicio en 1960 con el pozo Samaria 2 (94 bpd, 14 °API)
Pozos perforados: 110(71 en la nueva etapa)
Pozos operando: 70, 59 crudo pesado y 11 crudo extra pesado
Fue descubierto en el año de 1960 con la perforación y terminación del
pozo Samaria-02, el cual mostró presencia de agua en los horizontes
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FIG. 7 UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO, NOTESE DE AMARILLO EL
inferiores y aceite pesado en los horizontes superiores, por lo que no se
puso en producción y se taponó.
DATOS GENERALES DEL CAMPO SAMARIA
EDAD Neógeno
FORMACIONES Paraje Solo y Filisola
POZO DESCUBRIDOR Samaria-02 (1960)
PROFUNDIDAD 1000-2100 m
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Expansión Roca-Fluido, Empuje Hidraulico.
A continuación se muestra una gráfica que detalla la producción de
petróleo por activo.(véase figura 8)
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FIG. 8 Esquema diagramático de la producción de petróleo
JUSTIFICACIÓN
La siguiente evaluación del proyecto de inversión petrolera será
realizado en base a la secuencia metodológica oficial, de inversión en
proyectos petroleros.
Así mismo cabe recalcar que se realizara un análisis minucioso que nos
sirva de sustento para respaldar la evaluación del play hipotético así
como para estimar las volumetrías y su posible valor económico, todo
esto es realizado con el único fin de determinar el tiempo de recobro de
las inversiones, y poder determinar si el proyecto de inversión nos
resulta rentable o no.
La principal razón para invertir en oportunidades de perforación de
petróleo es ganar dinero cuando se extrae el aceite de la tierra.
Los proyectos de perforación tienen éxito cuando un campo de petróleo
se desarrolla y se considera un fracaso si no hay aceite para extraer.
Esto también se conoce como un agujero seco.
Las compañías de exploración y desarrollo de aceite se gastan mucho
dinero en busca de sitios potenciales de petróleo, pero como la mayoría
de los esfuerzos, no pueden saber dónde hay aceite disponible hasta
que comienzan a taladrar.
El proceso de perforación y desarrollo es muy caro, y este suele ser el
momento en que las empresas más pequeñas comienzan el proceso de
obtención de capital para extraer petróleo.
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OBJETIVOS Y ALCANCES DEL PROYECTO
Antes de hacer una inversión en un proyecto de perforación de petróleo,
debes obtener la información de ingeniería específica que describe
las reservas probadas y probables que están disponibles en el sitio de
perforación. Las reservas probadas son reservas de petróleo que un
ingeniero ha confirmado están disponibles con un 90% de precisión.
Las reservas probables son una estimación de una cantidad particular
del aceite. La mayoría de los analistas profesionales recortan las
cantidades probables disponibles a un 40% en la contabilización de la
cantidad de petróleo que una empresa posee.
De acuerdo al plan de reservas de hidrocarburos de PEMEX (Exploración
y producción) se propuso evaluar un play hipotético del periodo terciario
ubicado en Samaria en el estado de Tabasco (aceite y gas disuelto).
Se autorizó la prueba del prospecto mediante la perforación de 3 pozo
prospectivos de los cuales:
Pozos Prospectivos Resultados
2 pozos Resultaron invadidos de agua salada
1 pozo Resulto con éxito el cual incorporo reservas
DESCRIPCIÓN DE LA HIPOTESIS QUE SOPORTA EL PLAY
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Con el levantamiento sísmico en 2D, de 484,500 a 486,000 UTM,
obtenemos un modelo estatico del play hipotético
Descripción:
Son campos del terciario
Compuestos por una estructura de cabalgamiento
Por fallas normales
Con buenas probabilidades de obtener Aceite y Gas disuelto.
SISTEMA PETROLERO
Se ubica en el sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-
Paleógeno-Neógeno (!) (véase figura 9)
A grandes
rasgos las rocas generadoras son lutitas y calizas arcillosas del
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FIG. 9 Imagen de los sistemas petroleros de las regiones
Tithoniano de ambientes que varíanque varían de rampa externa a
cuenca con materia orgánica ligno-húmica a amorfa-sapropélica. Estas
rocas son precursoras de aceites extra pesados hasta gas seco de
acuerdo a la evolución geológica de las provincias en las que se
encuentra.
Las rocas almacenadoras principales consisten de rocas carbonatadas
mesozoicas y siliciclásticas cenozoicos.
ORIGEN GEOLOGICO
El activo geológicamente se ubica en la provincia Cuencas Terciarias del
Sureste. Pertenece a la cuenca de Comalcalco-Reforma Akal la cual es
de tipo marginal pasiva. La tectónica está estrechamente relacionada a
dos eventos, la orogenia chiapaneca (Mioceno) que como resultado
ocasiono intrusiones de sal, depósitos deltaicos, depósitos turbidíticos,
domilitización de las secuencias carbonatadas (mesozoicas) y arenas de
barrera. El otro evento fue la orogenia Laramide a finales del mesozoico
la cual origino un plegamiento NW-SE de rocas carbonatadas.
PERFIL LITOLÓGICO
En esta provincia existen estilos estructurales sobrepuestos:
el primero se caracteriza por un estilo de bloques rotados, fallados y Salt
rollers de edad Jurásico Tardío - Cretácico Temprano y se localiza en el
borde oriental marino del pilar; el segundo está relacionado a
compresión de la cubierta sedimentaria de edad Mioceno medio-tardío y
se muestra como una cobijadura en el Alto de Jalpa; el tercero y más
importante está representado por pliegues y cabalgaduras orientados
noroeste-sureste convergencia al noreste de edad Mioceno medio-tardío,
que despegan en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y
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Calloviano, que afectan rocas mesozoicas, del Paleógeno y del Mioceno
temprano-medio; y el último identificado en el Neógeno, corresponde a
un estilo de fallas lístricas con caída al noroeste, que despegan en el
límite Oligoceno-Mioceno.(VEASE FIGURA 10).
MIGRACIÓN DEL HIDROCARBURO
Se tiene estudios de que el hidrocarburo se generó en el jurásico tardío
(Tithoniano) en rocas calizas arcillosas y lutitas calcáreas, en esta edad
geológica se presentaron unas fallas provocadas por la fracturación de la
panguea, para migrar hacia las formaciones marinas, apartir del
Cretácico temprano se gestó el almacén de hidrocarburo presentando
una secuencia litológica de mudstone-wackestone con lutitas
preferencialmente rocas almacén presentes en este activo integral.
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FIG. 10 Perfil litológico de Samaria
TIPOS DE ROCAS
Se comprende que el activo integral Samaria Luna pertenece al sistema
petrolero número tres, por lo tanto se puede correlacionar la evidencia
en el estudio geológico con este activo.
ROCA GENERADORA
Rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano: calizas
arcillosas y lutitas calcáreas.
Porosidad efectiva: 1 a 11%
Permeabilidad: 0.3 a 16 mD.
La principal roca generadora en la Provincia Petrolera Sureste
corresponde al Jurásico Superior Tithoniano. Las rocas del Tithoniano
están constituidas de calizas arcillosas y lutitas calcáreas las cuales son
las responsables de la generación de los hidrocarburos almacenados en
diferentes niveles estratigráficos como lo son el Kimmeridgiano,
Cretácico, Eoceno, Mioceno y Plioceno, esto está claramente
comprobado por la correlación positiva de los biomarcadores entre los
extractos de roca generadora y los fluidos, por lo que los sistemas
petroleros asociados a esta fuente de generación han sido clasificados
como conocidos.
Durante el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada
del nivel del mar o fase de inundación, por lo que se desarrolla el
depósito de una secuencia arcillo-calcárea; prevaleciendo las
condiciones para la formación de capas de lutitas negras carbonatadas
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con importantes cantidades de materia orgánica. En estas condiciones,
los ambientes sedimentarios fueron profundos y adecuados para la
preservación de los materiales orgánicos depositados.
Las rocas del Tithoniano reflejan una evolución de condiciones de rampa
interna a rampa externa y cuenca, estableciéndose condiciones favorables
para la preservación de la materia orgánica, relacionadas con una
transgresión marina.
ROCA ALMACENADORA
Por lo que se conoce de esta provincia petrolera se puede deducir que
las rocas almacén o productoras del sistema,son roca del Cretácico
Medio Albiano está constituida por mudstone-wackestone de
foraminíferos y dolomías microcristalinas, fracturadas, con laminaciones
y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstone-wackestone arcilloso,
fracturado, con intercalaciones de lutita arenosa y limosa con
abundantes foraminíferos planctónicos. La porosidad varía de 2 a 8%
llegando a ser de hasta 16% y los espesores varían de 25 a 500 m.
La permeabilidad se encuentra favorecida por fracturamiento tectónico.
Dicha permeabilidad varía entre 5 a 200 milidarcys. Las rocas del
Cretácico Medio corresponden principalmente a depósitos de ambientes
de plataforma, talud y cuenca. En grandes extensiones del área, las
calizas de esta edad se encuentran dolomitizadas, especialmente en las
zonas donde se interpreta la presencia de los ambientes de talud y
cuenca.
ROCA SELLO
La roca sello en el proyecto Samaria Somero corresponde a estratos de
lutitas intercaladas por cuerpos lenticulares arenosos que conforman la
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roca almacén. Las lutitas ejercen la función de roca sello en cada cuerpo
arenoso presente en este proyecto.
COLUMNA LITOLÓGICA
A continuación se muestra la columna litológica perteneciente a Samaria. (véase figura 11).
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18FIG. 11 Columna Litológica
TIPOS DE KEROGENO
El material orgánico es amorfo derivado del rompimiento mecánico y
bacterial de una mezcla de animales y plantas unicelulares marinos, que
la clasifican como de un kerógeno de tipo II, por lo cual este kerógeno es
propenso a generar petróleo aromático intermedio alto en azufre y
nafténicos, pero genera más gas que el kerógeno tipo I y en este caso, al
ser calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Tithoniano del Golfo de
México, presenta una secuencia ideal para hacer el modelado de una
roca marina con contenidos de materia orgánica marina rica en
compuestos de azufre.
TRAMPA ESTRUCTURAL
Presenta trampas estratigráficas y estructurales como los anticlinales
con fallas inversas y normales. En el proyecto Samaria Somero las lentes
de arenisca poco consolidadas actúan como trampa. (véase figura 12).
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FIG. 12 Sección Regional
EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE LACUENCA SAMARIA
Probabilidad Trampa-selloRoca generadora
Roca almacén
Sincronía y migración
Objetivo principal 0.8 0.8 0.8 0.8
Con los datos obtenidos se calculara la probabilidad de éxito Geológico
(pg) y el Riesgo geológico para poder determinar aspectos a mejorar y
proseguir con la evaluación del play.
Probabilidad de descubrimiento de Hc´s 0.41
Riesgo geológico 2.44
Factor de riesgo geológico 1 : 2.44
De acuerdo con los valores obtenidos el play: bajo riesgo
De acuerdo al Factor de riesgo geológico nuestro play se considera de
bajo riesgo:
Bajo riesgo (Pg entre 0.25 y 0.5, entre 1:4 y 1:2), Asociada a pozos que
prueban plays probados cerca de donde existe producción (5 – 10 Km).
Para tener una mejor visualización del play a evaluar, se procede a
realizar la sección geológica estructural, de acuerdo a las cimas ya
obtenidas previamente, se enumeran los pasos.
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Primero se analiza el mapa geológico de cimas para tener una vista previa, de como será nuestro modelo a configurar (véase figura 13).
Seguidamente se procede a unir las cimas, dependiendo a su altura, correspondiente obtenemos 5 curvas de nivel respecto al bloque A. (véase figura
14).
Se prosigue a realizar la unión de las cimas del bloque “B”, para asi obtener las curvas de nivel completas del bloque a evaluar. (véase figura 15)
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FIG. 13 Mapa geológico de cimas
FIG. 14 Curvas de nivel bloque “A”
Para el trazado del mapa estructural, primero se prosigue a realizar el trazado de una sección que va de A a A´, (véase figura 16), para posteriormente realizar el trazado de puntos a escala, poder unirlos y delimitar nuestra estructura (véase figura 17).
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FIG. 16 Mapa estructural, con el trazado de A a A´
FIG. 17 Mapa estructural, con falla.
VOLUMETRÍAS
Con la información aportada por el pozo y con información de datos análogos de petrofìsica y PVT`s, se estimaron los valores mínimos, medios y máximos.
Con la formula de PEARSON & TUKEY,
Parámetros Pearson & Tukey P 50Mínimo Más probable Máximo Promedio Unidades
Área 3.50 4.00 4.50 4.00 Km2Porosidad 0.15 0.20 0.25 0.20 Fracc.Saturación hidrocarburos (Shc) 0.60 0.70 0.80 0.70 fracc.Espesor neto impregnado (h) 40.00 50.00 70.00 51.85 mBoi 1.15 1.20 1.25 1.20 AdimensionalFro 0.20 0.25 0.30 0.25 FracciónFrg 0.65 0.75 0.80 0.74 Fracción
Rsi o RGA 1150.00 1250.00 1350.00 1,250.00m3/m3 a PC/BL.
FEICondensados (MPMM)FELFg (Factor geométrico) 0.70 0.80 0.90 0.80 Fracción
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POSIBLE DESARROLLO
Posible perfil de producción que detalla la cantidad de aceite y de gas
que posiblemente se producirán durante nuestros 15 años de vida del
proyecto a invertir.
A continuación se muestran gráficos de la producción de aceite en mbd y de la producción de gas en mpcd. (véase figura 18)
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FIG. 18 Producción de aceite y producción de gas
El posible perfil de producción detalla la comparativa entre la producción
de aceite (mbd) contra la producción de gas (mpcd), notandose
claramente que la posible producción de gas será ligeramente mayor en
nuestros 15 periodos que la producción que se obtendrá en estos
mismos periodos de aceite.
EVALUACIÓN ECONOMICA
Posible perfil de producción que detalla los ingresos brutos que
obtendremos por la venta de los hidrocarburos a estas cantidades
posteriormente se verán afectadas por los costos de operación y
mantenimiento y los costos de transportes.
A continuación se muestra un grafico comparativo donde nos representa
los ingresos de aceite y de gas. (véase figura 19)
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Es importante tomar en cuenta que en nuestro posible perfil de
producción que detalla nuestros ingresos, hay que tomar en cuenta
estos costos de operación y mantenimiento así como los costos de
transporte, los cuales se tienen que considerar.
Costos de Op´n y mantto. 1 2 3 4 5 6 7
Hidrocarburos (pesos) 252,660,842.48 10,643,369.92 21,020,655.59 28,218,234.50 29,601,207.38 28,121,147.01 26,715,089.66
Sub Total 252,660,842.48 10,643,369.92 21,020,655.59 28,218,234.50 29,601,207.38 28,121,147.01 26,715,089.66
Costos de transporte 1 2 3 4 5 6 7
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FIG. 19 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas
hidrocarburos (pesos) 199,563.19 798,252.74 1,576,549.17 2,116,367.59 2,220,090.55 2,109,086.03 2,003,631.72
Sub Total 199,583.19 798,252.74 1,576,549.17 2,116,367.59 2,220,090.55 2,109,086.03 2,003,631.72
Costos de Op´n y mantto. 8 9 10 11 12 13 14 15
Hidrocarburos (pesos)
25,379,335.18 24,110,368.42 22,904,850.00 21,759,607.50 20,671,627.12 19,638,045.77 18,656,143.48 14,178,669.04
Sub Total
25,379,335.18 24,110,368.42 22,904,850.00 21,759,607.50 20,671,627.12 19,638,045.77 18,656,143.48 14,178,669.04
Costos de transporte 8 9 10 11 12 13 14 15
hidrocarburos (pesos)
1,903,450.14 1,808,277.63 1,717,863.75 1,631,970.56 1,550,372.03 1,472,853.43 1,399,210.76 1,329,250.22
Sub Total
1,903,450.14 1,808,277.63 1,717,863.75 1,631,970.56 1,550,372.03 1,472,853.43 1,399,210.76 1,329,250.22
A continuación se muestra gráfico comparativo entre los costos de operación y mantenimiento y los costos de transporte. (véase figura 20)
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27FIG. 20 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas
En el gráfico se muestrán el total de costos por cada periodo, incluyendo
los dos costos, los de operación y mantenimiento y los de transporte de
nuestros hidrocarburos. (véase figura 21)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 150.00
50,000,000.00
100,000,000.00
150,000,000.00
200,000,000.00
250,000,000.00
300,000,000.00
Suma de costos total
INDICADORES DE RENTABILIDAD
Flujos de efectivo Neto: Combinación de Ingresos (entradas) menos
Egresos (salidas) que ocurren de manera puntual o en un periodo de
tiempo corto.
FEND: Flujo de efectivo neto descontado
PI: Valor presente de inversión, es la cantidad máxima que una
compañía estaría dispuesta a invertir en un proyecto
LAS ROCAS HABLAN A QUIEN SABE ESCUCHARLAS
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FIG. 21 Gráfica comparativa entre ingresos de aceite y gas
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FIG. 22 Gráfica flujo de efectivo y flujo de efectivo neto descontado
RBC: Se emplea para conocer los pesos o dólares de ingreso neto por
cada peso o dolár invertido expresado en valor presente
RBC= 1.06
PRI: Será nuestro periodo de recuperación de la inversión realizada en
este caso en años.
PRI=13.6 AÑOS
VPN: Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un
determinado numero de flujos futuros originados por una inversión
VPN= $52,931,299.39
VPN/VPI: Se emplea para conocer los pesos o dólares de ganancia por
cada peso o dólar invertido
VPN/VPI = 0.06
CONCLUSIÓN
En conclusión definimos a nuestro proyecto de inversión como NO
RENTABLE debido a:
Presenta un VPN esperado de $52,931,299.39,
Una realcion VPNVPI
= 0.06, que nos indica que por cada $ invertido
obtendremos $0.06 de ganancia.
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Igualmente el periodo de recuperación de inversión esta dado en 13.6
años, de 15 años que es lo que dura nuestro proyecto, solo tendríamos
1.4 años de ganancia.
Estos cálculos son sin haber tomado en cuenta cuestiones externas que
puedan surgir, que pudieran aumentar los costos y hacerlo mas
desfavorable.
Por lo que no se propone ni recomienda la explotación del play
evaluado.
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ANEXOS
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ANEXO 1 - Distribución geográfica de la inversión asignada en el PEF 2013 por proyectos de exploración agrupados en provincias petroleras.
ANEXO 2 - Distribución geográfica de la inversión asignada en el pef 2013 por proyectos de explotación agrupados en provincias petroleras
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ANEXOS 3- Ingresos petroleros en % de 2012 a 2018
ANEXOS 4- Inversión total Pemex del 2000 al 2012
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ANEXOS 5- Plataforma de exportación 2013- 2018
ANEXOS 6- Plataforma de producción 2013- 2018
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GLOSARIO
DOLOMITIZACION: El proceso de dolomitización es el proceso de
reemplazamiento de un mineral, generalmente calcita o aragonito
(ambos CaCO3), por dolomita - CaMg(CO3)2.
MUDSTONE: Es un grano fino, roca sedimentaria cuyo original
constituyentes son arcillas o lodos . El tamaño del grano es de hasta
0,0625 mm (0,0025 pulgadas) con granos individuales son demasiado
pequeños para ser distinguido sin un microscopio.
WACKSTONE: Carbonatos con textura deposicional reconocible, tiene
una textura matriz-soportada con más del 10% de granos.
BIOMARCADORES: Biomarcador o marcador biológico es aquella
sustancia utilizada como indicador de un estado biológico. Debe poder
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medirse objetivamente y ser evaluado como un indicador de un proceso
biológico normal, estado patogénico o de respuesta a un tratamiento
farmacológico.
TRANSGRESION: es un evento geológico por el cual el mar ocupa un
terreno continental, desplazándose la línea costera tierra adentro. Estas
inundaciones (a veces denominadas «ingresiones») se pueden producir
por hundimiento de la costa y/o la elevación del nivel del mar (por fusión
de glaciares).
LUTITA: La lutita es una roca sedimentaria detrítica o clástica de
textura pelítica, variopinta; es decir, integrada por detritos clásticos
constituidos por partículas de los tamaños de la arcilla y del limo.
KEROGENO: Es una mezcla de compuestos químicos orgánicos
presente en las rocas sedimentarias. Son insolubles en los solventes
orgánicos comunes.
BIBLIOGRAFÍA
http://www.ehowenespanol.com/proyectos-inversion-perforacion-
petrolera-manera_266795/
http://www.cnh.gob.mx/_docs/Infornme_Inv/
Informe_de_Inversion_May_2013.pdf
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http://www.pep.pemex.com/InvitaCM3P/Lists/LOPSRM/
Attachments/56/03%20ANEXO%20A.pdf
https://www.google.com.mx/search?
q=imagen+de+la+ubicacion+de+samaria+terciario&es_sm=122
&source=lnms&tbm=isch&sa=X&ei=JURUU7ayHK3b8AGD9YDACw
&ved=0CAgQ_AUoAQ&biw=1024&bih=683#q=produccion+del+c
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http://energiaadebate.com/pemex-en-el-presupuesto-2013/
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