Incorporación de reservas de gas y aceite e incremento de producción

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2 I. Presentación 2 a. Nombre del proyecto 2 b. Objetivo 2 c. Periodo de vigencia 2 d. Ubicacióngeográfica 18 e. Principales características técnicas 117 f. Unidades administrativas participantes 117 g. Nombre del titular 118 II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco 120 III. Antecedentes 122 a. Subdirección de Producción Región Norte 132 b. Subdirección de Producción Región Marina Noreste 136 c. Subdirección de Producción Región Sur 150 d. Subdirección de Producción Región Marina Suroeste 164 IV. Marco normativo 168 V. Vinculación con el PND y programas sectoriales, institucionales, regionales y/o especiales 168 a. Vinculación con el PND 2007-2012 170 b. Vinculación con el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 171 c. Vinculación con programas institucionales

176 VI. Síntesis ejecutiva 176 a. Planeación 224 b. Ejecución 232 c. Seguimiento y puesta en operación 272 VII. Acciones realizadas 272 a. Programa de trabajo 280 b. Presupuesto y calendario de gasto autorizado 281 c. Integración de expedientes y/o de proyectos ejecutivos317 d. Documentación y soporte de la aplicación de los recursos 322 VIII. Seguimiento y control 322 a. Informes sobre los avances y situación del programa y/o proyecto 401 b. Acciones realizadas para corregir o mejorar su ejecución 468 c. Intervenciones de control, auditorías y atención a observaciones484 IX. Resultadosybeneficiosalcanzados 484 a. Cumplimiento de objetivos y metas del programa 493 b. Resultados obtenidos527 c. Beneficiosalcanzadosporlapoblación a través de los proyectos586 X. Informefinal

Contenido

Incorporación de reservas de gas y aceite e incremento de producción

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Conforme a las facultades y atribuciones que me confiere la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento a lo establecido en el Acuerdo para la Rendición de Cuentas de la Administración Pública Federal 2006 – 2012, y en los Lineamientos para la elaboración e integración de Libros Blancos y de Memorias Documentales, se presenta el Libro Blanco PEP-01, Incorporación de reservas de gas y aceite e incremento de producción.

Dr. Juan José Suárez Coppel

Director General

Ing. Carlos Arnoldo Morales Gil

Director General de Pemex Exploración y Producción

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2 a. Nombre del proyectoIncorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incremento de Producción.1

b. ObjetivoIncorporar reservas de hidrocarburos e incrementar la producción de aceite y gas.2

c. Periodo de vigenciaDel 1 de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012.3

d. Ubicación geográficai. Región NorteLos proyectos Aceite Terciario del Golfo, integral Arenque, Burgos, Rein-geniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamauli-pas, integral Poza Rica-Tres Hermanos, así como el Proyecto PEG cuenca de Veracruz, se encuentran bajo la jurisdicción de la Subdirección de Pro-ducción Región Norte y su actividad petrolera se desarrolla en los estados de Veracruz, Tamaulipas, Puebla, Nuevo León, Coahuila, San Luis Potosí, Oaxaca, así como en la plataforma continental del Golfo de México.

Proyecto integral Aceite Terciario del GolfoSe trata de un proyecto terrestre que comprende 15 municipios en los estados de Veracruz y Puebla, y abarca una superficie de aproximada-mente 3,800 km2.

Comprende los límites geológicos del paleocanal de Chicontepec, que es una subcuenca terciaria desarrollada en el dominio de la cuenca Tampico-Misantla. Limita al occidente con la Sierra Madre Oriental y al oriente con la Plataforma de Tuxpan (Faja de Oro). Los elementos que demarcan al proyecto por el norte y por el sur son el paleocanal Bejuco-La Laja y el Alto de Santa Ana, respectivamente.4

1 Fuente: Oficio número UCGP/209/627/2012 de fecha 6 de marzo de 2012 de la Secretaría de la Función Pública.

2 Fuente: Oficio de entrega del Formato para la Integración de la Relación Inicial de Libros Blancos de la Administración Pública Federal, remitido con fecha 14 de febrero de 2012 a la unidad de Control de la Gestión Pública

3 Fuente: Acuerdo para la Rendición de Cuentas de la Administración Pública Fe-deral 2006-2012 publicado en el Diario Oficial de la Federación el 19 de diciem-bre de 2011.

4 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio (cambio de monto y alcance del proyecto Ama-titlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco) que cambió de nombre a Proyecto Aceite Terciario del Golfo de noviembre de 2006 y Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, julio 2008.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Aceite Terciario del Golfo.

I. Presentación

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Proyecto integral ArenqueSe ubica en la plataforma continental del Golfo de México frente a las costas de los estados de Tamaulipas y Veracruz, está limitado al oriente por la iso-bata de 500 m y al occidente por la línea de costa, donde cubre una superfi-cie aproximada de 23,600 km² y forma parte de la provincia geológica de la cuenca Tampico-Misantla y Plataforma de Tuxpan en su porción marina. Los principales campos del proyecto son: Arenque, Bagre y Carpa.1

Proyecto integral Cuenca de BurgosEl Proyecto Burgos se encuentra localizado en el noreste de México y com-prende gran parte de los estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila; co-linda al norte con los estados Unidos de Norteamérica y al oriente con la costa del Golfo de México. Cubre una superficie aproximada de 120,000 km², y den-tro del proyecto se localizan dos de las cuatro cuencas productoras de gas no asociado de México, cuenca de Burgos y cuenca de Sabinas, así como el área de Piedras Negras. Sin embargo, por su producción, número de campos descubiertos, pozos productores y reservas, la cuenca de Burgos es la más importante.2

1 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, junio 2008.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica Altamira.

2 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio, cambio de monto y alcance por terminación del esque-ma de financiamiento PIDIREGAS, agosto de 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Burgos.

PROyECTO INTEGRAL ARENqUE

PROyECTO INTEGRALACEITE TERCIARIO DEL GOLFO

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Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Cam-po Tamaulipas-ConstitucionesEl Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Cam-po Tamaulipas-Constituciones se localiza en el municipio de Altamira, Tamauli-pas, 25 km al noroeste de la ciudad de Tampico y el área de Ébano y Panuco, en los estados de Veracruz, Tamaulipas y San Luis Potosí, 40 km al oeste de la ciudad de Tampico. Desde el punto de vista geológico, el proyecto se ubica en la cuenca Tampico-Misantla, en la porción occidental de la isla jurásica de Ta-maulipas-Constituciones y en la planicie costera del Golfo de México, respecti-vamente formando parte de lo que se denomina Archipiélago Jurásico superior.3

3 Fuente: Documentos Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, julio 2009).Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica- Altamira

PROyECTO INTEGRAL CUENCA DE BURGOS

PROyECTO DE REINGENIERíA DEL SISTEMA DE RECUPERACIóN SECUNDARIA DEL CAMPO TAMAULIPAS-CONSTITUCIONES

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Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosEl proyecto de explotación integral Poza Rica-Tres Hermanos se localiza en la planicie costera del Golfo de México en la porción norte del estado de Vera-cruz. Está ubicado en la porción sur-centro-oriental de la provincia geológica Tampico-Misantla. Los límites geográficos más importantes son la Sierra Ma-dre Oriental al poniente; los ríos Pánuco, al norte, y Tecolutla, al sur, y al este la planicie costera del Golfo de México.

Este proyecto comprende actividades petroleras en 25 municipios, destacan-do el municipio de Papantla, donde se encuentra el mayor número de instala-ciones y en el cual se lleva a cabo la mayor actividad petrolera.1

ii. Región Marina NoresteEn lo que corresponde a la Región Marina Noreste, ésta comprende los pro-yectos de Cantarell, Ek Balam y Ku-Maloob-Zaap y su actividad petrolera se desarrolla principalmente en aguas territoriales de la plataforma continental del Golfo de México.

Proyecto CantarellLos campos del Proyecto Cantarell se localizan en aguas territoriales de la plataforma continental del Golfo de México, al occidente de la península de yu-catán, entre la isobatas de 40 y 50 m de profundidad, unos 80 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro de los límites jurisdiccionales que

1 Fuente: Documentos Análisis Costo-Beneficio del proyecto integral Poza Rica (Cambio de Monto y Alcance), agosto 2007, y Análisis Costo-Beneficio, cambio de monto y alcan-ce por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS, agosto 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica Altamira.

PROyECTO INTEGRAL POZA RICA-TRES HERMANOS

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corresponden a la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción (PEP). En la figura siguiente se muestran los campos Akal, Nohoch, Chac, Kutz, Sihil, Ixtoc, Takín y Kambesah.

Las zonas de influencia, se encuentran en aguas territoriales del Golfo de Mé-xico en la Región Marina Noreste, frente a las costas de Tabasco y Campeche; terminal marítima de Dos Bocas (TMDB) en el estado de Tabasco. Ambos estados impulsan la actividad económica de la región.2

2 Fuente: Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Cantarell, agosto de 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Cantarell

PROyECTO CANTARELL

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Proyecto integral Ek-BalamEl Proyecto integral Ek-Balam se encuentra ubicado dentro de las aguas terri-toriales del Golfo de México entre las isobatas de 40 y 50 m, frente a las costas del estado de Campeche, aproximadamente 95 km al noroeste de Ciudad del Carmen, dentro de los límites jurisdiccionales que corresponden a la Región Marina Noreste de PEP, señalado en la siguiente figura.1

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapEl Proyecto integral Ku-Maloob-Zaap está integrado por los campos Ku, Ma-loob, Zaap, Bacab, Lum, Ayatsil, Tekel y Pit, los cuales se ubican en la porción central de la sonda de Campeche, al occidente de la península de yucatán, frente a los estados de Campeche y Tabasco, dentro de las aguas territoriales del Golfo de México. Como se muestra en la figura siguiente, forma parte de la plataforma continental y estructural de la provincia pilar de Akal.2

1 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance del proyecto integral Ek-Balam, diciembre 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Cantarell.

2 Fuente: Documento Costo-Beneficio 2011.

PROyECTO INTEGRAL EK-BALAM

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iii. Región SurLa Subdirección de Producción Región Sur comprende los proyectos inte-grales Bellota-Chinchorro, Cactus-Sitio Grande, Cárdenas, Carmito-Artesa, El Golpe-Puerto Ceiba, Jujo-Tecominoacán, Delta del Grijalva y Antonio J. Ber-múdez, los cuales desarrollan su actividad petrolera principalmente en los mu-nicipios de Comalcalco, Cárdenas, Cunduacán, Villahermosa, Jalapa de Mén-dez, Huimanguillo, Paraíso, Centla y Nacajuca en el estado de Tabasco, y en el estado de Chiapas en los municipios de Reforma y Pichucalco; en el estado de Oaxaca, en los municipios de Matías Romero y Santa Martha Chimalapa, y en el estado de Veracruz en los municipios de Las Chopas, Minatitlán, Jesús Carranza e Hidalgotitlán.

Proyecto integral Bellota-ChinchorroEl Proyecto Bellota-Chinchorro limita al norte con la ranchería Villa Aldama, municipio de Comalcalco, Tabasco; al sur con la cabecera municipal de Cár-denas, al este con las rancherías La Piedra y yoloxochitl municipio de Cundua-cán y al oeste con el municipio de Cárdenas.3

Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeEl proyecto de explotación Cactus-Sitio Grande se encuentra 32 km al su-roeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, en los municipios de Reforma Chiapas y Centro Tabasco.4

3 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio Proyecto Bellota-Chinchorro. Cambio de monto y alcance, septiembre de 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota, Activo de Pro-ducción Bellota- Jujo.

4 Fuente: Gerencia de Programación y Evaluación. Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

PROyECTO INTEGRAL BELLOTA-CHINCHORRO

PROyECTO INTEGRAL CACTUS-SITIO GRANDE

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Proyecto integral CárdenasEl Proyecto Cárdenas está ubicado 10 km al oeste de la ciudad de Cárdenas, Tabasco, México, el cual pertenece al Activo de Producción Bellota-Jujo, de la Región Sur de PEP. Tiene una superficie aproximada de 126.8 km2.1

Proyecto integral Carmito-ArtesaLos principales campos de este proyecto son Carmito, Artesa, Giraldas, Aga-ve, Gaucho, Secadero, Tapijulapa, Iris y Acuyo; están localizados en los esta-dos de Chiapas y Tabasco, aproximadamente 60 km al suroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco específicamente en los municipios de Jalapa y Hui-manguillo en Tabasco, y Juárez, Reforma y Pichucalco en Chiapas, tal y como se muestra en la siguiente figura.2

1 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio Cambio de Monto y Alcance por termina-ción del esquema de financiamiento PIDIREGAS del Proyecto Cárdenas agosto de 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Cárdenas, Activo de Producción Bellota-Jujo.

2 Fuente: Gerencia de Programación y Evaluación. Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

PROyECTO INTEGRAL CáRDENAS

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Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaEl proyecto El Golpe-Puerto Ceiba se desarrolla en la porción noroeste del estado de Tabasco y sus campos comprenden una extensión de 1,800 km2, localizados en los municipios de Jalpa de Méndez, Paraíso, Comalcalco y Cár-denas. Las formaciones productoras están constituidas por cuerpos arenosos del Terciario y por rocas carbonatadas fracturadas del Mesozoico en el campo Puerto Ceiba. La siguiente figura muestra los límites territoriales del activo, donde se encuentran los campos de este proyecto.3

Proyecto integral Jujo-TecominoacánEl proyecto Jujo-Tecominoacán con todas sus componentes se localiza en la parte sureste de la República mexicana. Geográficamente abarca la porción sureste del estado de Veracruz, en una parte de los municipios de Las Choa-pas, Minatitlán, Hidalgotitlán y Jesús Carranza; en el estado de Oaxaca se ubica en los municipios de Matías Romero y Santa Martha Chimalapa, y en el estado de Tabasco, en los municipios de Cárdenas y Huimanguillo. Cabe mencionar que el área del proyecto Jujo-Tecominoacán se reduce debido a la separación de la componente de exploración Malpaso.4

3 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio Cambio de Monto y Alcance por cambio de alcance del Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba, mayo de 2012.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota y Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

4 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio Cambio de Monto y Alcance por cambio de alcance del Proyecto Jujo-Tecominoacán, mayo de 2012.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Cárdenas y Coordina-ción de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

PROyECTO INTEGRAL EL GOLPE-PUERTO CEIBA

PROyECTO INTEGRAL JUJO-TECOMINOACáN

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Proyecto integral Delta del GrijalvaLa región donde se desarrolla el proyecto se localiza en la porción nororiental del área mesozoica de Chiapas-Tabasco, al suroeste de la ciudad de Frontera, Tabasco. Tiene una extensión aproximada de 1,343.1 km2 y se ubica dentro de la división política del estado de Tabasco, entre los municipios de Centla, Nacajuca, Centro, Jalpa de Méndez y Paraíso. Cabe mencionar que en ninguna de sus tres versiones la ubicación geográfica del proyecto sufrió alguna modificación.1

Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezEl proyecto se realizará en el Complejo Antonio J. Bermúdez, el cual pertenece al activo de producción Samaria-Luna de la Región Sur. Se localiza en la parte sureste de la República mexicana, 20 km al noroeste de la ciudad de Villaher-mosa, Tabasco, en los municipios de Cunduacán y Centro, la cual no sufre modificaciones en ninguna de sus versiones.

El proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez, en su componente de ex-plotación Magallanes-Ogarrio y de exploración Cuichapa, se encuentra entre los límites de los estados de Veracruz y Tabasco,50 km al oriente de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz.

El Proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez en los horizontes Mesozoi-co y Terciario, Ogarrio-Sánchez Magallanes y Cuichapa, se encuentra entre los límites de los estados de Veracruz y Tabasco, 50 km al oriente de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz. Geológicamente pertenece a la cuenca salina del Istmo y más específicamente en las cuencas terciarias del sureste.2

1 Fuente de información: Coordinación de Programación y evaluación, Activo de Produc-ción Samaria-Luna. Cambio de Monto y Alcance 2011 del Proyecto Integral delta del Grijalva.

2 Fuente: Diseño de Proyectos, Activo de Producción Samaria-Luna, Cinco Presidentes y Exploración cuencas del Sureste Terrestre.

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iv. Región Marina SuroesteLa Subdirección de la Región Marina Suroeste comprende los proyectos Ayin-Alux, Chuc, yaxche, Och-Uech-Kax y Caan, los cuales desarrollan su activi-dad petrolera principalmente en aguas territoriales de la plataforma continental del Golfo de México.

PLANO DE LOCALIzACIóN DE LA COMPONENTE OGARRIO-MAGALLANES

PLANO DE LOCALIzACIóN DE LA COMPONENTE DE ExPLORACIóN CUICHAPA, PERTENECIENTE AL ACTIVO DE ExPLORACIóN CUENCAS DEL SURESTE TERRESTRE, MOSTRANDO SUS TRES áREAS

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Proyecto integral Ayin-AluxLos campos Ayin y Alux se encuentran dentro del área denominada pilar Tec-tónico Reforma-Akal en la plataforma continental del Golfo de México, aproxi-madamente 84 km al noreste de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB), Ta-basco, en tirantes de agua de 176 y 75 m, respectivamente. El proyecto abarca un área aproximada de 352 km2, y la ubicación geográfica de los campos se muestra en la figura siguiente.

UBICACIóN DE LOS CAMPOS AyIN y ALUx

Debido a que las actividades de perforación, producción y transporte de cru-do que realiza Pemex son fuentes potenciales de derrames accidentales de hidrocarburos, es necesario también delimitar el área de influencia del proyec-to en función de un posible incidente. Para determinar el área de influencia se utilizaron las coordenadas aproximadas de cada una de las obras que integran los proyectos y el de las áreas que resultarían afectadas durante las activida-des de las distintas etapas del proyecto, considerando los eventos posibles tales como fugas o derrames accidentales de crudo. Se tomó como área de influencia, la circunscrita por un radio de 10 km alrededor de cada obra, la distancia necesaria para permitir la dispersión de los contaminantes. Para el caso de Ayin-Alux, el área asignada al proyecto y el área de estudio tienen una superficie aproximada de 969.7 km2.

Proyecto integral ChucEl proyecto integral Chuc cuenta con seis campos actualmente en producción: Pol, Chuc, Batab, Homol, Che y Tumut, estos tres últimos en etapa de desa-rrollo y siete campos más, próximos a desarrollarse: Kuil, Onel, Pokoch, Wayil, Chuhuc, Etkal y Uchak. Su localización dentro del proyecto se describe en la siguiente figura.

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Proyecto integral yaxcheLos campos yaxche y xanab se localizan dentro del área denominada pilar Tectónico Reforma-Akal en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del estado de Tabasco. Los campos fueron descubiertos en 1993 y 2005 con la perforación de los pozos exploratorios yaxche-1 y xanab-1, en tirantes de agua de 20 m. El primero resultó productor de aceite y gas en rocas carbonatadas del Cretácico superior (KS), con una densidad de 38 °API (Ame-rican Petroleum Institute) y una presión inicial del yacimiento de 1,016 kg/cm².

El segundo resultó productor de aceite y gas en carbonatos del Cretácico medio (KM), con una densidad de 33 °API y una presión inicial 327 kg/cm2. Con la perforación del segundo pozo exploratorio yaxche-101 durante 2006, se descubre aceite y gas en arenas del Mioceno inferior con una densidad de 33 °API y una presión inicial de 531 kg/cm².

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Proyecto integral Och-Uech-KaxLos campos Och, Uech y Kax se encuentran ubicados en el área asignada al activo de producción Litoral de Tabasco, perteneciente a la Región Marina Suroeste. El campo Och se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente 112 km al noreste de Dos Bocas y comprende una superfi-cie aproximada de 7.28 km²; el campo Uech se ubica a una distancia de 100 km al noreste de la misma región con una superficie de 7.45 km² y, por último, el campo Kax se ubica a una distancia de 106 km con una superficie de 7.46 km² al noreste también de Dos Bocas.1

Proyecto integral CaanLos campos del proyecto, pertenecen a la Región Marina Suroeste, y se en-cuentran localizados sobre la plataforma continental del Golfo de México fren-te a las costas de los estados de Tabasco y Campeche entre las isobatas de 20 y 70 m, aproximadamente a 1,432 km de la TMDB, en el Municipio de Paraíso, Tabasco, y 79 km al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche, con respecto al complejo de producción Abkatun-A.2

1 Fuente: Documento de Evolución del Proyecto a diciembre de 2011. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Litoral de Tabasco.

2 Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, abril 2009. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Abkatun Pol Chuc.

UBICACIóN DE LOS CAMPOS DEL PROyECTO OCH-UECH- KAx

UBICACIóN DE LOS CAMPOS

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Adicionalmente, PEP está desarrollando el proyecto Lakach, que actualmente no se encuentra bajo ninguna jurisdicción de alguna Subdirección de Producción.

Proyecto integral LakachEl campo Lakach se ubica 131 km al noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz y 98 km al sureste de la ciudad de Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de México, considerado como aguas profundas.

Programa Estratégico de GasEl Programa Estratégico de Gas (PEG) está integrado por proyectos que apro-vecharán oportunidades para incrementar la oferta de gas en las áreas de mayor potencial del país. Por ello, se están ejecutando diversas actividades operativas en tierra, tanto exploratorias como de explotación, en los estados de Veracruz, Tabasco y Chiapas, y en la plataforma continental de los estados de Veracruz, Tamaulipas, Tabasco y Campeche.

Las áreas de mayor interés, desde el punto de vista exploratorio como de pro-ducción, son las cubiertas por los proyectos integrales Crudo Ligero Marino, Cuenca de Veracruz y Cuenca de Macuspana.

Debido a la magnitud del programa y sus diversas áreas de influencia por los tipos de proyectos exploratorios y de desarrollo de campos, se puede inferir que cada uno de los proyectos demandará servicios en diferentes localidades y municipios donde se desarrollen actividades tales como la realización de estudios sísmicos, la perforación de pozos y la construcción de infraestructura requerida para la explotación de los yacimientos.

UBICACIóN DEL áREA EN LA qUE SE REALIzARá EL PROyECTO

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e. Principales características técnicasi. Subdirección de Producción Región Norte

Proyecto integral Aceite Terciario del GolfoSe localiza entre la porción sur de la cuenca de Tampico-Misantla y al occi-dente de la plataforma de Tuxpan. Esta cuenca se originó en el Paleoceno, al inicio de los levantamientos de la Sierra Madre Oriental (Orogenia Laramide) y fue afectada en su margen oriental y suroriental por una depresión de con-siderable magnitud, denominada antefosa de Chicontepec. La sedimentación del Paleoceno se compone de turbiditas de ambiente nerítico externo a batial, formando complejos de abanicos y canales, constituida por arenas lenticula-res con intercalaciones de lutitas.

Durante este periodo sucedieron varios eventos de erosión y relleno de sedi-mentos. En el Eoceno medio se observa una sedimentación arcillosa de am-biente batial.

Columna geológica La columna geológica investigada por los pozos comprende desde el Jurási-co inferior hasta el Oligoceno superior. En el sureste del área, los yacimientos terciarios del paleocanal de Chicontepec descansan discordantemente en el Jurásico superior San Andrés; en la parte centro y norte, se encuentran por

AFLORAMIENTOS DE LA FORMACIóN CHICONTEPEC (TURBIDITAS)

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encima del Cretácico superior Méndez. El Paleoceno está representado por las formaciones Velasco, Chicontepec inferior y Chicontepec medio. El Eoceno inferior, por las formaciones Aragón y Chicontepec superior Canal. El Eoceno medio por la Formación Guayabal y el Eoceno superior por las formaciones Tantoyuca y Chapopote.

En Chicontepec se tienen definidos tres plays productores: Chicontepec (Pa-leoceno-Eoceno inferior), Chicontepec Canal (Eoceno inferior tardío) y Tanto-yuca (Eoceno superior).

Evolución tectónicaDurante el Cretácico, una transgresión dio origen al desarrollo de bancos, ram-pas, plataformas carbonatadas y áreas con aguas profundas representadas por las formaciones Tamaulipas inferior, El Abra, Tamabra y Tamaulipas superior.

En el final del Cretácico y principio del Paleoceno, la región estuvo sujeta a compresión por el evento tectónico denominado Orogenia Laramide, la cual es responsable del plegamiento y fallamiento inverso de toda la secuencia mesozoica, teniendo como resultando la estructura de la Sierra Madre Orien-tal, así como pliegues y fallas en el subsuelo de la planicie costera del Golfo. Este evento y las corrientes marinas y de litoral, propiciaron en el Cretácico tar-

COLUMNA GEOLóGICA DEL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC

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dío y en el Paleoceno la formación de cuencas sintectónicas con canales sub-marinos, con su correspondiente relleno de sedimentos arcillo-arenosos de tipo tubidítico (formaciones Velasco y Chicontepec). Durante el Eoceno inferior, la cuenca sufrió un basculamiento hacia el sur por efecto de la plataforma de Tuxpan. A partir del Oligoceno en el sector oriental (cuenca de Chicontepec) se depositaron formaciones como Horcones, Palma Real y Alazán, de carácter transgresivo y regresivo, con lo que la cobertura sedimentaria llegó a tener un espesor de hasta 10,000 m en la zona del depocentro. En el Mioceno y Plio-ceno tardío continuó el ciclo regresivo hasta llegar a la línea de costa actual.

La cuenca de Chicontepec presenta poca deformación estructural, caracteri-zándose por contener grandes espesores de unidades siliciclásticas de am-biente marino (depósitos de abanico submarino) rellenando el paleo-elemento que se formó durante la orogenia laramídica entre la Sierra Madre Oriental y la plataforma de Tuxpan. Las unidades cronoestratigráficas que afloran en el área y que fueron depositadas antes de la Orogenia Laramide, presentan com-petencias estructurales muy diferentes. El conjunto más antiguo (formaciones Tamán y Pimienta) y el más joven (formaciones Velasco y Chicontepec) son mecánicamente competentes (por lo arcilloso presenta mayor plasticidad), mientras que el conjunto intermedio (formaciones Tamabra y Tamaulipas) son de alta incompetencia. En el sector centro-oriente en la secuencia siliciclástica del Paleoceno, se reconocen pliegues suaves, simétricos con orientación ge-neral noroeste-sureste, mientras que al poniente, en la secuencia mesozoica y con una orientación similar, se tienen cabalgaduras, fallas inversas, pliegues apretados y recostados.

Modelo geológicoEl modelo geológico consta de una serie de eventos de múltiples episodios de depositación de abanicos submarinos, erosión y relleno. Se pueden destacar cuatro elementos del sistema de depósito de abanico: canal central, canal central y lóbulos, abanico medio y abanico exterior en la mayoría de las uni-dades genéticas.

Sistema petroleroEl sistema petrolero que funciona en Chicontepec se muestra en la figura si-guiente. Las rocas generadoras del Jurásico superior y los hidrocarburos de la cuenca Tampico-Misantla han sido caracterizadas por diversas técnicas geoquímicas. Dichas rocas son predominantemente carbonatadas arcillosas y

SECCIóN ESTRUCTURAL - TRANSVERSAL A CHICONTEPEC

MODELO CONCEPTUAL DEL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC (ABANICOS SUBMARINOS WALKER 1978)

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están relacionadas con las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano, respectivamente.

Los resultados de los análisis petrográficos, Rock-Eval y cromatografía-espec-trometría de masas indican que la formación Santiago tiene el mayor potencial remanente en el sur de la cuenca, mientras que Tamán y Pimienta predominan en el norte. Se tienen kerógenos tipo II, y carbono orgánico total (COT) = < 1-5%, S2 = < 1-9 mg Hc/g roca, IH = 30-600 mg Hc/g COT. Es posible que la formación Huayacocotla (Liásico), con kerógeno tipo II y III, COT = < 1-2%, S2 = < 5-9 mg Hc/g roca, IH = 7-80 mg Hc/g COT, haya también contribuido a la generación de hidrocarburos. Las vías de migración son los sistemas de fallas asociados a los efectos anteriores y posteriores a la Orogenia Laramide y que afectan toda la columna sedimentaria, desde el Jurásico inferior hasta los sedimentos terciarios.

Las rocas generadoras del Jurásico superior y los hidrocarburos de la cuenca Tampico-Misantla han sido caracterizadas por diversas técnicas geoquímicas. Dichas rocas son predominantemente carbonatadas arcillosas y están relacio-nadas con las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta de edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente. Las vías de migración son los sistemas de fallas asociados a los efectos anteriores y posteriores a la Oroge-nia Laramide y que afectan toda la columna sedimentaria, desde el Jurásico inferior hasta los sedimentos terciarios.

Las rocas almacenadoras son las intercalaciones de arenas de la formación Chicontepec, productoras en varios pozos exploratorios, han permitido el de-sarrollo de campos tales como Presidente Alemán, Miquetla, Aragón, Coyotes, Soledad, Soledad Norte, Agua Fría, Coapechaca y Tajín. El espesor de la se-cuencia arenosa de la formación Chicontepec fluctúa entre los 300 y 1,700 m de espesor y se encuentra a profundidades de entre los 800 y 1,800 m. Los procesos diagenéticos han afectado la porosidad y permeabilidad. El principal tipo de trampa es la de componente estratigráfica, pero las estructurales y las combinadas pueden estar presentes hacia la porción occidental del área.

SISTEMA PETROLERO DEL áREA DE LOS CAMPOS DE CHICONTEPEC

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Las rocas sello son las lutitas que se encuentran interestratificadas con las rocas de los yacimientos areno-arcillosos. En el Eoceno medio se observa una sedimentación arcillosa de ambiente batial de las formaciones Aragón y Guayabal que sirve de sello superior a toda la secuencia de la formación Chi-contepec. Por medio de los estudios petrográficos se sabe que la porosidad fluctúa entre 5 y 18%; la permeabilidad entre 0.01 a 10 milidarcies (mD). De los elementos de riesgo, la calidad de la roca almacén es la que representa el principal riesgo.1

Proyecto integral ArenqueEl proyecto se ubica en la cuenca sedimentaria Tampico-Misantla, en su por-ción marina. Regionalmente el área estuvo sujeta a una evolución geológica, que inicia con eventos distensivos en el Triásico-Jurásico medio, asociados a la apertura del Golfo de México. Durante el Oxfordiano se depositaron rocas con características de generadoras y, en las partes altas así como en los bor-des de los bloques, se depositaron las areniscas basales que son productoras en el pozo Náyade-1.

La fase de post-rift inició en el Jurásico superior Kimmeridgiano (JSK) y ter-mina en el Jurásico superior Tithoniano (JST), con sedimentos de las forma-ciones San Andrés (bancos oolíticos carbonatados) y Pimienta (mudstone y lutitas) respectivamente, depositados como una secuencia transgresiva sobre los bloques del basamento. En el Cretácico, ya avanzada la fase de subsiden-cia se depositaron carbonatos de cuenca, que posteriormente se plegaron y fracturaron en los bordes de los bloques de basamento por compactación diferencial. El play más importante son las facies oolíticas de la formación San Andrés del JSK, la profundidad promedio del objetivo es del orden de los 3,500 m y fue descubierto con el campo Arenque.

El play que le sigue en importancia es el Cretácico Tamaulipas inferior, que fue descubierto con la perforación de los pozos Jurel-1 y Arenque-1 (no desarro-llados), que dieron lugar a este campo. También se tiene el play Oxfordiano correspondiente a areniscas basales (dolomitizadas), productoras de aceite li-gero. Con la interpretación sísmica se han postulado una serie de pináculos que pudieran corresponder a desarrollos orgánicos (parches de arrecifes), los cuales pueden constituir excelentes rocas almacenadoras, su distribución no es continua y se encuentran principalmente hacia la porción norte del proyecto.

El proyecto fue dividido en áreas prioritarias (sectorización) de acuerdo con la rentabilidad, conocimiento geológico-geofísico, mínimos riesgos geológicos y mayores volumetrías, además de la cercanía a las instalaciones. Se men-cionan los dos de mayor importancia que es donde se está proponiendo la perforación de las 10 localizaciones.

1 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio (Cambio de Monto y Alcance del Pro-yecto Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco) que cambió de nombre a Proyecto Aceite Terciario del Golfo; noviembre de 2006.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Aceite Terciario del Golfo.

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SectorizaciónSector Salmón. Se ubica en la porción sur del proyecto y comprende un área de 4,725 km2; se considera el más importante, ya que es aquí donde se en-cuentra el mayor número de campos productores de hidrocarburos, la mayor cantidad de localizaciones aprobadas y las áreas de menor riesgo geológico, además de que se encuentra ubicado cerca de instalaciones ya existentes.

Sector Náyade. Se encuentra al norte del Sector Salmón, con el que limita y cubre un área de 3,550 km2. Se considera el segundo en importancia, dado que cuenta con un campo descubierto de aceite ligero (Náyade) y es el segundo en número de localizaciones aprobadas, con un moderado riesgo geológico.

Durante el horizonte 2009-2015 no se espera adquirir sísmica de ningún tipo. Sin embargo, con base en el avance exploratorio se podría requerir algún cubo sísmico para el apoyo de localizaciones futuras. Con la sísmica 3D existente se hará el reproceso de 2,200 km2 con el propósito de reforzar y fortalecer la cartera de oportunidades a partir de su interpretación geológica-geofísica y al análisis detallado de los campos. Esta interpretación servirá para evaluar y ajustar los plays postulados en el área.

Estudios exploratoriosLa importancia estratégica del aceite y gas, el incremento en la demanda in-terna y externa de hidrocarburos y la constante declinación en los campos ma-rinos y terrestres hacen necesaria la incorporación de nuevas reservas para restituir las extraídas en los campos en producción.

Derivado de lo anterior, se pretende efectuar 14 estudios exploratorios, dado que es esencial para identificar nuevas áreas con posibilidades de contener recursos petroleros y descubrir nuevos yacimientos. Asimismo, estos estudios fortalecerán la cartera de oportunidades exploratorias para disponer de nue-vas localizaciones aprobadas para su perforación inmediata en el momento en que se tengan los recursos de inversión y las herramientas de perforación.

Pozos exploratoriosLos procesos clave para alcanzar los objetivos de los proyectos exploratorios son la perforación de pozos y los trabajos sísmicos programados en las áreas donde se han identificado esas oportunidades. El Proyecto Sardina se pro-pone para ser fortalecido con los recursos financieros y su principal objetivo es la incorporación de nuevas reservas en el corto y mediano plazos, con la perforación de 10 pozos. La estrategia plantea iniciar la perforación de un pozo en 2012 para incorporar nuevos recursos prospectivos, además, por la cercanía de la infraestructura actual, pueden disminuir los costos de inversión y el tiempo de desarrollo.

La importancia estratégica del aceite y gas, el incremento en la demanda interna y externa

de hidrocarburos y la constante declinación en los campos marinos y terrestres hacen

necesaria la incorporación de nuevas reservas para restituir

las extraídas en los campos en producción.

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Componente de explotaciónLos campos de desarrollo que componen el proyecto integral Arenque son Arenque, Lobina, Carpa, Atún, Bagre, Marsopa y Mejillón. Sus principales ca-racterísticas se pueden ver en el cuadro siguiente:

Campo Pozo descubridor

Yacimiento formación

Tirante de agua

Profundidad de yacimiento

Tipo de aceite RGA

Carpa Carpa 1 El Abra (Cretácico) 49 m 2410 mbnm Aceite ligero, 29-31°API 15-30 m3/m3

Bagre Bagre 1 El Abra (Cretácico) 50 m 2,623 mbnm Aceite ligero: 37-41°API 180 m3/m3

Marsopa Carpa 1 El Abra (Cretácico) 49 m 2410 mbnm Aceite negro: 35°API 51 m3/m3

Atún Atún 1 El Abra (Cretácico) 50 m 3127 mbnm Gas y condensado, 53°API

380 m3/m3

Mejillón Mejillón 1 El Abra (Cretácico) 50 m 3,124 mbnm Gas y condensado, 53°API

5,617 m3/m3

Arenque Arenque 1 Cretácico Tamauli-pas inferior

65 m 3,349 mbnm Aceite negro, 21°API 387 m3/m3

Arenque Arenque 2 JSA 54 m 3,400 mbnm Aceite ligero: 20-32° API 791 m3/m3

Lobina Lobina 1 JSA 59 m 3,398 mbnm Aceite negro: 22° API 269 m3/m3

Merluza Merluza 1 JSA 55 m 3,336 mbnm Aceite negro, 32°API 258 m3/m3

mbnm = metros bajo el nivel del mar

La infraestructura de los campos de la Faja de Oro Marina se muestra en la siguiente figura:

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La infraestructura de los campos Arenque-Lobina se muestran a continuación:

Como puede observarse, las actividades programadas de perforación y re-paración de pozos, así como los pronósticos de producción contemplados en el proyecto propuesto, cuentan con el suficiente soporte técnico de estudios geológicos, geofísicos, caracterización estática y dinámica de yacimientos, modelos de simulación numérica e información del comportamiento de pre-sión-producción de pozos; que permiten reducir la incertidumbre inherente a dichas actividades.

Proyecto integral Cuenca de BurgosEl proyecto Burgos para la optimización de explotación de sus campos se ha divido en tres grandes áreas denominadas Occidental, Central y Oriental, cuya delimitación obedece a criterios bien definidos como son:

• Similitud en las características de los campos-yacimientos.

• Homogeneidad en el fluido producido en cada área para facilitar su manejo.

• Facilidad en la sinergia entre diversas actividades.

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Área OccidentalDescripción geológicaEl área Occidental comprende el oeste y norte de la cuenca de Burgos y la cuen-ca de Sabinas. En la cuenca de Burgos, sus yacimientos se encuentran consti-tuidos por sedimentos siliciclásticos en trampas de tipo combinado (estratigráfico y/o estructural). Estratigráficamente, la columna geológica incluye rocas de edad Eoceno hasta el KS. Litológicamente los depósitos están representados por una alternancia de lutitas y areniscas, las cuales varían en su composición de acuerdo al ambiente de depósito sujeto a una serie de transgresiones y regresiones que dieron origen a diversos depósitos terrígenos, principalmente areno arcillosos de origen deltáico, islas de barrera, canales o de barras costeras en un medio marino somero y profundo. La reactivación de la cuenca de Sabinas se dio mediante la perforación del pozo Pirineo-1, terminado en septiembre del 2003.

En la cuenca de Burgos, la producción proviene principalmente de yacimien-tos asociados a las arenas pertenecientes a la formación Wilcox y Midway de edad Paleoceno y expansión Wilcox de edad Eoceno. Las características de los principales yacimientos son las siguientes:

• Rango de profundidad: Paleoceno Wilcox y Midway (1,500 a 3,500 m); Eoceno Queen City-Wilcox (500 a 2,000 m) y Eoceno Wilcox inferior (2,200 a 3,500 m).

• Rango de porosidad: 13-23%.

• Rango de Sw: 25 a 65%.

• Rango de permeabilidad: 0.01 a 14.2 mD.

• Rango de presión de yacimiento: 2,500 a 9,100 psi.

• Rango gastos iniciales: 0.25 a 15.0 MMpcd.

En la cuenca de Sabinas, la producción proviene principalmente de yaci-mientos naturalmente fracturados asociados a carbonatos (calizas) y arenas calcáreas pertenecientes a la formación La Virgen y La Casita del Jurásico superior. Las características de los principales yacimientos son las siguientes:

• Rango de profundidad: 1,800 a 4,700 m.

• Rango de porosidad: 2 a 7%.

• Rango de permeabilidad: yacimientos naturalmente fracturados (84 mD).

• Rango de presión de yacimiento: 2,000 a 8,000 psi.

• Tipo de trampas: estructucturales.

• Tipo de hidrocarburos: gas seco y amargo H2S (10 ppm).

Área CentralDescripción geológicaEl área Central se localiza en la porción centro-occidental de la cuenca de Burgos. La columna geológica se encuentra constituida por alternancias de areniscas y lutitas del Terciario en facies de ambientes deltáicos constituidos

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por barras y canales afectados por fallas normales con caída al oriente así como por discordancias locales y regionales que constituyen trampas de tipo estructural-estratigráfico. Las franjas productoras se encuentran alineadas de noroeste a sures-te con orientación paralela a las antiguas líneas de costa.

YacimientosLa producción proviene principalmente de yacimientos asociados a las arenas perte-necientes a las formaciones Queen City, Cook Mountain, yegua y Jackson de edad Eoceno, y Midway, de edad Paleoceno. Los principales campos productores en la franja del Eoceno son: Santa Rosalía, Mojarreñas, Viboritas, Carretas, Carlos, Santa Anita, Pamorana, Cuervito, Picadillo, Topo, Palmito. Los campos productores en el Paleoceno son: Alondra, Calabaza, China, Duna, Mareógrafo. En el Eoceno el principal tipo de hi-drocarburo es gas húmedo, mientras que en el Paleoceno es principalmente gas seco.

Los principales yacimientos están asociados a las arenas pertenecientes a forma-ciones del Paleoceno y Eoceno. Las características de los principales yacimientos son las siguientes:

• Rango de profundidad: 300 a 3,000 m.

• Porosidad: 12 a 26%.

• Rango de Sw: 20 a 70%.

• Permeabilidad: 0.01 a 4 mD.

• Rango de presión: 70 a 500 kg/cm2.

• Rango gastos iniciales: 0.5 a 15 MMpcd.

Área OrientalDescripción geológicaEl área Oriental se ubica al este de la cuenca de Burgos y sus yacimientos se encuen-tran constituidos por sedimentos siliciclásticos en trampas de tipo combinado. Litológi-camente los depósitos están representados por una alternancia de lutitas y areniscas, las cuales varían en su composición de acuerdo al ambiente de depósito.

YacimientosLa producción proviene principalmente de yacimientos asociados a las arenas per-tenecientes a la formación Eoceno (yegua Jackson) y Oligoceno (Frío Marino, No Marino y Vicksburg).

Las características de los principales yacimientos son las siguientes:

• Rango de profundidad: Frío Marino y No Marino (1,600-2,500 m), Eoceno (675-3,200 m) y Oligoceno (1,400-3,800 m).

• Rango de porosidad: 11 a 29%.

• Rango de Sw: 14 a 68%.

• Rango de permeabilidad: 0.01 a 27 mD.

• Rango de presión de yacimiento: 5,500-11,100 psi.

• Rango gastos iniciales: 0.25 a 8.5 MMpcd.

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De estas tres áreas, el área Central es la que concentra el mayor volumen de reservas y la mayor producción. Sin embargo, el área Oriental es la que presenta actualmente el mayor crecimiento en términos de producción de gas y condesado, debido al desarrollo de nuevos campos, tales como Fundador, Sigma, Caudaloso, Patlache, Sultán, Kriptón, árabe, Granaditas, Rusco, Ita, Fósil, Granaditas, Fitón y Ecatl. Los campos árabe, Sultán y Kriptón se incor-poraron como producto de la actividad exploratoria llevada a cabo a partir de 1999 y hasta 2008. El campo Cuitláhuac es un campo maduro en etapa de desarrollo de relleno.

Los campos Fundador, Sigma, Caudaloso, pertenecientes al complejo de campos Aljibe-Garufa-Sigma-Fundador-Carretón, Dragón y Chapul fueron descubiertos igualmente como producto de la actividad exploratoria efectua-da desde el año 2001 a la fecha; estos campos cuentan con una reserva 3P de 265 MMMpc.1

Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Cam-po Tamaulipas-ConstitucionesLa estructura principal del campo Tamaulipas-Constituciones tiene una orien-tación noreste 30° suroeste, flexionándose en la porción sur (pozo Tamau-lipas-120), a una tendencia norte-sur; sus dimensiones son de aproximada-mente 14 km en su eje mayor y 6 km en su eje menor. Su forma corresponde a un amplio y alargado anticlinal asimétrico, con el flanco oriental más amplio y de pendiente menos pronunciada que el flanco occidental. Las formaciones productoras en el área Ébano-Pánuco-Cacalilao pertenecen al KS (Agua Nue-va y San Felipe) y corresponden a yacimientos carbonatados y naturalmente fracturados, mientras que en el campo Tamaulipas-Constituciones son cinco las formaciones productoras: dos Jurásicas (Jurásico Areniscas, Jurásico San Andrés (JSA)) y tres Cretácicas (Cretácico Tamaulipas inferior B, Cretácico Tamaulipas inferior A y el KS), de las cuales las más importantes por su reser-va original, producción acumulada y reserva remanente son JSA y Cretácico Tamaulipas inferior, cuerpo A.

La porosidad, permeabilidad saturación de agua (Sw) y localización de frac-turas se obtuvieron con base en el análisis de los registros gamma neutrón, sónico de porosidad, eléctrico o de inducción, doble laterolog y el microrregis-tro. La permeabilidad fue comparada con el análisis de las pruebas de presión tomadas en el campo.

Del análisis de los registros, aplicando el método de Archie fue determinada la Sw utilizando valores básicos, a=1, n=2 y un factor de cementación m=2 para el yacimiento JSA. Usando esos parámetros, la porosidad fue determinada de los registros geofísicos y comparada con datos de núcleos en los pozos C-108, T-21D y T-822; el factor de corrección para la porosidad obtenida de núcleos resulto de 0.96.

1 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio, agosto 2007. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral

Burgos.

En el campo Tamaulipas-Constituciones son cinco las

formaciones productoras: dos Jurásicas y tres Cretácicas, de las

cuales las más importantes por su reserva original, producción

acumulada y reserva remanente son JSA y Cretácico Tamaulipas

inferior, cuerpo A.

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YacimientosAl inicio de la explotación, la presión del yacimiento era del orden de 220 kg/cm2. En 1961, la presión del yacimiento era del orden de 160kg/cm2. De 1962 a 1966 la presión del yacimiento bajó a un mínimo histórico cercano a 130 kg/cm2. En 1973, el proceso de inyección de agua logró incrementar la presión del yacimiento a su máximo histórico de 230 kg/cm2. En el periodo compren-dido entre 1976 y 1997, la presión se mantuvo en el orden de 200 kg/cm2 y posteriormente empezó a declinar hasta un valor de 170 kg/cm2.

El espesor bruto del yacimiento JSA varía en un rango de 30 m en el extremo este del área a más de 200 m en la porción noreste. El máximo espesor neto es de 160 m. Las porosidades de la formación varían en un rango de -5% +20% con promedio de 11%. La permeabilidad de núcleos en la mayoría del área de estudio varía desde 0.01 a 5 mD.2

Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosEl proyecto Poza Rica está compuesto por tres yacimientos de edad Jurásico superior, Cretácico Tamabra y Cretácico El Abra, los cuales producen aceite negro de 22 a 35 ºAPI. Con base en la interpretación de la información petro-física, estratigráfica, sedimentológica y sísmica 3D del proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos se obtuvo un modelo estático de alta resolución, el cual al ser integrado con la información dinámica, permite la identificación de áreas con oportunidad para perforar pozos horizontales de radio corto y reentradas. Estas actividades han permitido incrementar la producción.

Por otro lado, Tres Hermanos está constituido por dos yacimientos de edades Cretácico Tamabra y Cretácico El Abra los cuales producen aceite negro de 19 a 27 ºAPI. Actualmente, con la realización de estudios geológicos y la reinter-pretación de las líneas sísmicas existentes en la antigua Faja de Oro Terrestre se detectaron parches arrecifales en la parte lagunar de la formación El Abra, encontrando así nuevas áreas de oportunidad para este proyecto. Ejemplo de ello es el campo Temapache, en el cual se perforó el pozo Temapache-201 que resultó productor, con lo cual se reactivó y desarrolló el campo.

Después del éxito del campo Temapache y del inicio de la reactivación del campo Aguacate, se está proponiendo el desarrollo de campos a través de la terminación de pozos en la Faja de Oro Terrestre dentro de la formación El Abra, en localizaciones propuestas en la parte del núcleo arrecifal (campos Toteco-Cerro Azul, sur de Amatlán, etc.) y la Facies Lagunar (campos Agua-cate, Temapache, Tierra Blanca, Chapopote Núñez, Tierra Amarilla, Solís, San Diego Chiconsillo, etc.).

Componente de explotación El campo Poza Rica se ubica en la porción sur de la provincia geológica Tam-pico-Misantla, en la parte media distal del talud de la plataforma de Tuxpan. Las rocas del yacimiento principal son flujos de escombros y granos de carbo-natos de la caliza El Abra provenientes de la denudación del borde occidental

2 Fuente: Documentos Análisis Costo-Beneficio (Cambio de Monto y Alcance) julio 2009 y Análisis Costo-Beneficio septiembre 2003.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica Altamira.

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de la plataforma carbonatada de Tuxpan. El modelo geológico se desarrolla en este sentido, apoyado en el estudio de los núcleos y registros de los pozos perforados en el área.

Campos Poza Rica (Formación El Abra)El ambiente sedimentario en el cual se desarrolló la formación El Abra fue de plataforma carbonatada aislada con borde arrecifal. En estos ambientes se desarrollan varias facies sedimentarias claramente definidas: facies lagunares, facies postarrecifales y facies arrecifales, la primera de ellas con un espesor aproximado de 1,400 m, mientras que la facie arrecifal es de 1,600 m. En las facies lagunares se desarrollan arrecifes de parche (biostromas), mientras que las facies arrecifales son comúnmente crecimientos arrecifales apilados (bio-hermas), las facies postarrecifales son arenas carbonatadas derivadas de las facies arrecifales en dirección a la laguna.

Las biofacies son, en mayor o menor grado, buenas rocas almacenadoras de hidrocarburos.

Formación TamabraEl ambiente sedimentario de la formación Tamabra es de talud proximal, me-dio y distal; su depósito se debe a la denudación y/o erosión de la formación El Abra por el impacto de las olas sobre las facies arrecifales de esta última formación.

Las facies sedimentarias están compuestas por flujos de distritos y flujos turbi-díticos de packstone-grainstone de bioclastos de granos soportados y granos regularmente clasificados, depositados en tirantes de agua de entre 80 y 200 m de profundidad. La calidad como roca almacenadora de hidrocarburos es excelente en el campo Poza Rica y buena a regular en los campos Jiliapa, Miquetla, etc., su espesor promedio es de 200 m.

San AndrésLos hidrocarburos se encuentran contenidos en una trampa estructural-estra-tigráfica de buzamiento hacia el noreste. La formación productora está consti-tuida predominantemente por biocalcarenitas y bancos oolíticos, que sufrieron procesos secundarios de recristalización y en ocasiones dolomitización y si-licificación que modificaron en forma apreciable las características físicas de porosidad y permeabilidad iniciales. También se observan intercalaciones de rocas carbonatadas microcristalinas muy compactas de distribución horizontal limitada y errática.

Tres HermanosLa Formación Cretácico Tamabra (Kta) está constituida por una caliza bioclás-tica dolomítica y brecha dolomítica, con porosidad: interpartícula, intercrista-lina, móldica, vugular, fracturas y fracturas con disolución. La dolomitización se presenta generalmente en las áreas central y norte del campo. Esta forma-ción corresponde a un ambiente de frente y pie de talud arrecifal y tiende a acuñarse y cambiar a facies de calizas de cuenca al poniente. La formación Cretácico El Abra (Ka) presenta buena acumulación de hidrocarburos y sus características principales son:

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• Roca almacén: packstone y grainstone de bioclastos, intraclastos, wac-kestone de bioclastos y dolomías cristalinas.

• Porosidad: 5 a 30% (móldica, intergranular, intercristalina vugular y en fracturas).

• Ambiente: Lagunar.

• Trampa: Pequeños crecimientos arrecifales que forman trampas estruc-turales.

• Sello: Calizas compactas del KS y rocas arcillosas del Terciario.

YacimientosPoza RicaEl yacimiento es de aceite negro, saturado, con casquete inicial de gas y entra-da parcial de agua; sus mecanismos de empuje son combinados por gas di-suelto, casquete de gas y por un acuífero poco activo. La densidad del aceite varía entre 30° y 32 °API, con una temperatura de yacimiento de 90 oC.

La presión original ha disminuido de 245 kg/cm2 a sólo 225 kg/cm2. La presión se mantiene debido a la expansión del gas disuelto, a un acuífero poco activo, pero principalmente al efecto de la inyección de agua.

La porosidad es de 14% y se deriva de procesos diagenéticos, habiéndose identificado por lo menos cuatro diferentes etapas, además de estar natural-mente fracturado. La permeabilidad alcanza, en promedio 6.5 mD.

La columna neta de aceite es de aproximadamente 120 m, con una Sw de formación del 18%, y una salinidad de 60,000 ppm.

Otros campos Poza RicaEl yacimiento El Abra originalmente es de aceite negro, bajo saturado, con un mecanismo principal de producción debido al fuerte empuje hidráulico del acuífero; la densidad del aceite varía entre 20 y 25 ºAPI, con una temperatura media del yacimiento de 70 oC.

La porosidad es de 18 a 20% y se deriva de procesos diagenéticos de tipo disolución (vugular), karstificacion y en matriz. Además de estar naturalmente fracturado, la permeabilidad horizontal determinada por núcleos es del orden de los 50 mD, mientras que las permeabilidades verticales calculadas a través de pruebas de presión resultaron muy altas.

El yacimiento Tamabra fuera del campo Poza Rica es aceite negro, inicialmen-te bajo saturado y sus mecanismos de empuje son la expansión del sistema roca fluidos, gas disuelto y una parcial entrada de agua. La densidad del acei-te varía entre 28 y 30 ºAPI, con una temperatura del yacimiento de 90 oC.

San AndrésAl inicio de la explotación, el yacimiento se encontraba bajo saturado con una presión inicial de 466 kg/cm²; por esta razón la producción de aceite se debió a la compresibilidad de la roca y la expansión de los fluidos almacenados, otro mecanismo de producción que contribuye con menor intensidad es el hidráuli-

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co. En algunas áreas la presión del yacimiento declinó por efectos de la explo-tación a una presión inferior a la de saturación, 177 kg/cm², presentándose el mecanismo de desplazamiento por empuje de gas disuelto liberado. Por esta razón, a partir de 1959 se presentó una fuerte declinación en la producción de aceite. Con el propósito de evitar esta declinación e incrementar el volumen extraído de hidrocarburos y considerando los resultados de una prueba piloto, se implantó un sistema de desplazamiento frontal de inyección de agua.

Tres HermanosEl yacimiento (Kta) geológicamente se encuentra en la porción central de la provincia Tampico-Misantla, al oeste del atolón de la antigua Faja de Oro.

En su porción lagunar, el atolón de la Faja de Oro está constituido por wackes-tone, packstone, grainstone de bioclastos e intraclastos y por dolomías cristali-nas, con porosidad de 12 a 15%, móldica, intercristalina, intergranular, vugular y en fracturas; como sello tenemos los sedimentos arcillosos del Terciario y las rocas más compactas del KM.

La estructura de la formación Tamabra corresponde a una nariz estructural con orientación suroeste-noreste, buzando al sureste con una superficie de 42 km2. Está cortada por 10 fallas normales y una inversa, que presentan general-mente un rumbo sureste y noreste-suroeste, con saltos que varían de 3 a 30 m.

Para un mejor estudio se subdividió en seis unidades estratigráficas denomina-das de la cima a la base: A, B, B inferior, C, D y E, siendo las de mayor impor-tancia las tres primeras. El yacimiento es una nariz estructural con orientación suroeste-noreste. Su ambiente de depósito es de frente y pie de talud arrecifal.

Estas unidades presentan acumulaciones de hidrocarburos y se encuentran separadas por intercalaciones compactas, por lo cual se consideran yaci-mientos independientes, excepto las unidades A y B que generalmente están comunicadas. La unidad C es compacta y presenta algunas zonas porosas.

Esta subdivisión de la columna permite que se presenten diferentes límites in-feriores, como son zonas compactas al sur, sureste y norte-noreste del campo y niveles de contactos agua-aceite a 1950, 1987, 1983 y 2026 mbnm.1

ii. Subdirección de Producción Región Marina NoresteProyecto CantarellLos campos que se explotan actualmente en el Proyecto Cantarell son Akal, Nohoch, Chac, Kutz, Ixtoc, Sihil y Takin y potencialmente se incorpora en el futuro cercano el campo Kambesah. Las principales características de los campos señalados se muestran a continuación:

1 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, agosto 2007, Documentos de la Coordinación de Diseño de Explotación.

Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira.

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Características petrofísicas Horizontes geológicos Tipo de fluidos y condiciones Reservas

Porosidad 4-20%

Permeabilidad promedio 2-5 mD

Profundidad 2,300-4,500 m

Roca: Brechas calcáreas dolomitizadas y dolomías calcáreas

Eoceno medio

Cretácico

Jurásico Superior Oxfordiano (JSO)

JSK

Aceite pesado

Aceite ligero

Densidad del aceite 12°-32 °API

Gas húmedo amargo

Viscosidad (cp @ Pb) 2–30

Sw 15%

Presión inicial 270 kg/cm2

Volumen original (3P)

Aceite: 35, 455 MMb*

Gas: 17, 390 MMMpc*

Reserva remanente: 2P

Aceite: 3,036 MMb*

Gas: 1,692 MMMpc*

Volumen producido

Aceite: 7,726 MMb**

Gas: 5,030 MMMpc**

* Volumen original y reserva remanente al 1 de enero de 2012.** Volumen producido 1997-2012 (2012 real al corte de junio).

Características por campo

Campo AkalEl campo Akal es el más grande del complejo; sus formaciones productoras son las siguientes:

• Brecha Paleoceno-KS, KM, KI y JSK.

• Presión actual del yacimiento: 85 kg/cm².

• Mecanismos de producción: segregación gravitacional, empuje de agua y expan-sión del sistema roca-fluido.

• Tipo de aceite negro de 22 ºAPI, originalmente bajosaturado.

• Espesores impregnados: 650 hasta 1,000 m.

• Permeabilidad: 2 a 5 darcies.

• Porosidades promedio: 7%.

Campo NohochEl campo Nohoch ocupa el segundo lugar en orden de importancia; se encuentra separado de Akal por fallas geológicas y un domo salino. Sus formaciones productoras son las siguientes:

• Eoceno medio, Brecha Paleoceno-KS, KM y KI.

• Presión actual a 2,530 mvbmr: 182 kg/cm².

• Presión de saturación: 146 kg/cm².

• Tipo de aceite negro de 22 ºAPI, yacimiento bajosaturado.

• Espesores impregnados: 150 a 225 m.

• Permeabilidad: 2 a 5 darcies.

• Porosidad: 4 a 20%.

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Campo ChacEl campo Chac es un bajo estructural que se encuentra separado de Nohoch por fallas geológicas. Sus formaciones productoras son las siguientes:

• Brecha Paleoceno-KS y KM.

• Presión actual a 3,540 mvbmr: 323.3 kg/cm².

• Presión de saturación: 126 kg/cm².

• Tipo de aceite negro de 22 ºAPI, yacimiento bajosaturado.

• Espesores impregnados: 100 a 200 m.

• Permeabilidad: 3 darcies.

• Porosidad: 4 a 20%.

Campo KutzDebido a que no se efectuó prueba de presión-producción, el pozo del cam-po Kutz se dio como productor tomando como base los registros eléctricos. Actualmente el campo se encuentra desarrollado con tres pozos productores y sus formaciones son:

• Brecha Paleoceno-KS y KM.

• Presión actual: 144 kg/cm².

• Espesores impregnados: del orden de 100 m.

• Porosidad promedio: 7%.

Campo Ixtoc

• Inicio de perforación: julio de 1983, pozo Ixtoc-18.

• Terminación del pozo: mayo de 1984.

• Formación: cima del BTP-KS, iniciando la explotación del campo.

• Relación gas-aceite (RGA): 203 m3/m3.

• Presión de saturación: 291.8 kg/cm².

• Presión del yacimiento: 322.1 kg/cm².

• Tipo de aceite ligero, yacimiento bajosaturado.

• Inicio de perforación: 2004, pozo Ixtoc-36.

• Formación productora: Brecha Paleoceno.

• Presión actual del campo: 191 kg/cm².

Campo Takinyacimiento productor en las formaciones:

• Brechas calcáreas dolomitizadas del KS.

• Tipo de aceite negro de 12 °API.

• Presión actual: 299 kg/cm².

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• Configuración estructural: con pliegue de forma anticlinal con rumbo noroeste-sureste.

• Posición estructural: más alta en el extremo sureste, se encuentra limi-tada por una falla normal al oeste y una falla inversa al este, las cuales convergen al norte del pozo Takin-1.

Geología estructuralEl campo Akal se encuentra limitado al oriente y occidente por las fosas ter-ciarias de Comalcalco y Macuspana y al norte por el antiguo borde de la pla-taforma carbonatada de yucatán. Tectónicamente se encuentra en una zona dominada por la interacción de una serie de placas litosféricas que fueron sometidas a regímenes de extensión o traslación que determinaron el estilo y evolución estructural del basamento hasta el KS.

El campo Nohoch, se localiza al sureste de Akal; estructuralmente se encuentra afectado por una serie de fallas normales e inversas que fueron provocadas por una intrusión salina; la estructura es semialargada con dirección noroeste-sureste.

El campo Chac se ubica en la parte sureste del pilar de Akal; es un alto estruc-tural que se encuentra en el bloque bajo de una falla regional de tipo inversa que lo separa del campo Nohoch.

La estructura del campo Sihil se encuentra suprayaciendo al campo Akal; es un anticlinal semialargado con orientación noroeste-sureste, y se encuentra afectado por una serie de fallas normales e inversas.

El campo Kutz es un anticlinal semialargado con dirección noroeste-sureste; se encuentra separado del bloque Akal por una falla extensional y por el lado occidental por una falla inversa del Mioceno.

En el campo Ixtoc, el origen de la estructura está relacionada con el flujo salino del JSK y JST, así como por eventos compresivos ocurridos en el área, ya que se observan fallas lístricas de crecimiento con despegue en la sal del Calloviano, su estructura es semiplana y se encuentra limitada al occidente por una falla inversa que la separa del campo Taratunich y al oriente por una falla normal que lo limita del campo Kambesah.

La configuración del campo Takin es un pliegue de forma anticlinal con rumbo noroeste-sureste; su posición estructural más alta está en el extremo sureste, y se encuentra limitada por una falla normal al oeste y una falla inversa al este, las cuales convergen al norte del pozo Takin-1.

El campo Kambesah es una estructura irregular semialargada de bajo relieve con cierre estructural contra una falla normal con rumbo norte-sur; se encuen-tra separado al occidente por el campo Ixtoc y al noreste por el campo Kutz.

EstratigrafíaLa columna estratigráfica tipo del área de estudio comprende un potente es-pesor de sedimentos que van en edad desde el Jurásico medio hasta el re-ciente. El basamento está formado por rocas ígneas y metamórficas de edad Precámbrico al Triásico inferior. El Jurásico medio se caracteriza por el depó-

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sito de sal asociada a la apertura del Golfo de México. En el Jurásico superior, durante el Calloviano y el inicio del Oxfordiano, las condiciones marinas se extendieron paulatinamente a través de la cuenca, depositándose clásticos marinos someros, evaporitas y carbonatos ricos en materia orgánica.

En el Kimmeridgiano, la trasgresión marina continúa con el depósito de im-portantes espesores de terrígenos, lutitas bentoníticas con alternancias de arenas y calizas, que en algunas partes de la cuenca gradúan a carbonatos de bancos oolíticos parcialmente dolomitizados con capas de macro y micro dolomías y de anhidritas. La máxima trasgresión marina se desarrolló en el Tithoniano, relacionada con el evento anóxico del Jurásico superior registrado mundialmente con depósitos de calizas arcillosas con alternancias de lutitas orgánicas (black shales), las cuales representan la principal roca generadora de hidrocarburos en la sonda de Campeche.

Durante el KI, el mar invadió el continente creando zonas de aguas poco pro-fundas que originaron depósitos evaporíticos; cerca de la costa se formaron dolomías y calizas arcillosas. Durante el KM continuó el avance del mar, con sedimentos de pendiente y cuenca, que están dolomitizados cerca del borde de la plataforma de yucatán. Las facies de dolomía y calizas arcillosas predo-minan en este periodo. En el KS se registra un crecimiento de la plataforma carbonatada y una caída del nivel del mar, lo que propició el depósito de es-combros y flujos turbidíticos en el talud de la sonda de Campeche.1

Proyecto integral Ek-BalamEl Proyecto integral Ek-Balam está enfocado en el desarrollo y la explotación de las reservas de aceite y gas asociado del campo Ek-Balam en las forma-ciones Jurásico Superior Oxfordiano (JSO) y Brecha (BKS). La explotación en la formación JSO inició en el año 1993 y en 1995 se implementó el sistema artificial de producción bombeo electrocentrífugo (BEC) y como resultado del estudio de simulación se definió el mantenimiento de presión para JSO; que-dando como mejor sistema la inyección de gas en Ek y agua en Balam, se documentó su aplicación en 1999; pero debido a las restricciones presupues-tales el proyecto se difiere a 2001 y se replantea considerando para los dos campos la inyección de agua.

1 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Cantarell, agosto de 2009.

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El desarrollo en la formación BKS dio inicio en 2005. Las principales caracte-rísticas de este proyecto son las que a continuación se mencionan:

Características petrofísicas (JSO)

Características petrofísicas (BKS)

Tipo de fluidos y condiciones

Reservas Horizontes geológicos

Porosidad: 20-26% Porosidad: 4-16% Aceite pesado: 12 °API (BKS)

Aceite ligero: 27° API (JSO)

Gas húmedo amargo

Viscosidad: (cp @ Pb) JSO (2.5), BKS (30)

Sw: 16% (JSO) y 20% (BKS)

Presión inicial: 568 kg/cm2 (Ek JSO)-577 kg/cm2 (Balam JSO) y 305 kg/cm2 Ek-Balam (BKS)

Presión inicial 270 kg/cm2

Volumen original: (3P)

Aceite: 2, 089 MMb*

Gas: 395 MMMpc*

Reserva remanente: 2P

Aceite: 407 MMb*

Gas: 82 MMMpc*

Volumen producido

Aceite: 96 MMb*

Gas: 10 MMMpc*

Cretácico

Permeabilidad pro-medio: 400 (Ek)-800 (Balam) mD

Permeabilidad prome-dio: 2,000 mD

JSO

Profundidad: 4,360-4,540 m

Profundidad: 2,900-3,280 m

Roca: Arenas eólicas Roca: Brecha calcárea dolomitizada

* Al 1 de enero de 2012.

Descripción geológica

En el modelo estructural del campo Ek-Balam, la formación JSO consta de un anticlinal alargado con dirección noroeste-sureste que, en su porción central, fue intrusionado por un emplazamiento salino con orientación norte-sur, el cual afectó hasta los sedimentos del JST, lo que ocasionó la generación de dos yacimientos estructurales: Ek y Balam.

Para la formación JSO, el mapa de la figura siguiente muestra que el yaci-miento Balam, localizado en la parte oriental del campo, presenta una forma alargada de orientación noroeste-sureste, con una longitud aproximada de 7.3 km y una amplitud que varía de 800 m al noroeste y 2.5 km al sureste.

Asimismo el yacimiento Ek, ubicado en el lado occidental del campo, tiene una orientación noroeste-sureste, con una longitud aproximada de 5 km y una amplitud que varía de 1.7 km en su parte central y en sus extremos noroeste y sureste de 1 km.

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Para la formación Cretácico, la intrusión salina ocasionó un sistema de fallas verticales, generando un colapso de los sedimentos cretácicos y terciarios en la parte central de los yacimientos Ek y Balam, así como se observa en la figura siguiente.

En ésta se muestra que la dirección de las fallas es noroeste-sureste, las cua-les sirven como trampa estructural para ambos yacimientos; asimismo, el límite está definido por los contactos agua-aceite (3,260 mvbnm para Ek y 3,100 mvbnm para Balam).

MAPA ESTRUCTURAL A CIMA DEL JURáSICO SUPERIOR OxFORDIANO, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA qUE FORMA EL CAMPO EK-BALAM

MAPA CIMA DE BRECHA-CRETáCICO, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA qUE FORMA EL CAMPO EK-BALAM

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YacimientosEl campo Ek-Balam está dividido en tres yacimientos: Ek-JSO, Balam-JSO y Ek-Balam-BKS. A continuación se muestran las características generales de cada uno de ellos:

Jurásico Superior OxfordianoLa roca almacén del Oxfordiano es una arena constituida principalmente por granos de cuarzo, poco consolidada y escaso cementante conformado por pequeñas cantidades de material evaporítico y en menor cantidad arcillas, con espesor de 50-150 m, porosidad promedio de 20-26%, Sw entre 14-16% y permeabilidad de 600 mD.

La presión original para el campo Ek es de 568 kg/cm2 y para Balam de 577 kg/cm2 a nivel de referencia correspondiente a cada yacimiento.

BrechaLa litología de la formación Brecha KS consiste principalmente de brechas de color crema, café y gris claro, conformada por clastos angulosos a subredon-deados, cuyo tamaño varía desde 500 micras a 20 cm de longitud, compues-tos por microdolomía y mudstone a wackestone de biógenos, cementados por microdolomita; se observaron cavidades de disolución parcialmente ce-mentadas con mesodolomita y la porosidad de esta formación varía desde 3 a 16%. La presión original para el campo Ek-Balam es de 305 kg/cm2 al nivel de referencia correspondiente.1

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapLos campos del proyecto integral Ku-Maloob-Zaap se ubican en la provincia marina de Coatzacoalcos, en un tipo de cuenca margen pasiva cuyas rocas almacén son arenisca JSO, dolomías (JSK), brecha calcárea dolomitizada (Brecha del Terciario Paleoceno-KS) y calcarenitas (Eoceno), los tipos de ya-cimientos son siliciclásticos y carbonatados de origen oolítico, brechoide y calcarenitico, respectivamente. El tipo de trampa es combinada (estructural y estratigráfica) tanto para el JSK como para el eoceno, y estructural para la brecha y el JSO. A continuación se detalla cada uno de los campos.

Campo KuFue con el pozo Ha-1A, perforado en 1980, que se descubrió el campo Ku; sin embargo, la producción del campo se inició de forma oficial con la puesta en marcha del pozo Ku-89 de la plataforma Ku-I en 1981. La producción de este campo proviene de las siguientes formaciones:

• Dolomías del JSK.

• Brecha Terciario Paleoceno-Cretácico superior (BTP-KS).

• Cuerpo calcáreo del Eoceno medio (CCE).

1 Fuente de información: Documento Análisis Costo Beneficio, Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Integral Ek-Balam, diciembre 2011.

Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Cantarell.

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Campo Maloob El campo Maloob se descubrió en 1979 con la perforación del pozo Maloob-1. Su explotación se inició en 1988 con la producción de seis pozos en la pla-taforma Ku-H. Los horizontes productores de este campo son los siguientes:

• Dolomías del JSK.

• BTP-KS.

• Actualmente sólo se está explotando la formación correspondiente a la Brecha del Paleoceno.

Campo ZaapDescubierto en 1990 con la perforación del pozo zaap-1, inicia su explotación en noviembre de 1992 con la producción del pozo zaap-2051 de la plataforma Ku-M. La producción de este campo proviene de las siguientes formaciones:

• Dolomías del JSK

• BTP-KS.

• CCE.

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Campo BacabEl campo Bacab fue descubierto con la perforación del pozo Bacab-1, en junio de 1977, en el horizonte BTP-KS; inicio su producción de aceite de 17° a 19 °API y gas asociado en diciembre de 1991, a través del pozo Bacab-21. La producción de este campo proviene de la siguiente formación:

• BTP-KS.

Campo LumEl campo Lum se descubrió en enero de 1994 con la perforación del pozo Lum-1 y cuenta con dos horizontes geológicos con acumulación de hidrocarburos:

• Arenas del JSO.

• BTP-KS.

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Características Componente de Explotación Ku-Maloob-Zaap:Está formado por tres campos Ku, Zaap y Maloob y cuenta con doce yaci-mientos productores, localizados en los niveles geológicos Calcarenitas del Eoceno medio (CCE), BTPK y JSK.

El primer campo descubierto fue Maloob en el año 1979 con el pozo Maloob-1; en 1980 se descubrió el campo Ku con el pozo Ha-1A, siendo la presión origi-nal del campo de 320 kg/cm2. El fluido en etapa inicial se encontraba bajosa-turado con una densidad de 21 °API, lo cual lo clasifica como aceite tipo Maya; el campo zaap fue descubierto en 1990 con el pozo zaap-1.

De acuerdo con los estudios realizados, el diagnóstico para el componente de explotación Ku-Maloob-Zaap es el siguiente:

• Producción declinante: 3.6% anual.

• yacimiento geológicamente complejo.

• Presencia de asfáltenos.

• Presencia de casquete de gas en Ku.

• Se alcanza la presión de saturación en Maloob y Zaap, iniciando forma-ción de casquete secundario de gas.

Componente de Explotación Bacab-LumCuenta con tres yacimientos, uno en la BTP-KS para el campo Bacab y para el campo Lum en las formaciones BTP-KS y JSO. El campo Bacab fue descu-bierto con la perforación del pozo Bacab-1, en junio de 1977, en el horizonte BTP-KS; inició su producción de aceite de 17 a 19 °API y gas asociado en diciembre de 1991, a través del pozo Bacab-21.

Una característica de este campo es la presencia de un acuífero muy activo, lo que ha permitido que la presión del yacimiento no haya disminuido a lo largo de su explotación.

La complejidad del sistema de fracturas del campo Bacab, aunado a la actividad del acuífero asociado al yacimiento, ha ocasionado que en la actualidad los po-zos produzcan con diferentes cortes de agua, independientemente de la posición estructural que ocupan en el campo, siendo necesario explotarlos a través del estrangulamiento de los mismos para el control del agua proveniente del acuífero.

El campo Lum se descubrió en enero de 1994 con la perforación del pozo Lum-1 y cuenta con dos horizontes geológicos con acumulación de hidrocar-buros: BTP-KS y JSO. Actualmente se tiene pendiente la conclusión de la de-limitación en ambos horizontes.

La densidad del aceite de este campo es de 24° y 22 °API para JSO y BTP-KS respectivamente.

Los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum abarcan un área aproximada de 146 km² y tienen un tirante de agua entre 60 y 90 m. La producción de los

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campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum se concentra, maneja y acondiciona en dos grandes sectores:

El sector A que maneja los campos Ku, Bacab y Lum, y el sector B que maneja los campos Maloob y Zaap; el activo implantó esta estrategia con el objetivo de controlar de manera más puntual los volúmenes de producción manejados.

El desarrollo de los campos Ayatsil, Tekel y Pit está por iniciar.

Componente de Explotación Campeche OrienteDurante el periodo de enero de 2006 al 31 de diciembre de 2011 se progra-maron para perforación y terminación en la componente exploratoria los si-guientes pozos; en 2006 no se contempló la perforación y terminación de nin-gún pozo exploratorio o delimitador; en 2007 fueron Ayatsil-1 y Maloob-DL3; durante 2008 sólo Ayatsil-DL1; para 2009 se consideraron los pozos Tekel-1, Chapabil-1, Bacab-301 y Kayab-DL1. En 2010 no se realizaron perforaciones, pero en 2011 se efectuó una, el Ku-301.

Cabe mencionar que los pozos antes mencionados se probaron en su mayoría con un sistema artificial acorde a las mediciones de presión en los pozos ex-ploratorios y los resultados de análisis PVT Express, tanto el Cretácico como el JSK de ambos campos. El fluido en etapa inicial se encuentra bajosaturado con densidades de aceite que fluctúan entre los 8.0 y 12.0 °API, lo cual los clasifica como aceite extrapesado.1

iii. Subdirección de Producción Región SurProyecto integral Bellota-ChinchorroEl Proyecto Bellota-Chinchorro está enfocado en la explotación de hidrocar-buros de 14 campos: Bellota, Bricol, Cárdenas, Chinchorro, Chipilín, Cobra, Cupache, Edén, Jolote, Madrefil, Mora, Paché, Palangre y yagual, los cuales son yacimientos naturalmente fracturados. Cuenta con una superficie aproxi-mada de 1,189 km2.

El total de pozos es de 235, de los cuales actualmente operan únicamente 62, aportando una producción de 69,314 bpd de aceite y 131 MMpcd de gas.

El proyecto contribuye con 52% de la producción de aceite y 44% de la pro-ducción de gas del activo.

Las formaciones productoras están constituidas por rocas calizas y dolomías y las características principales son las siguientes:

• Rango de profundidad promedio: 5,400 m.

• Porosidad: 2 a 10%.

• Máximo valor de corte de agua: 62%.

• Permeabilidad: 0.4 md a 300 mD.

1 Fuente: Resumen ejecutivo elaborado por la Subgerencia de Reservas de Hidrocarburos y Proyectos de Inversión de la Gerencia de Planeación y Evaluación RPMNE.

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La gran mayoría de los campos que integran el proyecto se encuentran en etapa avanzada de explotación con una edad promedio de vida productiva de 32 años, con excepción de los campos Madrefil y Bricol que se descu-brieron recientemente; en etapa intermedia de explotación se encuentran los yacimientos Cobra, Cupache y Paché.1

Estudios realizadosLos principales estudios que se han efectuado en el periodo con la finalidad de sustentar y mejorar el nivel de conocimiento de los yacimientos se enlista en el siguiente cuadro:

2006 2007 2008 2010 2011

Migración pre-apilado en tiempo con atenua-ción de ruido aleatorio sin filtro y sin ganan-cia; cmg 2,005 (unión Puerto Ceiba-Shuco Colibri-yachipa).

Estudio VCD para diseñar la perfo-ración y termina-ción de pozos no convencionales, realizado por PEP

Estudio Bellota-Edén-Jolote

Estudio yagual-Chinchorro-Palangre (generación de modelo estático y dinámico).

Estudio FEL Proyecto Bellota Chinchorro (visualiza-ción)

. Migración pre-apilado en tiempo sin filtro y sin ga-nancia; cnps 2007 (Cubo Canela).

Migración pre-apila-do en profundidad beam sin filtro y sin ganancia; pgs 2010 (Cubo Canela).

Migración post-api-lado en tiempo con filtro y con ganancia; COMESA 2010 (Cubo Bellota Mora Chipilín).

Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación.Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota. Activo de Producción Bellota-Jujo.

Instalaciones La infraestructura de producción con la que cuenta el proyecto se compone de cuatro baterías de separación, dos estaciones de compresión y tres esta-ciones de medición. Para el manejo y proceso de la producción de los cam-pos que conforman el proyecto se cuenta con las baterías de proceso Mora, Bellota, Bellota 114 y Cárdenas norte, dichos procesos se realizan con presión súper baja, baja e intermedia.

1 Fuente: Estado de pozos y producción real promedio hasta abril de 2012 (SIPOP). Docu-mento prontuario de cartera de proyectos de inversión de la Región Sur, 2012.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo y Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

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En la siguiente figura se muestra el manejo de la producción del proyecto Bellota-Chinchorro.

Sistemas de recolecciónLa producción de los campos pertenecientes al Proyecto Bellota-Chinchorro se maneja a través de redes de recolección que están conformadas por cabe-zales externos a las baterías, a los que se encuentran conectadas las líneas de descarga de los pozos para llevar la producción principalmente a las siguien-tes tres baterías de producción: batería Bellota 114 (fluyen los campos Bellota bloque norte, Chipilín, Chinchorro, Palangre y yagual), batería Bellota (fluye corriente de la batería Bellota 114, bloques Central y sur de Bellota, Cobra, Jolote, Paché, Bricol, Edén, y Madrefil), batería Mora (fluye el campo Mora), a batería Cárdenas norte fluyen los pozos del campo Cárdenas y la corriente de batería Mora.

Batería MoraActualmente fluyen ocho pozos del campo Mora, todos en baja presión, origi-nando una presión promedio manejada en el cabezal de pozos de 10.4 kg/cm2.

La producción de los pozos entra al proceso de separación gas-aceite con una capacidad instalada de 72,500 bpd y 58 MMpcd; posteriormente el aceite

MAPA CIMA DE BRECHA-CRETáCICO, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA qUE FORMA EL CAMPO EK-BALAM

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separado se envía con una presión promedio de 8.0 kg/cm2 hacia la batería de Separación Cárdenas norte por un oleoducto de 10” de diámetro. En dicha batería el aceite es incorporado a la corriente de presión súper baja.

Se cuenta con tres motocompresores con capacidad instalada para el manejo de gas amargo de 35 MMpcd, que tienen las siguientes características: motor de combustión interna de 12 cilindros acoplados a un compresor, con una pre-sión de succión de 8 kg/cm2 y una presión de descarga de 15 kg/cm2. El gas comprimido es enviado a la batería de Separación Cárdenas norte a través de un gasoducto de 12” de diámetro.

Batería Bellota 114La batería Bellota 114 recibe en el cabezal de pozos la producción de la mez-cla gas-aceite-agua proveniente de los campos Bellota bloque norte, yagual, Chinchorro y Palangre a una presión de 8.1 kg/cm2 enviándose a los separa-dores horizontales de baja presión (SHBP), donde se realiza la segregación de las fases líquido-gas. La fase líquida es enviada a la batería Bellota a través de un oleoducto de 12” de diámetro a una presión de 5.5 kg/cm2.

El gas separado en los SHBP se envía al rectificador vertical de baja presión (RVBP), donde se realiza una recuperación de líquidos del arrastre del gas, los cuales se reintegran al oleoducto que va a la batería Bellota. El gas separado del rectificador se envía al área de compresoras donde existen cinco compre-soras para enviar el gas a la estación de compresión Bellota a una presión de 18 kg/cm2. La instalación cuenta con una capacidad instalada de separación gas-aceite de 72,500 bpd y 60 MMpcd; y cuenta con cinco motocompresores con capacidad instalada para el manejo de gas amargo de 57 MMpcd.

Batería BellotaLa producción de la batería Bellota recibe líneas individuales de los pozos en baja presión de 6”, el gasoducto en baja presión de 10” de la batería Bellota 114, el oleoducto de 12” de diámetro de la batería Bellota 114, el oleogasoduc-to de 12” de diámetro en baja presión del cabezal Jolote y el oleogasoducto de 16” de diámetro en presión intermedia; en ésta se maneja la producción de los pozos en desarrollo Bricol y Madrefil.

La batería Bellota realiza el proceso de separación de la mezcla gas-aceite-agua que proviene de los pozos de los campos antes mencionados. El aceite obtenido en la separación es bombeado por el oleoducto Bellota-Castaño de 16” a una presión promedio de 24 kg/cm2. Los condensados producidos en las secciones de enfriamiento, de presión intermedia y baja provenientes de las compresoras son enviados a través del gasolinoducto Bellota-Cactus de 8” a una presión aproximada de 23 kg/cm2 directamente desde el separador de tres fases. El gas obtenido en las diferentes secciones, se envía al gasoducto Bellota-Nudo Cárdenas de 16” a una presión aproximada de 38-40 kg/cm2.

La batería Bellota tiene una capacidad instalada en baja presión de 148,000 bpd y 90 MMpcd, en presión intermedia de 40,000 bpd y 80 MMpcd, y en súper baja de 174,000 bpd y 42 MMpcd. Además de contar con capacidad de almacenamiento de 110,000 barriles y bombeo para 57,000 bpd.

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Las compresoras Bellota cuentan con una capacidad instalada para compresión de baja presión a presión intermedia de 142 MMpcd. Los turbocompresores tam-bién pueden operar de baja a alta presión con capacidad para 113 MMpcd.

Batería Cárdenas NorteLa mezcla aceite-gas-agua recolectada en el cabezal general de baja presión de la batería Cárdenas norte es alimentada a un separador de baja presión, el cual opera a 37 ºC y 5.8 kg/cm2. La corriente del líquido que se obtiene del separador de baja presión se envía al separador horizontal elevado de baja presión y la corriente de gas se envía al rectificador de baja presión donde se eliminan los líquidos. La mezcla aceite-gas-agua recolectados en el cabezal general de súper baja presión del campo Cárdenas y la mezcla aceite-agua en súper baja presión de la batería Mora recolectados en el cabezal general, identificado como de intermedia presión, se unen y se envían al separador horizontal elevado de baja presión que opera a 33.8 °C y 0.42 kg/cm2. El gas procedente de la batería Mora se incorpora al cabezal general de baja presión de la batería Cárdenas norte y se envía al separador de baja presión. Paralelo al separador de baja presión, se cuenta con un separador de medición, en el cual se realiza periódicamente la medición de los flujos de gas y aceite prove-nientes de los pozos de presión baja y súper baja.

El separador horizontal elevado de baja presión cumple con el propósito de separar y estabilizar la mezcla obteniendo una fase líquida y una fase gaseo-sa, con la finalidad de alcanzar la especificación de PVR.

La corriente de gas obtenida del separador horizontal elevado de baja presión (0.42 kg/cm2) se envía a la succión de la unidad recuperadora de vapores donde a través de compresión y enfriamiento se recuperan los compuestos condensables del gas, incrementando la presión de descarga a 6.7 kg/cm2.

El gas recuperado se integra con la corriente proveniente del rectificador de baja presión, para ser enviado a la estación de compresión Paredón y compri-mirse a alta presión. La mezcla aceite-agua obtenida del separador horizontal elevado de baja presión se envía a través de motobombas para su deshidra-tación en la Central de Almacenamiento y Bombo (CAB) Cactus (activo de producción Muspac).

Actualmente, la batería cuenta con dos tanques de almacenamiento, TV-1 y TV-2 con capacidad de 55,000 bpd cada uno (TV-2 fuera de operación), hacia donde se envía el aceite cuando se requiere almacenar.

Además, para la medición de pozos, la batería cuenta con un tanque de medi-ción (TM-1) de 10,000 bpd de capacidad, donde se corrobora la medición en línea (mezcla aceite-agua) del pozo alineado a medición.

Cabe señalar que el aceite almacenado es trasegado a través de una bomba hacia el cabezal de succión de las bombas principales, que envían el aceite hacia la CAB Cactus.1

1 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio Proyecto Bellota-Chinchorro. Cambio de monto y alcan-ce, septiembre de 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota, Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo.

El separador horizontal elevado de baja presión cumple con el

propósito de separar y estabilizar la mezcla obteniendo una fase

líquida y una fase gaseosa, con la finalidad de alcanzar la

especificación de PVR.

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Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeEste proyecto pertenece a la provincia petrolera Chiapas-Tabasco. Geológi-camente se encuentra comprendida en la cuenca mesozoica del sureste de México. Los yacimientos son de tipo carbonatos naturalmente fracturados; los ambientes sedimentarios de la cuenca del sureste evolucionaron desde am-biente continental hasta ambiente marino.

Durante el Jurásico superior (Calloviano) ocurrió la depositación de sal y, a partir del Oxfordiano hasta el Kimmeridgiano, ocurrió una transgresión marina que produjo ambientes de agua somera con depositación de carbonatos de alta energía.

Tiempo después, durante el Tithoniano, los procesos de transgresión, com-binados con subsidencia, produjeron lutitas carbonatadas pelágicas. Éstas constituyen la roca generadora más importante de la cuenca.

Durante el KI, los procesos de subsidencia y extensión asociados a la tec-tónica de la apertura del Golfo de México produjeron horsts y grabens que controlaron la formación de plataformas carbonatadas del área de estudio.

La plataforma Artesa-Mundo Nuevo evoluciona como tal hasta el Cretácico tar-dío, y el proceso de ahogamiento y basculamiento hacia el SSE provocó que la plataforma que se comportaba como una plataforma acresional se comporte ahora como una plataforma erosional, provocando el retroceso de su margen norte donde se depositan las secuencias carbonatadas turbidíticas de am-bientes de talud proximal a distal y ambientes de cuenca.

Los estudios realizados con datos del área coinciden en que tanto la platafor-ma Artesa-Mundo Nuevo como la plataforma Samaria, ubicadas al noreste, contribuyeron al aporte de flujos de material brechoso y calcarenoso desde sus bordes a través de sus respectivos taludes a las áreas de los campos Cactus, Níspero y Río Nuevo, Juspí y Teotleco.

EstratigrafíaLa columna geológica tipo de los yacimientos del proyecto de explotación Cactus- Sitio Grande está comprendida principalmente por dolomías y calizas arcillosas.

El KM consistió en la depositación de carbonatos arcillosos, esta zona consis-te de dolomías de cristales finos a complejos y brechas altamente fracturadas, cementadas con calcita y dolomías cristalinas, el tamaño de los cristales en estas dolomías es altamente variable con algunos siendo cristales extremada-mente finos mientras que otros son bastantes gruesos. Las dolomías gruesas tienden a contener más fracturamiento y mejor porosidad que las muestras de cristales finos.

En el KS se depositaron lodos calcáreos de tonalidades café oscuro, con una variedad de foraminíferos planctónicos y radiolarios. El área recibe la influencia del aporte de sedimentos provenientes de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo.

La litología está representada por calcarenitas con intercalaciones de calizas ligeramente dolomitizadas y un cuerpo margoso en la cima.

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En lo que respecta al Terciario, la columna atravesada corresponde a secuen-cias terrígenas de composición calcárea del Paleoceno al Mioceno superior constituidas por lutitas con horizontes delgados de areniscas. En conjunto, las secuencias del Terciario constituyen el sello que favoreció la acumulación de hidrocarburos en las rocas carbonatadas del Mesozoico. El Plio-Pleistoceno se caracteriza por una alta alternancia de lutitas con horizontes de arena y areniscas de granos finos a gruesos.

Las características de los yacimientos del proyecto Cactus-Sitio Grande se presentan en el cuadro siguiente.

Características de los yacimientos

área 220 Km2

Tipo de yacimientos Fracturados

Roca Calizas y dolomías

Porosidad (%): 2 - 8

Permeabilidad (mD): 1 - 650

Espesor bruto (m): 120 - 750

Espesor neto (m): 35 - 429

Profundidad (m): 4,000 – 5,600

Tipo de fluidos: Aceite negro, volátil, gas y condensado

Densidad de aceite (°API): 34 - 42

Presión original (kg/cm2) 451 – 555

Presión actual (kg/cm2) 226 – 532

Presión saturación (kg/cm2): 292 -512

Temperatura (°C): 125 – 157

Campo Teotleco (geología estructural)El campo Teotleco se ubica en el bloque sur de una falla de orientación este-oeste de aparente desplazamiento lateral izquierdo a través de la cual ocu-rrió la intrusión de un cuerpo de sal, el cual constituye el sello principal de la trampa estructural. La estructura de Teotleco es un anticlinal, cuyo eje tiene una dirección noroeste-sureste. Hacia el este, la estructura esta segmentada por una falla subvertical con rumbo norte-sur de desplazamiento normal, con caída hacia el oeste. Este desplazamiento vertical levanta el bloque este con-siderablemente, el cual tiene acumulación de hidrocarburos comprobada con los pozos Teotleco-1, Teotleco-1001, Teotleco-42 y Teotleco-9.

La zona axial del anticlinal, en el bloque oeste de la falla norte-sur también comprobó acumulación de hidrocarburos con los pozos Teotleco-7 y 11.

A partir de la reinterpretación del cubo Juspí-Arroyo-Zanapa y la actualización del modelo con la perforación de nuevos pozos, la configuración del KM ha ido cambiando y el área se ha visto disminuida.

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EstratigrafíaA nivel KM, las características corresponden a secuencias depositadas en ambientes de cuenca constituidos por mudstone-wackestone, en partes pack-stone blanco y crema de bioclastos con impregnación de aceite residual en microfracturas, así como dolomía gris oscuro, café oscuro y café claro micro-cristalina a mesocristalina con impregnación de aceite residual en microfractu-ras y en porosidad intercristalina.

Cretácico medioEstá representado en la base por dolomía gris oscuro, café oscuro y café cla-ro microcristalina a mesocristalina, con microfracturas selladas por calcita y/o dolomita y ligera impregnación de aceite residual en porosidad intercristalina; presenta líneas microestilolíticas arcillo-bituminosas. La parte media y superior está representada por un mudstone arcillo-carbonoso gris oscuro y negro, in-tercalado con un mudstone-wackestone café claro y crema de bioclastos, con escasas microfracturas selladas por calcita y ligera impregnación de aceite residual. Se observa pedernal negro y blanco. El KM Cenomaniano se dató con el microfósil Rotalipora greenhornensis

CONFIGURACIóN ESTRUCTURAL CIMA KM DEL CAMPO TEOTLECO

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Cretácico superior TuronianoSe encuentra constituido por mudstone-wackestone negro arcillo-carbonoso con microfracturas selladas por calcita y líneas microestilolíticas portando ma-terial arcillo carbonoso con intercalaciones de packstone que gradúa a grains-tone de bioclastos café claro y crema, con microfracturas selladas por calcita. Presenta regular impregnación de aceite ligero en porosidad intercristalina y pedernal blanco y negro. El contacto se asignó con el microfósil Heterohelix cf moremanni, Dicarinella sp., Whiteinella sp.

Cretácico superior ConiacianoEstá representado por intercalaciones de mudstone-wackestone blanco y cre-ma de bioclastos, con escasas microfracturas selladas por calcita y líneas mi-croestilolíticas con aceite residual y material arcillo-bituminoso e impregnación de aceite; packstone café claro de intraclastos y bioclastos en porciones sili-cificado. Presenta pedernal blanco y gris así como bentonita verde y café. La fauna que permitió asignar la edad KS Coniaciano es: Whitheinella paradubia, Dicarinella sp., Dicarinella cf canaliculata.

Cretácico superior Campaniano-MaastrichtianoLa parte media e inferior se encuentra representada por mudstone-wackesto-ne con escasas microfracturas selladas por calcita. La cima se caracteriza por marga café rojizo. Se asignó la edad KS Maastrichtiano con base en los fósiles índice: Heterohelix sp., Globotruncana sp., Parasigalia carinata.

Campo Juspí (geología estructural)El campo Juspí está limitado por fallas. Hacia el sur, su límite es una falla trans-currente con sentido de movimiento izquierdo y que sirvió como conducto para el ascenso de sal que en su porción oriental está presente en forma de domo. La falla es transcurrente de tipo tijera, pues el desplazamiento vertical es de aproximadamente 600 m con respecto al bloque sur (campo Arroyo Zanapa).

El desplazamiento vertical de esta falla disminuye hacia el oriente del campo. Interiormente la estructura del campo Juspí está conformada de pequeños horst y grabens segmentados por fallas de tipo inverso y normales orientadas predominantemente noroeste-sureste. Hacia la parte oriente del campo, las fa-llas exhiben una orientación radial hacia el norte con respecto al domo de sal.

La reactivación de fallas fue mecanismo importante que dio lugar a la actual geometría de trampas estructurales que albergan los yacimientos. A partir de la interpretación sísmica se ha identificado que algunas de las fallas radiales al domo exhiben un movimiento de tipo normal hacia su extremo norte y cambian a tipo inverso en las áreas adyacentes al domo.

Esta geometría inversa es el resultado de la reactivación producida por la mi-gración de sal a través de la red de fallas. Una evidencia más de la reactiva-ción relacionada al ascenso de la sal es el levantamiento local que sufren los bloques adyacentes a la sal.

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Estratigrafía Las rocas del campo Juspí son principalmente dolomías micro a mesocris-talinas arcillosas con radiolarios piritizados, nódulos y bandas de pedernal. Estas dolomías presentan fuerte fracturamiento, mismo que ejerce una fuerte influencia en el desarrollo de la permeabilidad.

Para el KS, KM y KI las condiciones de depósito variaron, por lo tanto la lito-logía cortada por los pozos del campo muestra características propias de un periodo geológico a otro. Estas características se describen por periodo a continuación.

Cretácico inferiorLas rocas del KI son dolomías de color gris. Texturalmente es un wackestone bioclástico-intraclástica. La presencia de materia orgánica bituminosa mezcla-da con arcilla, intraclastos, bioturbación, fragmentos de fosfato, crinoideos y otros bioclastos sugieren que la depositación primaria ocurrió en un ambiente marino somero restringido de baja energía. La dolomita, además de aparecer como reemplazamiento, está presente como relleno de poros y fracturas. Las estructuras secundarias dominantes son fracturas rellenas por calcita, dolomi-ta y en parte por bitumen.

Cretácico medioLas rocas del KM son predominantemente dolomías de color gris a gris oscu-ro. La dolomita en estas rocas es el resultado del reemplazamiento generaliza-do de una brecha de caliza cataclástica.

CONFIGURACIóN ESTRUCTURAL DEL KM DEL CAMPO JUSPí.

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El mineral dolomita está presente como fábrica destructiva. La brecha está com-puesta de varias litologías grainstones, wackestones intraclásticos y lodo orgáni-camente rico.

La ausencia de fauna y la presencia de materia orgánica bituminosa mezclada con arcilla y peloides indican que la depositación primaria ocurrió en un ambiente marino somero restringido.

Los litoclastos pudieron haber sido el resultado del derrumbamiento de capas más antiguas durante eventos ocasionalmente fuertes.

Cretácico superior Turoniano Formación Agua NuevaEn general, las rocas depositadas para esta edad corresponden a calizas sin do-lomitizar, que conservan sus características originales de depósito. El pozo Juspí-1 presentó un mudstone a wackestone de bioclastos crema a café con intercalacio-nes de packstone de litoclastos crema y pedernal negro, café ahumado y blanco.

Está presente también mudstone carbonoso negro, arcilloso y mudstone dolo-mítico, microcristalino, ligeramente arcilloso café oscuro. La secuencia también presenta intercalaciones de bentonita gris. La estructura sedimentaria presente es principalmente laminación y en algunos casos bioturbación.

Campo Cactus (geología estructural)El campo Cactus se encuentra definido en la cima del KS (formación Agua Nue-va), por un anticlinal de dirección noroeste-sureste, limitado en sus flancos no-roeste y sureste por fallas normales con buzamiento al sureste y suroeste res-pectivamente. Hacia el sur está limitado por una falla normal cuya dirección es suroeste-noreste. Al norte, presenta una serie de bloques formados por fallas normales con dirección noroeste-sureste cuyo límite lo define el contacto agua-aceite original.

A nivel del KM y KI, la estructura de Cactus tiene una dirección en su eje mayor al noroeste-sureste, limitado en sus flancos noreste y suroeste por fallas normales. Este yacimiento al noreste presenta una serie de fallas normales paralelas con dirección noroeste-sureste y con buzamientos predominantemente al noreste.

En su porción noroeste el yacimiento esta subdividido por fallas normales con di-rección noroeste-sureste, generando diferentes bloques, los cuales tienen como límite el contacto agua-aceite original. El límite sureste está formado por una falla normal con dirección noroeste-sureste y buzamiento al suroeste. El límite sureste está definido por una falla normal de dirección noroeste-sureste y buzamiento sureste y por una barrera impermeable en forma de domo salino con dirección noroeste-sureste, cortado por el pozo Cactus-37. El campo Cactus se extiende en una longitud del orden de 11 km y un ancho de 5 km, comprendiendo la por-ción axial del anticlinal, dando un área de 55 km2. El contacto agua-aceite original fue definido a 4,700 mbnm.

EstratigrafíaLa columna geológica está representada principalmente por calizas arcillosas para el KS y dolomías fracturadas en el KM. Las unidades estratigráficas se des-criben a continuación.

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Cretácico superior Méndez (KSM)Esta cima está perfectamente identificada en el inicio de una etapa de sedi-mentación francamente arcillosa encima de los carbonatos arcillosos de la formación San Felipe. Este contacto es ampliamente reconocido e identificado tanto en ésta área como regionalmente.

Cretácico superior San Felipe (KSSF)Esta formación tiene localmente dos miembros, uno superior más calcáreo y uno inferior más arcilloso. Estos proporcionan las características típicas y per-sistentes que permiten identificar sus contactos superiores con la formación Méndez e inferior con la formación Agua Nueva.

Cretácico superior Agua Nueva (KSAN)La cima de la formación Agua Nueva es muy persistente y claramente identifi-cable hacia la base del cuerpo arcilloso inferior de la formación San Felipe. Lo importante de ésta cima es precisamente la claridad con la que se identifica y constituye una valiosa superficie de control de la estructura. En la formación Agua Nueva se encuentran incluidos los cuerpos de calcarenitas que son flujos de arenas de la zona somera de plataforma hacia aguas más profundas, que-dando empacadas dentro de los depósitos de calizas de mar abierto de la for-mación Agua Nueva y constituyen zonas porosas productoras de importancia.

Dolomía Cretácico medio-superior (DKM-S)Esta unidad litológica comprende todo el paquete de dolomías (cima del ya-cimiento principal de Cactus, Níspero y Río Nuevo) hasta la base del KM o, lo que es lo mismo, la cima del KI.

Cretácico inferior El KI está también constituido por dolomía, principalmente microdolomías muy compactas.

Jurásico superior Tithoniano El Tithoniano es también dolomítico de condiciones de depósito similares al KI en este sector, ya que las facies típicas del Tithoniano son arcillosas y, hacia la cuenca del Golfo, son consideradas como las principales facies generadoras de hidrocarburos.

Jurásico superior KimmeridgianoSolamente existe un pozo que llegó a Kimmeridgiano y en las muestras revisa-das presenta litología dolomítica similar a la del JST.1

1 Fuente: AnálisisCosto-Beneficio 2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Macuspana-Muspac.

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Proyecto integral CárdenasEl Proyecto Cárdenas está integrado por tres bloques: Bloque KINE, Bloque KISW y Bloque JSK, los cuales, de acuerdo a sus mecanismos de producción y condiciones geológicas-estratigráficas, están separados.

Estos yacimientos tienen profundidades del orden de 5,000 a 6,000 mbnm, de alta presión, naturalmente fracturados y tienen asociados acuíferos activos con excepción del Bloque KISW, por lo cual presentan una alta productividad.

Los hidrocarburos que contienen son de aceite volátil, cuya densidad es de 38 °API y contribuyen a enriquecer la mezcla de crudo de exportación.

El proyecto cuenta con un total de 87 pozos, de los cuales actualmente operan 15, aportando una producción promedio de 12,406 bpd de aceite y 25 MMpcd de gas. Este proyecto contribuye con el 9% de la producción de aceite y 10% de la producción de gas del activo.

Los yacimientos KISW, KINE y JSK (aceite volátil) que conforman el proyecto son maduros, y en el caso de KINE y KISW se encuentran por debajo de su presión de saturación, sólo el JSK está por encima de esta presión de acuerdo a su comportamiento de presión-producción.

Avalado por los estudios de balance de materia, el JSK está conectado a un acuífero activo, el cual ha permitido mantener los niveles de presión, sin embar-go, el factor de recuperación actual es bajo, dado que la mayor parte del yaci-miento se encuentra invadido por el agua de formación; el caso de KINE tiene asociado un acuífero de mediana actividad, el KISW tiene un casquete de gas.

Por lo tanto, se tiene contemplada la implementación de un mantenimiento de presión por inyección de gas amargo en los bloques KINE y KISW, para lo cual se realizarán los estudios necesarios con el fin de validar la factibilidad técnico-económica de la implementación de un proyecto de recuperación se-cundaria mediante la inyección de gas amargo, y así poder establecer un plan de mitigación de riesgo. En el caso de JSK, se realizará una prueba piloto con inyección de aire por un periodo de tres años.2

Estudios realizadosEl presente proyecto está fundamentado en el análisis de diversos estudios (actualización del estudio integral del campo Cárdenas y evaluación del po-tencial de hidrocarburos), así como de la evaluación técnica económica de las propuestas de desarrollo de campos, explotación óptima de los pozos, mante-nimiento de pozos e infraestructura básica de producción, que permitirán defi-nir con mayor precisión la explotación de los yacimientos, así como la infraes-tructura existente y la adquisición necesaria para el manejo de la producción.

2 Fuente: Estado de pozos a diciembre de 2011, producción real promedio a diciembre de 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo y base de datos en la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

El proyecto está fundamentado en el análisis de diversos estudios

(actualización del estudio integral del campo Cárdenas y evaluación del potencial de

hidrocarburos), así como de la evaluación técnica económica

de las propuestas de desarrollo de campos, explotación óptima de los pozos, mantenimiento de

pozos e infraestructura básica de producción, que permitirán definir

con mayor precisión la explotación de los yacimientos, así como

la infraestructura existente y la adquisición necesaria para el

manejo de la producción.

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Los principales estudios se enlistan a continuación:

2010

• Estudio FEL proyecto Cárdenas (visualización).

2011

• Estudio FEL proyecto Cárdenas (conceptualización).1

Instalaciones La infraestructura del proyecto Cárdenas, para el manejo de la producción bási-camente se compone de la batería Cárdenas norte así como de los sistemas de recolección, procesamiento, transporte y puntos de entrega de hidrocarburos del campo Cárdenas, que se muestran esquemáticamente en la figura siguiente:

INFRAESTRUCTURA DEL PROyECTO CáRDENAS

1 Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación. Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Cárdenas. Activo de

Producción Bellota-Jujo

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Sistemas de recolecciónLos fluidos producidos en los pozos del campo Cárdenas fluyen hacia los ca-bezales de recolección (Cárdenas-107, Cárdenas-111 y Cárdenas-162) y poste-riormente hacia la batería Cárdenas norte.

Los cabezales de recolección están integrados por un colector de medición y dos de grupo (uno de baja presión BP y otro de súper baja presión SBP).

Se cuenta con una red de gas combustible para bombeo neumático (BN), la cual se toma del gasoducto de 24” de diámetro Ciudad Pemex-México y sumi-nistra gas a 12 de los 14 pozos activos del campo Cárdenas, como sistema de levantamiento artificial con la finalidad de mejorar la productividad del pozo.

La red tiene una presión de 60 kg/cm2 y actualmente maneja 18 MMpcd de gas, que es comprimido por compresores portátiles, instalados a boca de pozo, con capacidad para manejar 2 MMpcd, a presiones de descarga que oscilan entre 80 y 175 kg/cm2.

Actualmente, la batería cuenta con dos tanques de almacenamiento, TV-1 y TV-2 con capacidad de 55,000 barriles cada uno (TV-2 fuera de operación), hacia donde se envía el aceite cuando se requiere almacenar.

Además, para la medición de pozos, la batería cuenta con tanque de medición (TM-1) de 10,000 barriles de capacidad, donde se corrobora la medición en línea (mezcla aceite-agua) del pozo alineado a medición.

Cabe señalar que el aceite almacenado es trasegado hacia el cabezal de suc-ción de las bombas principales, que envían el aceite hacia la Central de Alma-cenamiento y Bombeo Cactus.2

Proyecto integral Carmito-ArtesaLa columna geológica tipo de los yacimientos del proyecto de explotación Carmi-to-Artesa está compuesta principalmente por rocas carbonatadas. El KS contie-ne mayormente sedimentos de plataforma somera de media a alta energía.

La litología presenta mudstone-wackestone, wackestone y en menor proporción packstone y grainstones con una dolomitización muy incipiente en algunos casos.

El ambiente de talud está presente en el borde de la plataforma Artesa- Mundo Nuevo, teniendo brechas de grano fino a grueso compuestas de gran diver-sidad de fragmentos angulosos a subangulosos con estilolitas y en algunas partes se encuentran parcialmente dolomitizadas.

Asimismo, el KS está parcialmente erosionado y en determinadas zonas no se depositó, por lo que la cantidad de sedimentos preservados es mínima; las calizas están discordantemente cubiertas por una gruesa sección de lutitas y areniscas arcillosas del Paleoceno.

2 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio Proyecto Cárdenas, por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS, agosto 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Produc-ción Bellota-Jujo.

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Se definieron las facies productoras del campo Gaucho representadas por floastone-rudstone de bioclastos y packstone-grainstone con alta porosidad de matriz, definidos como depósitos de banco de edad KS Turoniano. Las facies productoras del yacimiento Secadero consisten de wackestone-pack-stone compacto con baja porosidad de matriz y fracturadas de edad KM.

El KM está compuesto por calizas de grano fino a grueso que va desde muds-tone a wackestone, packstone a grainstone y rudstone con litoclastos y bio-clastos. En algunas partes se encuentran parcialmente y en otras totalmente dolomitizados. Existen varios sistemas de fracturas, unas parcialmente abier-tas y otras selladas por calcita.

En el campo Giraldas, la facie dominante en la mayoría de los núcleos es la de wackestone de bioclastos bioturbados. Contiene fragmentos de bioclastos desarticulados y desgastados incluyendo miliolidos, rudistas y bivalvos, sien-do los fragmentos de rudistas grandes que además se encuentran perforados. Estos fueron depositados en un ambiente de mar abierto de submarea de baja energía en una plataforma interior carbonatada.

Las rocas carbonatadas del KI varían desde dolomía macrocristalina a meso-cristalina con cristales subhedrales a euhedrales de muy baja porosidad a mudstone o wackestone arcilloso los cuales ocasionalmente están dolomitiza-dos, fracturados o con huellas de cuarzo y pirita.

El proceso de dolomitización es el evento diagenético que afectó con mayor intensidad a esta parte de la columna mesozoica, su ambiente de depósitoes de plataforma en facies de supramarea e intermarea, presentando diferentes sistemas de fracturas y una porosidad intercristalina.

Modelo sedimentarioLas rocas del KM se depositaron en una extensa plataforma de ambientes carbonatados bordeando el Golfo de México. La mayoría de los que han estu-diado las dolomías del KM y KI en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo están de acuerdo que fueron depositadas en una plataforma de agua somera abierta y de moderada energía, así como en ambientes de aguas tranquilas restringidas (ambiente lagunar).

Estas interpretaciones están basadas en descripciones de núcleos, microfa-cies de láminas delgadas y microfauna, en la que predominan foraminíferos bentónicos y otros organismos de aguas someras. Los ambientes evaporíticos altamente restringidos no están presentes en el área de estudio, sin embargo, son conocidos ya que existen hacia el sureste y el norte de Guatemala.

Las características de los yacimientos del proyecto Carmito-Artesa se presen-tan a continuación.

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Área (km2) 130

Roca: Carbonatadas

Porosidad (%): 4 -16

Permeabilidad (mD): 1 – 120

Espesor bruto (m): 65 – 325 (km)

Espesor neto (m): 31 – 185

Profundidad (m): 2,000 – 4,800

Tipo de fluidos: Aceite negro, aceite volátil y gas y condensado

Densidad de aceite (° API): 28-54

Presión original (kg/cm2) 302 – 554

Presión actual (kg/cm2) 85 – 366

Presión saturación (kg/cm2): 393

Temperatura (°C): 52 – 135

Campo Gaucho (marco geológico)Los campos Gaucho-Secadero se localizan dentro de la zona productora Chia-pas-Tabasco, que forma parte de la provincia geológica de la sierra de Chiapas, corresponde a una estructura que fundamentalmente es un anticlinal asimétrico, controlada al sureste por una falla principal de tipo normal con rumbo noreste-suroeste, formada en la etapa Laramídica de plegamiento (KS-Terciario), al norte por echado normal, y al sur contra una falla en apariencia transcurrente.

Al campo corresponden rocas del KM, como una secuencia de carbonatos depositados en ambiente de plataforma lagunar, mientras que el KS Turonia-no-Maastrichtiano lo define como una secuencia de brechas depositadas en facies de talud proximal y distal; concluye que el material que conforma estas facies son derivadas de la franja erosionada en el borde norte de la plataforma.

Geología estructuralEstructuralmente este campo se encuentra en un anticlinal orientado noreste-suroeste limitado hacia el este por una falla normal y seccionada en su parte media por fallas inversas de dirección noreste-suroeste. Su eje axial tiene una inclinación de 25º que le da una apariencia de monoclinal. Posiblemente exista un cuerpo salino a nivel del Jurásico Calloviano en el núcleo de la estructura, controlando el sistema de depósito durante el KS.

El sistema de fallas secundarias se divide en dos, el primero compuesto por fallas con rumbo E-W, con génesis similar a la falla principal y de tipo normal e inverso con mayor penetración, y el segundo tipo compuesto por fallas más jóvenes de poca penetración generalmente dentro del KS con desplazamiento de tipo normal y con rumbo paralelo a la principal.

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EstratigrafíaLa columna estratigráfica explorada en el campo Gaucho comprende rocas del Jurásico Superior Oxfordiano-Kimmeridgiano al Mioceno medio. Fue ex-plorada por el pozo número1 el cual alcanzó una profundidad de 7,005 m.

MesozoicoEl Jurásico Superior Oxfordiano-Kimmeridgiano está constituido por mudsto-ne a wackestone ligeramente arcilloso depositado en facies de plataforma de baja energía. El Tithoniano es mudstone con intercalaciones de dolomías de-positadas en ambientes de plataforma de mar abierto.

El KI son dolomías micro a mesocristalina con intercalaciones de anhidrita ha-cia la cima, depositadas en ambientes de plataforma en facies de supramarea e intermarea. KM consiste de dolomía, mudstone a wackestone ligeramente dolomitizado intercalado con packstone de miliólidos, depositados en ambien-tes de plataforma en facies de laguna.

El KS Turoniano consiste de grainstone-rudstone de rudistas (arenas calcáreas esqueletales) y packstone de rudistas; esta secuencia corresponde al yaci-miento del campo Gaucho. Finalmente el KS Coniaciano-Maastrichtiano está representado por wackestone a packstone de foraminíferos planctónicos de-positados en facies de plataforma externa a talud.

TerciarioEstos sedimentos están representados por una secuencia alternante de cuer-pos de arenas de grano grueso a medio y lutitas, con intercalaciones de ben-tonita de edad Paleoceno al Mioceno.

Campo Artesa (marco geológico)Geológicamente este campo se encuentra dentro de la plataforma Artesa- Mundo Nuevo y forma parte de la provincia geológica de la sierra de Chiapas; el campo corresponde a una estructura con orientación este-oeste y presenta un sistema de fracturas de intensidad moderada, que generan un yacimiento naturalmente fracturado, productor de aceite y gas en rocas del KM.

Geología estructuralLa estructura del campo Artesa corresponde a un anticlinal asimétrico con orientación este-oeste, de acuerdo con la reinterpretación de la sísmica 2D existente; con base en el análisis de núcleos, se identificó fracturamiento y microfracturamiento moderados, con distribución muy heterogénea, tanto en sentido vertical como horizontal.

EstratigrafíaLa columna geológica atravesada por los pozos está representada por forma-ciones sedimentarias que van del Mioceno al KI. Las formaciones terciarias corresponden a lutitas calcáreas con esporádicas intercalaciones de mudsto-ne compacto, así como a intervalos arenosos de las formaciones Paraje Solo y Depósito de edad Mioceno, que presentan acumulación de hidrocarburos. El contacto entre estas formaciones es discordante.

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Las formaciones mesozoicas subyacen discordantemente del Terciario y co-rresponden a rocas carbonatadas con dolomitización incipiente. La columna en estudio corresponde a formaciones carbonatadas con dolomitización inci-piente de edad KM, que subyacen discordantemente a una brecha compacta de poco espesor de edad KS en la parte sur del campo (pozos: A-1, A-3, A-5A, A-21, A-41 y A-44), mientras que en el área restante a formaciones terrí-genas de edad Eoceno, lo cual indica procesos de erosión considerables. So-breyace a formaciones del KI cuyas características geológicas son similares. El espesor total del KM cortado por el pozo A-1 es de 776 m.1

Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaEl proyecto El Golpe-Puerto Ceiba comprende los campos Ayapa, Castarrical, Caracolillo, El Golpe, Tajón, Mayacaste, Mecoacan, Puerto Ceiba, Santuario, Tintal, Tupílco, Tokal, y Pareto, localizados al noroeste del estado de Tabasco Tienen una extensión de 1,800 km2 y se localizan en los municipios de Jalpa de Méndez, Paraíso, Comalcalco y Cárdenas.

Se tiene un total de 626 pozos, de los cuales actualmente operan únicamente 78, aportando una producción promedio de 30,722 bpd de aceite y 30 MMpcd de gas.

El proyecto contribuye con 23% de la producción de aceite y 10% de la pro-ducción de gas del activo.

Las formaciones productoras están constituidas por cuerpos arenosos del Ter-ciario y sus características principales son las siguientes:

• Rango de profundidad promedio: 3,200 m.

• Espesores netos: 40 a 300 m.

• Porosidad: 22 a 30%.

• Máximo valor de corte de agua: 44%.

• Permeabilidad: 40 a 1,000 mD.

Los yacimientos del Mesozoico son rocas carbonatadas fracturadas y presen-tan propiedades petrofísicas variables:

• Rango de profundidad promedio: 5,800 a 6,900 m.

• Porosidad: 5 a 8%.

• Máximo valor de corte de agua: 67%.

• Permeabilidad: 1 a 3 mD.

1 Fuente: Coordinación de Diseño de Proyectos de Explotación. Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Proyectos del Explotación del activo

integral Macuspana – Muspac.

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La gran mayoría de los campos que integran el proyecto son campos maduros con una edad promedio de vida productiva de 39 años, en formaciones del Terciario, a excepción de los campos Tajón, Tokal y Pareto que son campos en etapa de desarrollo.1

Estudios realizadosLos principales estudios que se han efectuado en el periodo con la finalidad de sustentar y mejorar el nivel de conocimiento de los yacimientos se enlista a continuación:

2006 2007 2008 2009

Estudio de factibilidad técnica y económica para la selección del sistema arti-ficial óptimo para el campo Puerto Ceiba

Modelo geológico para definir las estructuras entre campos productores en arenas del Terciario

Estudio de incrustaciones en pozos terrestres del campo Puerto Ceiba

Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los pozos del Activo Bellota-Jujo

Estudio de Geoquímica del campo Puerto Ceiba

Modelo 3D Geomecánica del Sub-suelo campo Puerto Ceiba

Análisis de la red de flujo del campo Puerto Ceiba

Estudio de factibilidad técnica y económica para la perforación de pozos de alcance extendido en el campo Puerto Ceiba

Asistencia técnica para la realiza-ción de la Fase Visualización para el campo Puerto Ceiba, utilizando la Metodología FEL

Estudio de las condiciones de explotación de los campos Casta-rrical y Tintal

Actualización del modelo geológico del campo Puerto Ceiba

Estudio de las condiciones de ex-plotación de los campos Santuario, Tupilco, El Golpe y Mecoacán

Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los pozos del activo Bellota-Jujo

Asistencia técnica especializada para la caracterización de fracturas del campo Puerto Ceiba

Asistencia técnica para desa-rrollo de la metodolo-gía FEL de los campos del Terciario

1 Fuente: Estado de pozos hasta al mes de abril de 2012, producción real promedio hasta abril de 2012 (SIPOP) y AnálisisCosto-Beneficio Cambio de Monto y Alcance del Proyec-to El Golpe-Puerto Ceiba, mayo de 2012.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo y Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

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2010 2011 2012

Estudio de la caracterización de fracturas de los campos Tajón y Mayacaste

Estudio PVT para determinar la envolvente de fases y de depo-sitación de asfáltenos en pozos terrestres de los campos Tajón y Mayacaste

Estudios PVT para determinar la envolvente de fases y depositación de asfáltenos en pozos del campo Puerto Ceiba

Estudio para los modelos dinámicos de campos del terciario

Estudio de Recuperación Secundaria o mejorada en campos del terciario

Estudio para la recuperación de aceite pesado en el campo Puerto Ceiba Terciario

Actualización del modelo geológico del campo Tajón

Estudio de depositación de material orgánico e inorgánico en pozos de los campos Tajón y Mayacaste

Asistencia técnica para desarrollo de la metodología FEL del campo Puerto Ceiba

Estudio PVT para determinar la envolvente de fases en pozos terrestres del área terciaria

Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación.Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota. Activo de Producción Bellota-Jujo.

Instalaciones El proyecto El Golpe-Puerto Ceiba cuenta con dos redes independientes para el trans-porte de hidrocarburos. La red de flujo de los campos del Terciario maneja la producción de Tintal, Tupilco, Santuario, Castarrical y El Golpe, mientras que la red de flujo Mesozoi-co maneja la producción de los campos Puerto Ceiba y Tajón.

La producción del campo Pareto fluye actualmente a la batería Bellota, mientras que la producción del campo Tokal fluye hacia la batería Cunduacán.

Red de flujo mesozoicoToda la producción del campo Puerto Ceiba se transporta de forma multifásica a través de una red de ductos que van desde los cabezales periféricos de las macroperas PC-101 y PC-103 al cabezal general Puerto Ceiba, donde también llega la producción de la macropera Tajón-101 y la corriente de los campos marinos yaxché y xanab, perte-necientes al activo de producción Litoral de Tabasco.

Del cabezal general Puerto Ceiba sale un oleogasoducto de 24” de diámetro por 12.8 km y en su trayecto se interconectan a él los ductos que transportan la producción pro-veniente de las macroperas PC-105, PC-159 y PC-153 con destino final a la batería de Separación ubicada dentro de las instalaciones de la TMDB pertenecientes a la Región Marina Suroeste, donde se efectúa la separación, rectificación primaria, medición, deshi-dratación, desalado del crudo y almacenamiento. También pasa una corriente gaseosa libre de líquidos a una planta endulzadora, ya que el gas se utiliza como gas combustible para los turbogeneradores de la planta eléctrica, o bien se envía a la estación de com-presión de la TMDB para su posterior envío a otros centros de procesamiento.

Existe un ducto de 16” de diámetro por 12.8 km del cabezal general Puerto Ceiba a la TMDB, actualmente fuera de operación.

Red de flujo terciarioLa red de flujo del sector terciario está compuesta por cinco instalaciones de manejo de la producción, donde se efectúa la separación de las fases líquida y gaseosa de forma bifásica. Las instalaciones referidas son Santuario, Golpe II, Tupilco I, Castarrical y Tintal.

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Batería Castarrical: El aceite separado en esta batería es almacenado para su poste-rior envío hacia la batería Tupilco I, donde se recibe en el tanque de almacenamiento y se junta con el aceite separado de dicha instalación para enviarse mediante bombeos intermitentes hacia la planta deshidratadora El Golpe.

Planta deshidratadoraEl Golpe recibe la corriente de aceite separado de las baterías Santuario, El Golpe II, Tupilco I y Tintal. En esta instalación se realiza la deshidratación electrostática; el agua separada es tratada y puesta a disposición en la red de pozos receptores de agua congénita. El aceite deshidratado se envía a la TMDB, utilizando un oleoducto de 10” de diámetro por 34.3 km de longitud.

Es importante mencionar que actualmente la planta deshidratadora El Golpe está fue-ra de operación, debido a que los ductos que manejan el agua congénita segregada en el proceso de deshidratación para su inyección a pozos presentan problemas de integridad mecánica, motivo por el cual se está enviando crudo hidratado a la TMDB.

La producción de la batería Tintal se maneja a través de carros tanque hacia la planta deshidratadora El Golpe, ya que el oleoducto de batería Tintal a trampas Co-malcalco está fuera de operación por problemas de integridad mecánica.

El campo Pareto (pozo Pareto-1) fluye a través de un oleogasoducto de 8” de diá-metro por 6.1 km hasta el cabezal Jícara, y de allí al cabezal Bricol, a través de un oleogasoducto de 8” de diámetro por 3.4 km, para incorporarse a la red de flujo que termina en la batería Bellota.

La producción del campo Tokal-1 fluye actualmente por un oleogasoducto de 6” de diámetro por 2.5 km hasta la interconexión con el ducto 16” de diámetro de TMDB-Cunduacán, y continúa hasta la batería Cunduacán.1

Proyecto integral Jujo-TecominoacánEl campo Jujo-Tecominoacán constituye la segunda acumulación de hidrocarburos más importante de la región Sur. El proyecto de explotación Jujo-Tecominoacán está formado por cinco campos: Jujo-Tecominoacán, Jacinto, Paredón, Tepeyil y Fénix, siendo Jujo-Tecominoacán el más importante por su nivel de producción y reservas.

Es un yacimiento naturalmente fracturado que produce aceite volátil de 38° y 45 oAPI. Fue descubierto en 1980 con la perforación del pozo Jujo 2-A, iniciando su producción en octubre de 1980. Inicialmente el desarrollo se concentró en el área de Jujo, hasta que en 1983 se perforó el pozo Tecominoacán 101-B, el cual resultó productor en rocas dolomitizadas del JSK. El yacimiento Jujo-Tecominoacán es un anticlinal de orientación alongada noroeste-sureste con una combinación de tram-pas estructurales estratigráficas.

El anticlinal despliega características relacionadas con domos salinos, fallas transcu-rrentes y de extensión, los límites norte y noroeste del campo están definidos por fallas inversas de orientación noroeste-sureste, estas fallas tienen más de 100 m de despla-

1 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio Proyecto El Golpe-Puerto Ceiba por termina-ción del esquema de financiamiento PIDIREGAS, agosto 2009 y AnálisisCosto-Beneficio Pro-yecto 2012.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Producción Bellota-Jujo.

El campo Jujo-Tecominoacán constituye la segunda acumulación

de hidrocarburos más importante de la región Sur.

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zamiento vertical. La columna geológica atravesada por los pozos, está representada por rocas sedimentarias que van del Mioceno al JSK. El campo Jujo-Tecominoacán es un anticlinal formado por 19 fallas normales y una falla inversa, los cuales forman 25 blo-ques comunicados hidráulicamente. Los campos que integran el proyecto son campos maduros con una edad de productividad promedio de 30 años.

Es importante mencionar que los bloques en que se encuentra subdividido estructu-ralmente este campo están conectados hidráulicamente entre sí.

Se tiene un total de 237 pozos, de los cuales operan únicamente 68, aportando una producción promedio de 39,721 bpd de aceite y 143 MMpcd de gas.

El proyecto aporta 29% de la producción de aceite y 35% la producción de gas del activo.2

Estudios realizadosLos principales estudios que se han efectuado en el periodo han permitido sustentar y mejorar el nivel de conocimiento de los yacimientos.

2006 2007 2008

Caracterización de los sistemas de fracturas y actualización del modelo geológico-pe-trofísico mesozoico en los campos Jacinto-Paredón-Tepeyil.

Estudio paleontológico y lito-lógico del Terciario y Meso-zoico de los pozos del activo de producción Bellota-Jujo.

Mejoramiento de la producti-vidad de los pozos del activo de producción Bellota-Jujo.

Análisis PVT de los campos Paredón y Tepeyil

Estudios especializados del campo Jujo-Te-cominoacán: geomecánicos, procesamiento e integración de registros geofísicos, prue-bas petrofísicas, y pruebas convencionales de núcleos y toma de registros especiales.

Estudios en el campo Jacinto del coeficiente de difusión del yacimiento, estudios del bloque salino y reinterpretación sísmica.

Estudios de la evaluación del potencial de las arenas del Terciario del campo Paredón

2009 2010 2011

Estudios de actualización, migración y desarro-llo del modelo de simulación

Reinterpretación y reprocesamiento sísmico de Jujo-Tecominoacán

Estudios para la evaluación de la reinyección de gas contaminado con nitrógeno al casquete.

Estudios especializados para el desarrollo del VCD del plan de explotación de los campos del proyecto Jujo-Tecominoacán.

Estudio de factibilidad de apli-cación sistemas artificiales

Actualización del modelo geológico del campo Jacinto-Paredón.

Estudio del coeficiente de difu-sión en el sistema de inyección

Caracterización de yacimientos Jujo-Tecomi-noacán

Evaluación del potencial de hidrocarburos en arenas del Terciario

Pruebas petrofísicas Jujo-Tecominoacán

Estudios de inyección de gas Jujo-Tecominoa-cán

Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación.Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Jujo. Activo de Producción Bellota-Jujo.

2 Fuente: Estado de pozos hasta abril de 2012 y producción real promedio hasta abril de 2012 (SIPOP) y AnálisisCosto-Beneficio Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Jujo-Tecominoacán, mayo de 2012.

Resguardo y ubicación: Coord. De Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

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Instalaciones - Sistemas de recolecciónEn el campo Jujo-Tecominoacán los fluidos producidos por los pozos son recolectados y transportados a través de líneas de descarga individuales hasta los cabezales periféricos o a los cabezales principales de entrada de las baterías Jujo y Tecominoacán. Los cabezales periféricos disponen de oleogasoductos de grupo, de flexibilidad operativa (corrientes con mayor concentración molar de N2) y de medición. En las baterías Jujo y Tecominoa-cán se dispone de separadores generales de procesamiento y separadores de aforo de pozos.

Los fluidos producidos por los pozos del campo Paredón y Fénix fluyen hacia el cabezal general de la batería Paredón, los pozos del campo Jacinto, fluyen hacia el cabezal periférico de recolección (Jacinto-21) y posteriormente hacia el cabezal general de la batería Paredón, mientras que los fluidos producidos en el campo Tepeyil se envían a la batería Cárdenas norte, pasando por el cabezal Cárdenas sur.

Cuando se alinean los pozos al separador de medición la mezcla de aceite-agua provenientes del separador se integran a las corrientes de líquidos de los separadores de baja presión y la corriente de gas se une a la corriente de gas del separador de baja presión para luego ser enviadas a plantas compresoras.

Red de bombeo neumáticoLa mayoría de los pozos del campo Jujo-Tecominoacán producen a través de un sistema artificial de inyección de gas de levantamiento o BN. La fuente de suministro de gas a la red de BN proviene de los complejos petroquímicos de Cactus y Ciudad Pemex. La red de BN comprende tuberías de distribución general del gas de 6 y 8” de diámetro, a las cuales se interconectan los pozos productores a través de líneas de 3 y 4”. La presión de operación de la red de gas varía entre 50 y 60 kg/cm2 por lo que para lograr la presión de inyección requerida para el BN, existen motocompresores a boca de pozo.

Inyección de fluidosLa recuperación secundaria se contempló solamente para el campo Jujo-Te-cominoacán, con el proceso de mantenimiento de la presión con combinación de inyección de nitrógeno y gas hidrocarburo. Además de este proceso, no se desarrolla ningún otro método de recuperación secundaria. A partir de di-ciembre de 2007 se inició el proyecto de inyección de nitrógeno como método para mantener la presión del yacimiento y de esa manera lograr la mayor recu-peración de reservas del campo Jujo-Tecominoacán. Para tal fin, se dispone de una planta generadora de nitrógeno con una capacidad de 90 MMpcd, en la cual el nitrógeno, una vez generado, se comprime hasta 4,000 psi para ser inyectado en la cresta del yacimiento a través de un grupo de pozos ubicados estratégicamente. Además de la inyección de nitrógeno, también se inyec-ta gas amargo en el área Jujo a través del pozo Jujo-521 y Jujo-4 mediante compresores a boca de pozo que incrementan la presión de inyección a los valores requeridos.

Se tiene previsto iniciar la inyección de gas amargo o contaminado en el área Tecominoacán a través de los pozos Tecominoacán-107 y 127.

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Tratamiento y procesamiento de gasEl procesamiento de los fluidos se realiza en las baterías Jujo, Tecominoacán y Paredón. Sólo en la batería Jujo existe proceso de deshidratación y desala-ción de fluido. En las baterías Jujo y Tecominoacán, el proceso se inicia con la separación (a presiones entre 1.5 kg /cm2 y 5,5 kg /cm2) del gas amargo y el líquido (aceite + agua). El aceite de la batería Tecominoacán se une al aceite del área Jujo y se llevan a los deshidratadores electrostáticos donde se elimina el agua y se envía a tratamiento; el crudo deshidratado se envía a los desala-dores electrostáticos, después de inyecrtarle desemulsionante para eliminarle la sal presente. El aceite se envía a estabilización para luego ser bombeado hasta el área de trampas El Misterio y luego a ventas al CCC Palomas. En la batería Tecominoacán el gas, una vez separado, es enfriado y llevado a los rectificadores para luego pasar a compresión en donde se le eleva la presión de 4.2 kg/cm2 (64 Psi) a 81.5 kg/cm2 (1160 Psi y se envía a plantas de procesa-miento Jujo por un gasoducto de 6.4 km de longitud y 24” de diámetro.

En la batería Jujo, el gas es enfriado y llevado a los rectificadores para luego pasar a las etapas de compresión hasta alcanzar un valor de 74.7 kg/cm2

(1,063 psi).

El gas total del campo Jujo-Tecominoacán se envía hacia la compresora Pa-redón, donde se une con el gas comprimido en dicha instalación para ser enviado al centro de CPG Cactus a través de gasoductos de alta presión. El líquido obtenido en la rectificación del gas es incorporado al obtenido de la separación inicial gas/líquido y enviado a estabilización de la batería de Se-paración Jujo en proceso de estabilización, para luego ser enviado al área de trampas El Misterio y luego a ventas al CCC Palomas.

En la batería Paredón, se efectúa la separación de la mezcla de forma bifásica, se envían a la Central de Almacenamiento y Bombeo Cactus (CAB) a través de un oleoducto de 24” de diámetro para su deshidratación. El gas es separado a baja presión y se envía a la planta compresora Paredón para su re compresión a alta presión y su posterior entrega al CPG Cactus.

Transporte y puntos de entrega de los hidrocarburos: el manejo del aceite no deshidratado y gas amargo, se realiza en la red de oleoductos y gasoduc-tos, como a continuación se describe.

Aceite deshidratado y no deshidratado: Los líquidos provenientes de la batería Tecominoacán se envían sin deshidratar a la batería Jujo a través de 6.4 km de tubería de 12”. En la batería Jujo se deshidrata el aceite de ambas áreas y se bombea al área de trampas El Misterio, de donde pasa al CCC Palomas para su venta a través de 15 km de tubería de 24” y 19.3 km de tubería de 20”.

El aceite hidratado (aceite-agua) de los campos Jacinto y Paredón, se envía a la CAB Cactus a través de un oleoducto de 24” de diámetro desde la batería de Procesamiento Paredón, para su deshidratación y desalado, con la finalidad de poner el aceite producido dentro de los parámetros de comercialización. El agua liberada se inyecta a cuerpos receptores en pozos del campo Cactus.

Gas: La infraestructura utilizada para transportar el gas amargo de los campos del proyecto Jujo-Tecominoacán es la siguiente: el gas de la planta compresora

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Tecominoacán sale a 81.5 kg/cm2 (1,160 psi) hacia Jujo y es transportado por un gasoducto de 6.4 km de longitud y 24” de diámetro. En la batería Jujo, es enfriado y llevado a los rectificadores para luego pasar a las etapas de compre-sión hasta alcanzar un valor de 74.7 kg/cm2 (1,063 psi). El gas del campo Jujo-Tecominoacán se envía a través de un gasoducto de 14 km de longitud y 36” de diámetro hacia la compresora Paredón, donde se une con el gas comprimido en dicha instalación y pasa posteriormente hacia la planta Cactus.

Plantas auxiliaresEn las baterías Jujo y Tecominoacán, los sistemas auxiliares existentes son plantas de tratamiento de agua (batería Jujo), sistemas de aforo de pozos, sistemas de combate de incendios, sistema de gas/aire para instrumentos, planta de generación de energía eléctrica para respaldo de instrumentos y unidades de respaldo de energía UPS para el sistema SCADA, sistema de desfogue y quemadores, sistema de agua de servicios, sistema de drenajes, sistema de gas combustible así como el sistema de inyección de las químicas necesarias para los procesos de separación, compresión y manejo de gas, así como la inyección de inhibidores de corrosión para la protección adecuada de las tuberías y equipos.

En la batería Jujo se lleva a cabo el proceso de deshidratación y tratamiento de agua de desecho, por lo que adicionalmente a los sistemas descritos existen también el sistema de agua de lavado de crudo y el de inyección de química desemulsificante necesaria para el proceso de deshidratación.

Tratamiento y acondicionamiento de aguaEl procesamiento de los fluidos se realiza en tres baterías. Es importante men-cionar que para los campos del proyecto Jujo-Tecominoacán se cuenta con dos plantas de tratamiento de agua para inyección ubicadas una en la batería Jujo y la otra en la batería Paredón.

En la batería Jujo el agua separada se envía a la planta de tratamiento, en don-de pasa por separadores, inyección de química, filtros y desnatadores hasta obtener la calidad requerida, para luego ser bombeada al cabezal periférico Jujo-47, donde se encuentran las interconexiones a los pozos inyectores Jujo-67 y Jujo-69.1

Proyecto integral Delta del GrijalvaLas estructuras geológicas de los campos que comprenden este proyecto en cada una de sus versiones no sufren ninguna modificación, por lo que la información general de cada uno de ellos es la misma y forman parte de un cinturón plegado, constituido en su mayor parte por rocas sedimentarias del Mesozoico y del Terciario dentro del marco tectónico integrado por la platafor-ma de yucatán y el sistema de fallas Motagua-Polochic.

Los esfuerzos compresionales y las intrusiones salinas a que estuvo sometida esta área ocasionaron afallamiento de tipo inverso y estos presentaron parale-lismo a los alineamientos estructurales que tienen dirección noroeste-suroeste.

1 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio Proyecto Jujo-Tecominoacán, 2009 y 2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Produc-

ción Bellota-Jujo.

El procesamiento de los fluidos se realiza en tres baterías. Es

importante mencionar que para los campos del proyecto Jujo-

Tecominoacán se cuenta con dos plantas de tratamiento de agua

para inyección ubicadas una en la batería Jujo y la otra en la

batería Paredón.

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Los primeros afallamientos fueron originados antes del Jurásico tardío y los se-cundarios por las Orogenias Laramídica y Cascadiana y el disturbio Chiapaneco del Plioceno, siendo incrementados también por intrusiones de cuerpos salinos y por la carga de los depósitos del Terciario.

Las estructuras de los campos descubiertos son de tipo anticlinal elongado y dómi-co, generalmente están limitadas en forma irregular por fallas de tipo inverso y nor-mal de diferentes saltos verticales, que las dividen en bloques de varios tamaños.

La secuencia estratigráfica cortada en las estructuras perforadas, comprende rocas que varían en edad desde el Kimmeridgiano hasta el Mioceno tardío (Pa-raje Solo) teniendo una profundidad de más de 6,000 m. Las rocas correspon-dientes al Kimmeridgiano son típicas de depósitos de agua somera de platafor-mas y están representadas por dolomías y calizas fracturadas. En el JST están constituidas por calizas y dolomías, para el KI por calizas clásticas y dolomías de plataformas y son discordantes con los sedimentos del JST.

El KM se halla constituido por una potente sección de calizas dolomíticas y el KS por margas y calizas porosas, arcillosas y fracturadas que contienen cuerpos de bentonita y bandas de pedernal que, en conjunto, potencialmente son las rocas productoras de hidrocarburos en esta región. Los sedimentos correspondientes al Terciario están constituidos por cuerpos de arena y lutitas.

Los yacimientos que constituyen estos campos son de aceite volátil y gas y condensado, fluidos de los más cotizados en el mercado internacional, cuyas densidades varían entre los 38° a 51 °API. Son yacimientos naturalmente fractu-rados y están asociados a acuíferos activos.

El campo inició su explotación en mayo de 1987 con la puesta en operación del Pozo Sen 3. Es productor de aceite volátil de 40 ºAPI en las formaciones del JSK, KI, KM y KS. El volumen máximo que ha producido es de 61,294 bpd de aceite y 154.3 MMpcd de gas en enero de 2011. Actualmente produce 40,845 bpd y 117.3 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Al 31 de julio de 2012, tiene una producción acumulada de 200.4 MMb de aceite y 561.2 MMMpc de gas.

El campo Caparroso-Escuintle-Pijije inició su explotación en noviembre de 1982 con la terminación del Pozo Caparroso 1-B. Es productor de aceite volátil de 38 ºAPI en las formaciones del KI, KM y KS. El volumen máximo que ha producido es de 68,817 bpd de aceite y 175.7 MMpcd de gas en julio de 2011. Actualmente produce 53,993 bpd y 157.7 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2011 tenía una producción acumulada de 189.7 MMb de aceite y 533.2 MMMpc de gas.

El campo Luna-Palapa inició su explotación en enero de 1988 con la terminación del Pozo Luna 12-B. Es productor de gas y condensado de 45 ºAPI en la forma-ción del JSK y de aceite volátil de 40 ºAPI en las formaciones del KI y medio. El volumen máximo que ha producido es de 39,115 bpd de aceite y 175.0 MMpcd de gas en diciembre de 1992. Actualmente produce 6,642 bpd y 37.7 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Al 31 de julio de 2012 ha acumulado una pro-ducción de 125.3 MMb de aceite y 686.4 MMMpc de gas.

El campo Escarbado inició su explotación en abril de 1990 con la terminación del Pozo Escarbado 1. Es productor de aceite volátil de 40 ºAPI en las forma-ciones del KM y KS. El volumen máximo que ha producido es de 5,078 bpd de

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aceite y 13.9 MMpcd de gas en febrero de 1993. Actualmente produce 1,850 bpd y 6.9 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Al 31 de julio de 2012, acumula una producción de 16.8 MMb de aceite y 42.1 MMMpc de gas.

El campo Tizón inició su explotación en agosto de 1991 con la terminación del Pozo Tizón 1. Es productor de gas y condensado de 51 ºAPI en las forma-ciones del KM y de aceite volátil de 41 ºAPI en la formación JSK. El volumen máximo que había producido fue de 16,592 bpd de aceite y 117.6 MMpcd de gas en agosto de 2009. Actualmente produce 16,841 bpd y 84.2 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Cuenta con una producción acumulada de 33.4 MMb de aceite y 199.5 MMMpc de gas al 31 de julio de 2012.

El campo Cráter inició su explotación en marzo de 2007 con la terminación del Pozo Cráter 1. Es productor de gas y condensado de 49 ºAPI en la formación del KM.

El volumen máximo producido fue de 7,996 bpd de aceite y 23.4 MMpcd de gas en marzo de 2010. Actualmente produce 3,926 bpd y 40.7 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Cuenta con una producción acumulada de 8.4 MMb de aceite y 59.2 MMMpc de gas al 31 de julio de 2012.

El campo Terra inició su explotación en agosto de 2009 con la terminación del Pozo Terra 1. Es productor de aceite volátil de 42 ºAPI en la formación del JSK. El volumen máximo producido fue de 9,250 bpd de aceite y 29.1 MMpcd de gas en julio de 2010. Actualmente produce 14,879 bpd y 41.4 MMpcd de aceite y gas, respectivamente. Cuenta con una producción acumulada de 8.9 MMb de aceite y 29.0 MMMpc de gas al 31 de julio de 2012.

Las presiones originales, actuales y de saturación de los yacimientos se mues-tran en el cuadro anexo. Destaca el hecho de que todos ellos son de alta presión y aún se encuentran por arriba de la presión de saturación, por lo que continúan en la etapa de bajo saturación, es decir, en una sola fase.

Presión de fondo de los yacimientos

Presión kg/cm2

Campo Inicial Actual Saturación

Sen 803 409 392

Caparroso-Escuintle-Pijije 822 436 356

Luna-Palapa 860 490 412

Escarbado 820 485 356

Tizón JSK 879 820 366

Tizón KM 888 820 355

Cráter 760 620 355

Terra 820 565 379

Fuente: Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Producción Samaria-Luna. Proyecto Original Dictaminado 1997, Cambio de Monto y Alcance 1999, 2002, 1998 y 2011 del proyecto inte-gral Delta del Grijalva y bases de datos del proyecto integral Delta del Grijalva.

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Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezCon el descubrimiento de campos productores de aceite y gas en las rocas mesozoicas en el año de 1972, se intensificaron los trabajos exploratorios y de sismología, dando lugar a la perforación de los pozos Samaria-101, en mayo de 1973 e íride 108 en septiembre de 1974. En julio de 1974, se perforó el pozo Cunduacán-1 y en agosto de 1977 el Oxiacaque-1, descubriendo los campos pertenecientes al Complejo Antonio J. Bermúdez.

Los campos del proyecto original se encuentran sobre un anticlinal de tipo dó-mico, seccionado por un gran número de fallas normales que lo dividen en blo-ques con características litológicas diferentes, 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 hidro-carburos 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 direccionada norte-sur. La parte superior de Cunduacán y Oxiacaque es una zona arcillosa del Terciario.

El campo Samaria Terciario fue descubierto en el año de 1960 con la perfora-ción y terminación del pozo Samaria-02 el cual mostró presencia de agua en los horizontes inferiores y aceite pesado en los horizontes superiores, por lo que no se taponó en vez de ponerlo en producción.

A partir de esta fecha, se inició una campaña agresiva de perforación, la cual terminó en 1972 con la conclusión de 25 pozos y el cierre de algunos otros por ser productores de aceite pesado, los cuales no eran de interés en esas fechas.

Recientemente se realizó la interpretación estructural del área que comprende el campo Samaria Terciario de aproximadamente 25 km², decidiendo con ello la reactivación del campo mediante la perforación de pozos direccionales.

La interpretación estructural del área que comprende el campo Samaria Ter-ciario de aproximadamente 25 km², se realizó con base en la información del cubo sísmico Antonio J. Bermúdez MIGCFCGCOMESA_29030601.

La interpretación se realizó comparando y validando la información de cinco marcadores arcillosos provenientes de la interpretación estratigráfica de 70 po-zos, así como del análisis de los registros sónicos de los pozos Samaria-804, 810D, 811, 813, 814, 820, 835, 836, 844 y los perfiles sísmicos verticales (VSP) de los pozos S-101 y S-847, con los cuales se generaron los sismogramas sintéticos correspondientes a la obtención de gráficas tiempo-profundidad.

El área de estudio cuenta con diversos informes que presentan en forma de-tallada los rasgos estructurales y estratigráficos, los cuales sirvieron de apoyo para realizar la caracterización del campo.

El área de estudio comprende la caracterización geológica a detalle por arena prospectiva del campo Samaria, con el objetivo de afinar los volúmenes ori-ginales y generar un plan de explotación para el Terciario somero fluyente. La columna estratigráfica analizada en el campo Samaria comprende el aceite fluyente (1,000 a 2,100 m) y aceite extrapesado (500 a 1,000 m).

Recientemente se realizó la interpretación estructural del área que comprende el

campo Samaria Terciario de aproximadamente 25

km², decidiendo con ello la reactivación del campo mediante

la perforación de pozos direccionales.

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Se analizaron 41 pozos antiguos, 10 pozos nuevos y los pozos que se han per-forado en el área, como resultado del desarrollo del campo Samaria Terciario en las formaciones Paraje Solo y Filisola.

Los paquetes de arenas de la A-18 a la A-8, corresponden al aceite fluyente y los paquetes de arenas A-6 a la A-1 al aceite pesado.

Para el estudio, esta información es la base con la cual se inicia la correlación a detalle para cada arena correspondiente al aceite fluyente.

Características generales de los yacimientosEl estudio integrado de la componente Samaria Somero fue realizado con la fi-nalidad de cuantificar y certificar las reservas de las arenas someras del área. En dicho estudio se determinaron cuatro grandes paquetes de arenas en el fluyente, donde se definieron las características más importantes por paquete y por tipo de aceite.

Partiendo de esa información, se procedió a realizar un estudio más detallado de estos paquetes de arenas para lograr una división más precisa.

A continuación se presentan las características de los yacimientos de la com-ponente Samaria Somero.

Datos generales

Edad NeógenoFormaciones del Somero Paraje Solo y FilisolaPozo descubridor Samaria-02 (1960)Profundidad 1,000 a 2,100 mMecanismo de producción Expansión roca-fluido, empuje hidráulico, gas disuelto liberadoComplejo A. J. BermúdezCampo Samaria, Carrizoyacimientos TerciarioTipo de crudos Variable (pesado a extrapesado)Gravedad API 11 a 22Porosidad 20 a 35Permeabilidad estimada 1,600 mDPresión inicial 180 kg/cm2 a prof. ref. a 1,700 mPresión actual 60–170 kg/cm2 a prof. ref. a 1,700 mVOH (Determ.) Estudio-05 648.89 MMbls (extrapesado)VOH (Determ.) Estudio-04 139.71 MMbls (Samaria)VOH (Prob. P50) Estudio-05 79.09 MMbls (Carrizo)Factor de recuperación 15%Producción diaria (Feb-2009): 7,500 bdProducción acum. (Feb-2009) 1.6 MMbls, RGA =140 m³/m³yacimiento Muy heterogéneo, lenticular y arenas no consolidadas

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Características de los yacimientos de la componente Ogarrio-Magallanes La evaluación petrofísica está basada principalmente en la interpretación de los registros geofísicos de pozo; la calibración incluye la información aportada por núcleos, datos de perforación, de producción, geológicos y registros especia-les. La porosidad promedio de la formación Encanto es del 22%; los mejores valores se hallan en la formación Filisola con porosidades promedio de 25 a 35%, en los campos Guaricho y Bacal. La Sw presenta rangos de 18 a 40%, la cual está en el orden de la mayoría de los campos de esta área productiva.

El volumen de arcilla promedio se encuentra entre el 10 y 30% en prácticamente en todos los yacimientos con excepción del campo Cerro Nanchital que se tiene en el Mesozoico, con un porcentaje de 10%. Se han realizado análisis PVT en los diferentes campos, debido a la diversidad y heterogeneidad de los yacimientos, los resultados de estos análisis son muy variados desde el punto de vista de com-posición, comportamiento de fase y propiedades de los fluidos; la mayoría de los análisis realizados estuvieron fundamentados en los siguientes procedimientos:

• Recuperación de la muestra de fondo a condiciones del yacimiento y preservación de la misma.

• Homogenización de la muestra a las mismas condiciones del yacimiento.

• Estudio preliminar para evaluar las muestras incluyendo:

· Relación gas aceite (RGA) a partir de un estudio flash hasta condi-ciones atmosféricas, composición del fluido de yacimiento, líquido de tanque (STO) y las propiedades del fluido monofásico.

· Presión del punto de burbuja (Pb) a la temperatura del yacimiento.

• Selección de la muestra representativa para realizar el estudio PVT.

• Estudio de expansión a masa constante a la temperatura del yacimiento.

• Estudio de liberación diferencial a la temperatura del yacimiento.

• Prueba de separación simple a condiciones específicas dadas.

• Evaluación de los parámetros principales como densidad, masa, con-centración mol, viscosidad, análisis composicional, entre otras.

Características generales de los yacimientosLos rangos de valores de las principales características de los yacimientos correspondientes a los campos de la componente Ogarrio-Magallanes son los siguientes:

• área: 2-22 km2.

• Tipo de yacimiento: aceite y gas.

• Litología: Areniscas del Terciario (Encanto) y calizas del Cretácico.

• Porosidad: 10 - 25%.

• Espesor bruto: 5-100 m.

• Espesor neto promedio: 4-70 m.

• Profundidad: 400-4,500 m.

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El componente exploratorio Cuichapa se encuentra en la fase de incorpora-ción de reservas para los horizontes terciarios, donde el modelo geológico corresponde a sistemas deltaicos en los que se han identificado canales, ba-rras e islas de barrera (en ambientes transicionales-plataforma) y turbiditas, así como abanicos de talud y de piso (de cuenca en ambientes profundos). Para el modelo geológico Terciario se han identificado cuatro plays principales que son productores de hidrocarburos en la cuenca.

Play Estilo estructural Roca almacén, ambiente de depósito

Características petrofísicas Pozos o campos exploratorios que han probado el playPorosidad Espesor

Plioceno Contra falla, alto estructural, acuña-mientos contra sal o combinada

arenas de aba-nico deltaico, central, marginal y distal, delta do-minado por oleaje y modificado por oleaje, frente deltaico, talud, plataforma

10-28% 1-21m Campos: Acalapa, ágata, Arroyo Blanco, Blasillo, Cinco Presiden-tes, Concepción, El Burro, El Plan, Gurumal, Ixhuatlán, Ixhuatlán Oriente, La Central, Lacamango, Los Soldados, Magallanes-Tucán-Pajonal, Moloacán, Nuevo Teapa, Ogarrio, Otates, Palmitota Oriente, Rabón Grande, Rodador, San Ramón y Tonalá

Mioceno superior

Contra falla, alto estructural, acuña-mientos contra sal o combinada

Arenas de abani-cos submarinos, barras y canales de plataforma y piso de cuenca

11-34% 1-50m Campos: ágata, Arroyo Prieto, Bacal, Blasillo, Cinco Presidentes, Concepción, Cuichapa Ponien-te, El Tigre, Filisola, Guaricho, Gubicha, La Central, La Venta, Lacamango, Laguna Nueva, Ma-cayo, Magallanes-Tucán-Pajonal, Nelash, Ogarrio, Otates, Panal, Pomela, Rodador, San Alfonso, San Ramón, Santa Rosa, Tacuilo-lapa, Tiumut, San Ramón, Tonalá y Brillante

Mioceno medio

contra falla, alto estructural, acuña-mientos contra sal o combinada

Arenas de cana-les y abanicos arenosos de piso de cuenca

11-20% 9-20m Campos: Arroyo Prieto, Nelash, Ogarrio, Puente y Rabasa.

Mioceno inferior

contra falla, alto estructural, acuña-mientos contra sal, por debajo de la sal o combinada

Arenas y arenis-cas sistemas de canales, abanicos de talud y piso de cuenca

20% 20m Campo: Rabasa

La interpretación y definición de los modelos geológicos para cada play están basadas en el análisis de la información geológica, geofísica y de los estudios realizados. Estos modelos se retroalimentan y actualizan con la información obtenida de los pozos en perforación.

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Para los horizontes mesozoicos, el proyecto se encuentra en la fase de Eva-luación del Potencial, cuyos objetivos geológicos son explorar los sedimentos que subyacen a los cuerpos salinos. Para mesozoico se ha establecido un modelo hipotético (ya que no se ha probado la existencia de rocas mesozoicas en el centro de la cuenca) donde se infiere la presencia de rocas similares a las de las áreas Akal-Reforma y yum-Ayin de la Región Marina.

Mediante la integración, el análisis y la interpretación de la información geo-lógica, geofísica y geoquímica en el área, se han podido establecer los si-guientes elementos del sistema petrolero. Las principales rocas generadoras corresponde al JST, constituida de calizas arcillosas y lutitas calcáreas, res-ponsables de generar los hidrocarburos almacenados en los niveles estrati-gráficos productores en el área.

Las rocas almacén para el Terciario corresponden a arenas, areniscas y con-glomerados del Mioceno y Plioceno. Para el Mesozoico se infiere que las rocas corresponden a brechas del KS, flujos de talud, calizas y dolomías fracturadas del KM y KI y desarrollos oolíticos del Jurásico. El sello lo constituyen los se-dimentos arcillosos intercalados en la secuencia arenosa del Mioceno y Plio-ceno y los cuerpos salinos que intrusionan estos sedimentos. Para Mesozoico el sello lo constituye la secuencia arcillosa del Terciario inferior, las margas y lutitas del KS y las calizas arcillosas del KI y Jurásico.

Dentro de la cuenca salina del Istmo, la mayoría de las trampas tienen una com-ponente estructural debido a la Tectónica Salina que predominó en esta área; muy pocas son de tipo estratigráfico y algunas son una combinación de ambas.

Los tipos de trampas esperados en el proyecto son principalmente:

a. de carácter estructural con cierres contra falla o truncamientos con-tra la sal;

b. combinadas, con componentes estructurales asociados a rasgos estratigráficos tales como acuñamientos y cambios de facies sedi-mentarias;

c. trampas subsalinas: anticlinales, cierres contra falla o truncamien-tos contra la sal.

La generación de hidrocarburos se estima a partir del Oligoceno superior y el ini-cio de la expulsión y migración a partir de 11 millones de años hasta la actualidad.

El tipo de hidrocarburo esperado para el Terciario es principalmente de aceite ligero con cierta componente de gas de 25° a 38 ºAPI, mientras que en los sedimentos del Cretácico y Jurásico se esperan hidrocarburos de 35º API. El mayor riesgo para los objetivos terciarios es la efectividad del sello en los pros-pectos someros (Plioceno) y la calidad de la roca almacén en los prospectos profundos (Mioceno medio e inferior). Para los objetivos del Mesozoico, se hace necesaria la toma de información sísmica y geológica a fin de reducir el principal riesgo: la definición de las trampas por debajo de la sal.

El Complejo Antonio J. Bermúdez cuenta con los siguientes campos produc-tores de aceite y gas: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal, los cuales producen en las formaciones del KS, medio, inferior y Jurásico Kimme-

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ridgiano. El área que comprende estos campos es de 263 km2, con una pro-fundidad promedio de los pozos de 4,500 m y una porosidad entre 3 y 5%. El espesor de las formaciones productoras es de aproximadamente 800 m, con una Sw promedio de 18%.

El tipo de yacimiento es de aceite negro, con una densidad entre 28 y 31° API, lo cual lo clasifica como aceite ligero.

La presión original del complejo en 1973 fue de 533 kg/cm2. Con el fin de evitar una severa caída de presión en el complejo, se inició en el campo Samaria una inyección de agua en octubre de 1977. La presión declinó rápidamente hasta alcanzar la presión de saturación de 318.5 kg/cm2 en marzo de 1979. El sistema de inyección de agua se hizo extensivo a todo el complejo de 1979 a 1980.

Aun así, la presión continuó declinando y no fue sino hasta marzo de 1984 cuando se empezó a observar cierto represionamiento, principalmente en los pozos inyectores y en las áreas cercanas a los mismos; sin embargo, en el resto del complejo la presión se estabilizó desde 1984 hasta 1991.

En 1991 comenzó a declinar la presión, acentuándose a partir de 1995 con la perforación de nuevos pozos de desarrollo, la optimización de la explota-ción del complejo con el sistema artificial de BN continuo y la instalación de motocompresores a boca de pozo, llegando a alcanzar valores promedio de 218 kg/cm2 a finales de 2000. Es importante mencionar que existe un fuerte depresionamiento, razón por la cual es necesario implantar un proceso de mantenimiento de presión lo más pronto posible.

Debido a los valores de presión, se ha considerado que para optimizar la ex-plotación de estos campos es necesario implantar un proceso de inyección de nitrógeno, con el fin de establecer niveles de presión que permitan mantener la producción e incrementar el factor de recuperación final.

En la historia de producción del complejo se pueden diferenciar cinco etapas, como se observa en la figura anexa:

La primera etapa abarca el desarrollo del complejo de 1973 a 1978, durante la cual operaban 80 pozos. Se alcanzó la máxima producción en enero de 1979, con un valor de 660,000 bpd, y se mantuvo en 640,000 bpd durante todo ese año.

La segunda etapa comenzó a principios de 1980, cuando se observa una franca declinación de la producción debido al gran depresionamiento del ya-cimiento, ocasionado por los altos ritmos de extracción.

A partir de 1984 se inicia la tercera etapa, durante la cual se observó que la producción se mantuvo en aproximadamente 150,000 bpd hasta finales de 1992, para luego continuar declinando hasta alcanzar un valor mínimo de 88,000 bpd, en julio de 1994.

A partir de 1995 y hasta 2001 se presenta la cuarta etapa, caracterizada por un incremento en la producción debido principalmente a las recomendaciones emanadas de los grupos interdisciplinarios y estudios integrales de yacimien-tos, como fueron la perforación de 17 pozos intermedios y la optimización de los sistemas artificiales de producción. Con esto se logró una producción pro-

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medio diaria de 186,000 bpd, con un total de 75 pozos productores, lo cual se mantuvo hasta diciembre de 1999.

A partir de 2002 y hasta 2005 se presenta la quinta etapa, durante la cual se mantuvo la producción con la perforación adicional de 45 pozos intermedios, 117 reparaciones mayores y 279 estimulaciones. Con esto se logró una pro-ducción promedio diaria de 145,359 bpd; el total de pozos productores hasta diciembre de 2005 fue de 103, con una producción de 150,109 bpd de aceite y 248 MMpcd de gas. Se cumple la tercera etapa de perforación de pozos intermedios.

La inyección de agua residual se ubica en 38 Mbpd.

A partir de 2006 y hasta la fecha, se da el periodo de los procesos para man-tener la presión del yacimiento; se ponen en marcha los siguientes proyectos:

• Inyección de gas amargo en 60 MMpcd (noviembre 2006).

• Inyección de N2 de 190 MMpcd (julio 2008).

• Reinyección gas contaminado con N2 de 60 MMpcd (julio 2009).

• Incremento de la inyección de agua hasta 50 Mbpd.

Durante este periodo se inicia la perforación de pozos no convencionales (ho-rizontales con linerranurado, horizontales con ICD, horizontales con perfora-ción concéntrica, ICD y largas secciones).

Etapas de explotación del proyecto Samaria SomeroEl campo Samaria Terciario fue descubierto en 1960 con la perforación y termi-nación del pozo Samaria-02, el cual mostró presencia de agua en los horizon-tes inferiores y aceite pesado en los horizontes superiores, por lo que se tapo-nó. A partir de esta fecha, se comenzó una campaña agresiva de perforación que concluyó en 1972 con la terminación de 25 pozos y el cierre de algunos otros por ser productores de aceite pesado, los cuales no eran de interés en aquel entonces.

En la producción del campo Samaria Terciario, se distinguen siete etapas de explotación:

Etapa 1. Terminación de 19 pozos de producción simultánea, llegando a un nivel de producción de 3,150 bd de aceite, el valor más alto en la historia del campo. Este periodo se caracteriza por la alta perforación de pozos, declina-ción de producción de moderada a alta y presencia de producción de agua desde el inicio de la historia del campo. Para mayo de 1975, se realiza el cierre de siete pozos activos, cuando producían un total de 95 barriles de aceite y 13 barriles de agua diarios.

Etapa 2. Corresponde al tiempo de cierre total del campo, desde 1972 hasta 1978.

Etapa 3. A finales de 1980, se inicia un periodo de producción caracterizado por una alta incertidumbre, debido a que el perfil no presenta ninguna declina-ción y todos los pozos muestran la misma tendencia.

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Etapa 4. Después de otro periodo de cierre de producción que duró aproximada-mente año y medio, se inicia esta etapa, que arranca con un incremento en la pro-ducción aunque, a la vez, una declinación acelerada de la misma a consecuencia del cierre de muchos pozos por el incremento de la entrada de agua en muchos de los intervalos productores.

Etapa 5. Se inicia a partir de 1995 con la intervención de algunos pozos, entre ellos Samaria-13, Samaria-17 y Samaria-22. En un principio se obtuvieron buenos resultados, aunque se observó una fuerte declinación de la producción.

Etapa 6. Inicia a partir de 2001; se observa un incremento en la producción de aceite y gas, debido a las intervenciones realizadas en ocho pozos.

Etapa 7. Inicia a partir de julio de 2007 y se caracteriza por una intensa perforación de pozos direccionales, con resultados favorables.

Componente Magallanes-OgarrioLa componente Magallanes-Ogarrio se encuentra en desarrollo desde 1928; sus yacimientos corresponden a areniscas del Terciario, con excepción del campo Cerro Nanchital que pertenece al KI. Los hidrocarburos producidos tienen una densidad promedio de 33 °API, lo cual contribuye a enriquecer la mezcla mexica-na de crudo de exportación.

Se han establecido actividades estratégicas para desarrollar los campos que lo integran, realizar reparaciones mayores a los pozos, construir la infraestructura correspondiente y dar el mantenimiento oportuno a pozos e instalaciones.

El comportamiento histórico de la producción de la componente Magallanes-Ogarrio se puede dividir en tres etapas de producción, las cuales se describen a continuación:

Etapa 1 (1928-1978). Comenzó con el desarrollo de los campos productores de aceite y gas Tonalá (1928), El Burro (1931), El Plan (1931), Ogarrio (1957), Sánchez Magallanes (1957), Cinco Presidentes (1960), San Ramón (1967), Blasillo (1968), Cuichapa (1970), Rodador (1971) y Bacal (1976), acon lo cual se aumenta la pro-ducción de manera considerable a una máxima producción histórica en 1972 de 171 Mbpd de aceite y 252 MMpcd de gas.

Etapa 2 (1979-2002). Periodo de fuerte declinación por falta de inversión presupuestal.

Etapa 3 (2003-2011). En esta etapa se realiza la perforación de pozos intermedios y reparaciones mayores en los campos Ogarrio, Cerro Nanchital, Rodador, Blasi-llo, San Ramón y Cinco Presidentes. También se inicia el desarrollo de los cam-pos Guaricho y Nelash, se descubren y desarrollan los campos Rabasa, Cinco Presidentes (bloque adyacente y Brillante), además de diversificar y optimizar los sistemas artificiales de producción.

El resumen cronológico de los campos más importantes se menciona a continuación:

El campo El Plan fue descubierto con la perforación del pozo Plan-1. La explo-tación de este campo se inicio a partir de 1931 y produce dos tipos de aceite, ceroso y no ceroso.

Se han establecido actividades estratégicas

para desarrollar los campos que integran el Componente

Magallanes-Ogarrio: realizar reparaciones mayores a los pozos,

construir la infraestructura correspondiente y dar el

mantenimiento oportuno a pozos e instalaciones.

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El campo Moloacán fue descubierto con la perforación del pozo Moloacán-2 en 1948. La producción de este campo proviene de arenas someras.

El campo Sánchez Magallanes fue descubierto 29 de diciembre de 1957 con la perforación del pozo Sánchez Magallanes-3, como productor de aceite; laz producción inicial fue de 145 bpd en sedimentos arenosos del Mioceno supe-rior-Plioceno inferior Encanto.

El campo Ogarrio fue descubierto con la perforación del pozo Ogarrio-1, termi-nado y abierto a producción el 23 de mayo de 1957.

El campo Cinco Presidentes fue descubierto el 1 de mayo 1960 con la per-foración del pozo yucateco-1, en sedimentos arenosos del Mioceno inferior Encanto con una producción inicial de 302 bpd.

El campo Cerro Nanchital fue descubierto con la perforación del pozo Cerro Nanchital-1, en el mes de junio de 1960. Este pozo se determinó como produc-tor de aceite y gas en formaciones del KS.

El campo La Central fue descubierto con la perforación del pozo La Central-1, en 1960. Este pozo resultó productor de gas seco en la formación Paraje Solo, y su explotación se inició en septiembre de 1991. El yacimiento Filisola es pro-ductor de aceite y gas y se comenzó a explotar en marzo de 1997 a través del pozo La Central-404.

El campo Otates fue descubierto el 2 octubre de 1965 con la perforación del pozo Otates-1 como productor de aceite, con una producción inicial de 190 bpd en sedimentos arenosos del Mioceno superior-Plioceno inferior Encanto.

El campo Cuichapa fue descubierto con la perforación del pozo Cuichapa-1 en ju-nio de 1965, resultando productor de aceite y gas. Este campo contiene yacimien-tos de gas húmedo, mismos que iniciaron su explotación en septiembre de 1987.

El campo Blasillo fue descubierto el 26 de octubre de 1966 con la perforación del pozo Blasillo-2, terminado y abierto a producción en diciembre del mismo año con una producción inicial de 259 bpd.

El campo Arroyo Prieto inició su explotación en agosto de 1966 con la termina-ción doble del pozo Arroyo Prieto-2.

El campo San Ramón fue descubierto el 22 de agosto 1967 con la perforación del pozo San Ramón-1, el cual mediante registros reveló la presencia de cuer-pos arenosos impregnados; sin embargo, resultó con accidente mecánico, por lo que se perforó el pozo San Ramón 1-A a fin de explotar los yacimientos, resultando productor de aceite con una producción inicial de 530 bpd.

El campo Rodador fue descubierto el 1 de junio de 1971 con la perforación y terminación del pozo Rodador-1, como productor de aceite con una produc-ción inicial de 320 bpd, sedimentos arenosos del Mioceno superior-Plioceno inferior Encanto.

El campo Concepción fue descubierto con la perforación del pozo Concepción 38-A, iniciando producción comercial de hidrocarburos en septiembre de 1976.

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El campo Bacal fue descubierto con la perforación del pozo Bacal-1. En este campo se explotan las formaciones Paraje Solo y Filisola a partir de 1977 y 1978, respectivamente.

El campo Guaricho fue descubierto con la perforación del pozo Guaricho-1, con un aforo inicial de 1,547 bpd. En este campo se explotan las formaciones Plioceno-3A y 19A a partir de diciembre de 2003.

El campo Tiumut fue descubierto con la perforación del pozo Tiumut-1 en los intervalos 3,439-3,446, pertenecientes a las formaciones Plioceno-A-4, abier-to a producción el 14 de febrero del 2007, con una producción de 906 bpd y 0.897 MMpcd.

El campo Nelash fue descubierto con la perforación del pozo Nelash-1 en el mes de agosto de 2006. Se terminó en los intervalos 4,455-4,470 perte-necientes a la a la formación Encanto A-4, actualmente cerrado por falta de infraestructura.

Con el componente de exploración Cuichapa se pretende incorporar reservas de alta productividad en carbonatos dolomitizados y fracturados, asociados a la tectónica salina del Mesozoico, y dar certidumbre a los recursos prospectivos de los plays terciarios subsalinos y suprasalinos, en la cuenca salina del Istmo.

En lo que respecta a la inyección de vapor, hasta el mes de abril de 2012 se han evaluado todos los pozos en frío, es decir sólo se operaron con sistema artificial, ya sea BM o BCP. De estos pozos, tres sólo tienen un ciclo de inyec-ción y, los otros cinco, dos ciclos de inyección de vapor.

Se han tenido diferentes problemas para realizar el siguiente ciclo de inyec-ción, ya que en los pozos que tienen únicamente un ciclo esto obedece a problemas en el aparejo o, en el caso del Samaria-915, a un disparo de arena con alto corte de agua. Se programó una reparación mayor con equipo en septiembre de 2012. En el siguiente cuadro se muestran los resultados de la prueba piloto en frío y con inyección de vapor.

Pozo Arena Espesor (m)

Densidad (°API)

Viscosidad cp (am)

Qon Frio bl/día

Np frio bls Toneladas vapor inyectadas

Qon 1/2” bl/día

Np caliente bls RPV B/Ton

Días operando en caliente

Sam-916 A-4 51 9 6,329 125 2,755 2,477 258 53,275 23 183

Sam-948 A-4 y A-6 41 9 8,638 67 12,794 4,955 535 118,638 24 155

Sam-922 A-6 30 8 13,818 78 11,190 3,930 554 83,051 21 136

Sam-913H A-1 326 Long 5 23,234 268 16,725 8,730 579 65,049 7.4 94

Sam-901 A-1 y A-4 38 9 4,505 278 42,978 8,096 1,076 54,017 7 64

Sam-915 A-1 y A-4 88 8 17,691 49 11,441

Sam-915H A-4-2 322 10 1,948 399 24,115

Total 121,997 28,188 374,029

En lo que respecta a la masificación de la inyección de vapor, se han perfora-do siete de los 51 pozos programados, a los cuales ya se les realizó un ciclo de inyección de vapor.

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Los resultados no han sido los esperados ya que, en la mayoría de los pozos, se han registrado problemas en las cementaciones; por consiguiente, al inyectar el vapor, éste se canaliza, lo que provoca que se produzca el agua de la formación.

Los pozos faltantes de perforar (44) se tienen programados para 2012 y parte de 2013. En lo que respecta a las arenas de aceite pesado, se han perforado de enero a abril de este año 24 pozos de 68, y ocho de 26 reparaciones ma-yores con equipo, con una producción promedio hasta abril de 13,800 bpd.

Considerando los resultados obtenidos, se plantea implementar una estrategia orientada a incrementar los niveles de producción y los factores de recupera-ción mediante la reactivación de campos maduros, a través de la perforación de pozos intermedios en campos existentes y en bloques adyacentes con zonas con potencial de contener hidrocarburos (Ogarrio, Sánchez Magallanes, San Ramón, Guaricho, Blasillo y Los Soldados) así como concretar el desarrollo de campos nuevos (Rabasa, Brillante y Cinco Presidentes - bloque adyacente).1

iv. Subdirección de Producción Región Marina SuroesteProyecto integral Ayin-AluxLos campos Ayin y Alux, contemplan la explotación de tres yacimientos, dos en el campo Ayin pertenecientes a las formaciones Cretácico y Jurásico y uno en el campo Alux, perteneciente a la Formación Cretácico, cuyas característi-cas son las siguientes:

• Similitud en las características de la roca y fluidos.

• Alta energía en los yacimientos.

• Formación mesozoica.

• Infraestructura de explotación compartida.

Están clasificados de acuerdo con sus fluidos, como aceite y gas disuelto de bajo encogimiento, con una reserva 2P certificada al 1 de enero de 2012 de 135.41 MMbpce de 23° a 28 °API, respectivamente.

Descripción técnica de los campos Campo Ayin (geología estructural)El campo Ayin se localiza en una estructura anticlinal asimétrica, con orienta-ción del eje principal noreste-sureste. La estructura está afectada por fallas inversas paralelas al eje principal de la misma. El sistema de fallas presente fue originado principalmente por esfuerzos tectónicos compresivos y ninguna se considera barrera al flujo, ya que el espesor bruto y neto es de 600 y 300 m, respectivamente.

YacimientosEl campo Ayin está formado por dos yacimientos, uno a nivel Cretácico y otro a nivel JSK.

1 Fuente: Diseño de Proyectos, Activo de Producción Samaria-Luna, Cinco Presidentes y Exploración cuencas del Sureste Terrestre.

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El yacimiento del Cretácico tiene un área aproximada de 13.5 km2. Está clasifi-cado de acuerdo con sus fluidos como de aceite y gas disuelto de bajo enco-gimiento, con presión inicial de 965 kg/cm2, presión de saturación de 144 kg/cm2 a la temperatura de 155° C y densidad de 24 °API. La roca almacenadora es de excelente calidad, constituida básicamente de calizas naturalmente frac-turadas y bajo contenido arcilloso, con porosidad de 4 al 7% y Sw de 10 a 25%. El cuadro siguiente presenta las principales características de este yacimiento.

Asimismo, el yacimiento JSK tiene un área de 6.5 km2, la roca almacenadora está constituida por wackestone-packstone de oolitas dolomitizadas y fractu-rado, con una porosidad de 5 al 9%, Sw de 21%, impregnado de aceite de 23 °API y temperatura de fondo de 166° C.

Campo Alux (geología estructural)La estructura del campo Alux corresponde a un anticlinal asimétrico en el KM, cuyo eje principal tiene una orientación norte-sur, afectada principalmente por fallas pequeñas al noroeste y al sureste, originadas por una intrusión salina compresiva.

YacimientoEl yacimiento del campo Alux es de edad KM, con un área de 4.5 km2 y espe-sor neto de 85 m. El yacimiento se clasifica como de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento, con presión inicial de 974 kg/cm2, presión de saturación de 112 kg/cm2 a la temperatura de 140 °C y densidad de 28 °API.

La roca almacenadora es de buena calidad, constituida básicamente de rocas carbonatadas naturalmente fracturadas y bajo contenido arcilloso, con porosi-dad de 8% y Sw de 27%.

Las principales características de los yacimientos mencionados se muestran en el cuadro siguiente.

Proyecto integral Ayin-Alux, propiedades básicas de los campos Características Ayin Ayin Alux Unidades

Año de descubrimiento 1992 1992 1990 ---Formación Cretácico JSK Cretácico ---área de ROA 2P 13.5 6.5 4.5 km²Litología/Tipo de roca Caliza fracturada Caliza dolomitizada Caliza fracturada ---Cima del yacimiento 5,365 6,255 4,900 (mVbnm)Contacto w/o original/actual 5950*Marca de registros N/D N/D (mVbnm)Plano de referencia 5,840 6,265 5,148 (mVbnm)Espesor neto 169 14 85 (m)Porosidad promedio 4 -7 5 - 9 8.0 %Swi 20 21 27 %Tipo de yacimiento Aceite negro Aceite negro Aceite negro ---Presión inicial 965 1,000 974 (kg/cm²)Presión de saturación 144 144 112 (kg/cm²)Presión actual 965 1,000 961 (kg/cm²) @Dic.-2011Temp. de yacimiento 155 166 140 (°C)Permeabilidad 11 125 165 (mD)Fac. de vol. del aceite 1.18 1.21 1.24 (m3/m3) @ PbDensidad 24 23 28 (°API)

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Proyecto integral ChucEl proyecto integral Chuc es el más atractivo en el activo de producción Abkatun-Pol-Chuc por el volumen de reservas y de producción que puede ofrecer en el corto, mediano y largo plazos. Su propósito es recuperar una reserva remanente de 323 MMb de aceite y 603 MMMpc de gas natural en categoría 2P (probada más probable), durante el periodo 2012 a 2027, alcanzando una plataforma de producción de 137 Mbd de aceite en 2014 y 260 MMpcd de gas en 2015.

Los campos que integran el proyecto producen aceite ligero entre 23° y 45 °API, los cuales se encuentran cercanos a instalaciones de producción instaladas; los campos por desarrollar son de mediana volumetría y presentan buenas condi-ciones de flujo natural; su yacimientos producen en las formaciones brecha del paleoceno, del cretácico y del JSK, con buenas propiedades petrofísicas.

Una ventaja para el proyecto es que cuenta con un centro de proceso para brindar energía adicional a los pozos y yacimientos a través de un sistema de BN y de recuperación mejorada con inyección de gas, para garantizar el perfil de producción ofrecido en el proyecto propuesto. A continuación se describen las principales actividades incluidas en el proyecto:

Campo ChucDebido a la avanzada etapa de explotación del campo Chuc, en 2013 será implantado un proceso de recuperación mejorada mediante inyección de gas en el bloque este del mismo campo; esta estrategia permitirá disminuir la de-clinación de su presión e incrementar el factor de recuperación final. Por otra parte, se adiciona la perforación del pozo Chuc-68, para explotar un volumen de reserva no drenado por los pozos actuales del bloque este.

Campo KuilSe propone un ajuste en la estrategia para el desarrollo de este campo, con-sistente en la utilización de dos equipos de perforación operando en paralelo en cada una de dos plataformas: Kuil-A y Kuil-B. Con esto se duplican los frentes de perforación y se reduce el tiempo para la entrada en producción de los pozos.

Campo HomolEl campo Homol ha alcanzado a la fecha una producción máxima de 48 Mbd y el análisis de su comportamiento presión-producción hace evidente que se requiere un mayor número de pozos para acelerar la recuperación de sus re-servas de aceite y gas. Para los otros campos: Tumut, Chuhuk y Etkal-1, al contar con menor área de yacimiento y volumetría, su propuesta permanece prácticamente sin cambios con respecto al proyecto autorizado.

Campo Chuc (configuración estructural)El campo tiene una extensión aproximada de 43 km² y su estructura está definida por una trampa de tipo anticlinal con orientación noreste-suroeste; el contacto agua-aceite original se definió a la profundidad de 4,141 mvbnm (metros vertica-les bajo el nivel del mar). Las formaciones productoras del campo son, Brecha Paleoceno-KS, KS, KM y KI, siendo la de mayor importancia la Brecha Paleoceno-Cretácico superior (BP-KS), con porosidades que fluctúan entre 9 y 15%.

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Una característica fundamental del campo es la presencia de una intercala-ción salina que tiene la misma orientación de la estructura y divide al campo en dos bloques, este y oeste.

Modelo estratigráficoLas rocas del mesozoico, son principalmente carbonatadas, las cuales fueron depositadas en un ambiente predominantemente transgresivo, desarrollándo-se diferentes ambientes sedimentarios, siendo éstos someros durante el JSK, profundos de cuenca en el Tithoniano y de talud en el Cretácico. La secuencia sedimentaria Cenozoica consiste principalmente de una gruesa columna de sedimentos siliciclásticos marinos que no han sido incluidos en el análisis. La columna estratigráfica del campo Chuc va del Pleistoceno hasta el JSK.

De 31 pozos perforados, sólo cinco alcanzaron rocas del Jurásico, el resto cortaron el KI. Son notorias las discordancias del Oligoceno medio-inferior y KS; esta última es difícil de diferenciar dadas las condiciones de la roca, que muestra fuerte dolomitización, por lo que no es posible ubicarlas en tiempo geológico con fauna, únicamente se logró diferenciar por registros. A nivel terciario se encuentra una intrusión salina que afecta a diferentes horizontes y fue atravesada por 14 pozos.

Las edades asociadas a las unidades litológicas diferenciadas han sido dadas sólo por correlación con la columna regional, basadas en las cimas obtenidas de los reportes de perforación de pozos y fueron ajustadas por correlación con registros geofísicos, sin haberse realizado isotopía de las mismas debido a que no se observaron variaciones fuertes en las cimas, o porque la columna está muy dolomitizada y no se observó fauna muy representativa para ubicar-las en tiempo geológico.

Las correlaciones por registros son aceptables y fueron corroboradas con litolo-gía. La brecha presente es productora de hidrocarburos, pero su calidad como roca almacén es aún mayor hacia el noreste por el tipo y tamaño de los clastos; esta variación es perceptible también en el campo, aunque en menor escala, lo cual puede ser la causa de la variación en la producción entre los dos bloques del campo, así como por el grado de fracturamiento que se presentan.

Modelo sedimentológicoLos ambientes de depósito varían de plataforma a cuenca. En la secuencia, se presentan dos discordancias mayores, las del Cretácico-Terciario y Oligoceno-Mioceno. En el Cretácico, con el apoyo de la información de pozos (sísmica, núcleos y registros geofísicos) del área marina y de la plataforma de yucatán, se puede postular el modelo de sedimentación del campo.

Para definir los ambientes de sedimentación de los carbonatos del cretácico se tomó el modelo que divide a las plataformas carbonatadas en nueve facies distintas, lo que permite establecer con base en criterios petrológicos y petro-gráficos las zonas preferenciales de sedimentación carbonatada dentro de un modelo idealizado de depósito. La plataforma calcárea en el área de yucatán presenta una sedimentación de ambientes predominantes de laguna hacia su interior y de borde de plataforma en la periferia. En la figura siguiente se mues-tra el ambiente de depósito, según Wilson.

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AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE J. L. WILSON, 1975.

Modelo petrofísicoEl yacimiento consta de una formación carbonatada con diferentes grados de fracturamiento y porosidad por disolución. La evaluación petrofísica se efec-tuó utilizando información de 29 pozos. Se contó con registros geofísicos en agujero abierto y registros de imágenes para la evaluación de la porosidad secundaria, así como de núcleos.

Campo PolEl campo Pol cuenta con dos formaciones productoras:

• La principal formación productora es la brecha calcárea de edad Pa-leoceno-Cretácico superior (BP-KS)

• La segunda formación productora está constituida por calizas, de tipo calcarenitas de edad KS).

La tercera formación productora se encuentra a nivel Mioceno, perteneciente al campo Uchak, y está constituida por arenas arcillosas, productoras de gas seco.

Modelo petrofísicoEl yacimiento Uchak está constituido por una formación siliciclástica con poro-sidades promedio de 24% y saturaciones de agua de 31%. La evaluación pe-trofísica se efectuó utilizando información de un pozo. Se contó con registros geofísicos en agujero abierto y se calibró con núcleos del pozo.

Modelo estructuralLa principal formación productora del campo Pol es la Brecha Paleoceno, donde el contacto original agua-aceite se definió a la profundidad de 3,960 mvbnm y el

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contacto actual se ubica a 3,730 mvbnm. El yacimiento del campo Pol está forma-do por una trampa de tipo estructural estratigráfica, geológicamente se ubica en la plataforma continental del Golfo de México, provincia marina de Campeche. La roca almacén está formada por una brecha calcárea dolomitizada y fracturada de edad Paleoceno-KS y por una caliza calcarenítica de edad KS.

La estructura del campo Pol está formada por un anticlinal simétrico; el eje principal es de aproximadamente 7 km y el menor de 5 km, con orientación noroeste-sureste. La porción noroeste y el flanco sur se encuentran limitados por fallas inversas con caídas hacia el centro de la estructura que seccionan parte de ésta a nivel brecha, disminuyendo su efecto en las rocas del Jurásico.

Modelo estratigráfico La columna estratigráfica cortada en el campo Pol va del Jurásico superior al reciente. El JSK, está constituido por intercalaciones de dolomías que van de micro a mesocristalinas, de areniscas de cuarzo de grano fino, lutitas arenosas bentoníticas, y es considerada una de las rocas generadoras. El KI y medio tienen espesores de 585 a 660 m y se caracterizan por una intercalación de carbonatos de mar abierto euxínico con carbonatos del mismo ambiente, así como flujos submarinos y brechas sedimentarias entre el KS y el Paleoceno inferior. En el límite KS-Paleoceno inferior se tienen brechas carbonatadas con espesores de 50 a 150 m, formadas por clastos de calizas dolomitizadas con porosidades por fractura, disolución y de matriz. Los procesos diagenéticos que afectaron a estas rocas incrementaron su porosidad y permeabilidad, convirtiéndolas en el principal yacimiento del campo Pol.

En el KS se tiene una secuencia de rocas carbonatadas arcillosas con calca-renitas bien definidas por su respuesta de rayos gamma. El Terciario es muy potente, con espesores de 2,800 a 3,725 m y está formado por intercalaciones de lutitas bentoníticas, lutitas arenosas, areniscas arcillosas y calizas (muds-tone-wackestone).

Modelo petrofísicoEste modelo consistió en la obtención de los principales parámetros petrofísi-cos estáticos para posteriormente calcular los espesores netos del yacimiento. Finalmente se identificaron y delimitaron las unidades de flujo, que sirvieron de base en la fase de simulación numérica del yacimiento. El yacimiento Brecha Paleoceno consiste en una formación carbonatada con diferentes grados de fracturamiento y porosidad por disolución. La evaluación petrofísica consis-tente se efectuó utilizando información de 30 pozos. Se contó con registros geofísicos en agujero abierto. Se han adquirido registros de imágenes de las paredes de pozos para la evaluación de la porosidad secundaria.

Campo BatabEl campo Batab se localizada sobre la plataforma continental del Golfo de México, aproximadamente 117 km al noreste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, en el municipio de Paraíso, Tabasco, en un tirante de agua de 46 m.

El campo inició su explotación en diciembre de 1986 con el pozo Batab-3, produciendo aceite de 32 °API de la formación JSK. Posteriormente, en abril de 1990, se empezó a explotar la formación brecha con la perforación y termi-

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nación del pozo Batab-23. Actualmente del campo se obtiene una producción promedio mensual de 4.85 Mbd y 2.13 MMpcd a través de siete pozos produc-tores, de los cuales cinco están fluyendo con apoyo del sistema de BN.

Modelo estructuralGeológicamente el campo Batab se ubica en la provincia marina de Coatza-coalcos. Se divide en tres yacimientos: BP-KS, JST y JSK. La roca almacén está constituida por calizas dolomitizadas en el Jurásico superior y la BP-KS constituida por rocas carbonatadas.

Los yacimientos se encuentran en trampas de tipo combinado para el Jurásico superior y de tipo estructural para la brecha del KS. La extensión del campo es de 9.2 km2, con un espaciamiento entre pozos de 800 m. El campo Batab es un anticlinal alargado con orientación noroeste-sureste, que denota el estilo estructural de tipo compresivo. Se encuentra afectado en sus flancos norte y sur por fallas de tipo inverso, con orientación paralela al eje mayor de la es-tructura identificada. En la siguiente imagen se puede observar una sección sísmica a lo largo del campo Batab.

Modelo estratigráficoLa columna estratigráfica para el campo Batab va del Jurásico superior al reciente-Pleistoceno. El JSK está constituido por intercalaciones de dolomías, micro a mesocristalinas, de areniscas de cuarzo de grano fino, lutitas arenosas y bentoníticas. En el campo Batab, el JSK se caracteriza por una secuencia de carbonatos tipo wackestone y packstone con intercalaciones de terrígenos. El JST está formado por lutitas negras bituminosas con intercalaciones de cali-zas arcillosas bituminosas. Esta roca se considerada la roca generadora.

El KI se caracteriza por ser un mudstone café grisáceo, criptocristalino, com-pacto, con micro fracturas selladas por calcita con nódulos y laminaciones de pedernal. El KS está constituido por mudstone-wackestone, con algunas intercalaciones de packstone de intraclastos y bioclastos, y delgadas interca-laciones de mudstone-wackestone ligeramente arcillosos en partes cretosas con pequeños nódulos de pedernal, así como laminaciones de bentonita.

La formación brecha paleoceno KS está constituida por litoclastos de mudsto-ne-wackestone, packstone de intraclastos y bioclastos.

Modelo petrofísicoEste modelo consistió en la obtención de los principales parámetros petrofísi-cos estáticos: porosidad, Sw y volumen de arcilla, así como en la determina-ción de los valores de corte de estos parámetros; posteriormente se calcularon los espesores netos del yacimiento.

Finalmente se identificaron y delimitaron las unidades de flujo, que sirvieron de base en la fase de simulación numérica del yacimiento, esto se realizó de forma similar a la explicada en los campos Pol y Chuc.

Campo TumutEl campo Tumut se encuentra ubicado 80 km al noroeste de Ciudad del Car-men, Campeche.

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Modelo estructuralEl campo Tumut está constituido por un anticlinal dómico alargado con orien-tación noroeste-sureste, limitado al norte-sur por dos fallas inversas que con-vergen entre sí, influido por intrusiones de anhidrita y sal, interpretadas sísmi-camente por debajo del JSK.

El estilo tectónico es compresivo e influido por empuje salino, ocasionado por diapiros e inyecciones salinas, dando como resultado la formación de bloques plegados, con orientación noroeste-sureste.

Modelo estratigráficoLa columna estratigráfica atravesada por los pozos en este campo comprende rocas que varían en edad, desde el reciente Pleistoceno hasta el JSK. El JSK está constituido por capas de dolomías meso a macro, con porosidad prima-ria intergranular, secundaria intercristalina, en cavidades de disolución y en macrofracturas parcialmente selladas por dolomías de 5-6%, con delgadas intercalaciones de capas de mudstone, wackestone y anhidrita blanca.

Modelo petrofísicoEl análisis de registros se efectuó utilizando todas las curvas de los registros geofísicos disponibles de pozos. Antes de su procesamiento fueron corregi-dos y normalizados; para la evaluación del yacimiento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densi-dad, sónico de porosidad y especiales.

También se utilizó el análisis de núcleos para calcular los valores de m y n en la interpretación petrofísica. Otra variable usada es la resistividad del agua (Rw). Con base en el análisis de muestras de agua, se usó una salinidad de 170,000 ppm de cloruros con una temperatura del yacimiento de 142 °C.

Campo HomolEl campo se ubica aproximadamente 61 km al noroeste de Ciudad del Car-men, Campeche, en aguas territoriales del Golfo de México, teniendo como límite oriental más cercano el borde de la falla Frontera que forma la cuenca de Macuspana. El tirante de agua es de 24 m.

Geología estructuralLa columna geológica del pozo Homol-1 abarca sedimentos del KM al recien-te-Pleistoceno. Las cimas de las formaciones se determinaron empleando la información paleontológica, litológica y de registros geofísicos.

La litología del KS-KM está constituida por una dolomía café claro a crema, microcristalina, de aspecto sacaroide, con impregnación de aceite residual y porosidad secundaria intercristalina. Se ha identificado la presencia de 30 a 40% de mudstone-wackestone dolomitizado, con porosidad secundaria inter-cristalina y trazas de marga bentonítica, gris verdoso. El paleoceno se com-pone por margas de color gris verdoso y café rojizo semiduras, con presencia de mudstone-wackestone dolomitizado compacto y packstone dolomitizado semicompacto.

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El reciente-Pleistoceno se distingue por intercalaciones de arenas de cuarzo gris claro a oscuro, de grano fino a medio, subredondeados y subangulosos mal clasificados, regularmente cementadas con material arcillo-calcáreo y lu-tita calcárea gris claro y gris verdoso suave.

Modelo petrofísicoDel análisis petrofísico se concluye que el campo está constituido por calizas calcáreas del KS Paleoceno, con un espesor que fluctúa entre 100 y 120 m. Es un yacimiento naturalmente fracturado de aceite ligero, con una porosidad promedio de 8% y una Sw promedio de 19%. La permeabilidad estimada a través de pruebas de variación de presión es del orden de 17.4 mD.

Campo CheEl campo Che se localiza aproximadamente 115 km al noreste de la Terminal Marítima de Dos Bocas en la plataforma del Golfo de México, en la zona de aceite ligero.

Modelo estructuralEstá definido por una estructura de tipo anticlinal con orientación noreste-su-roeste, con aproximadamente 4.2 km de longitud y una amplitud que varía de 2 a 4 km, limitado en su flanco noreste por una falla normal de rumbo noreste-suroeste, además cortado por otra falla normal situada al noreste con rumbo noroeste-surested. Dicha falla al suroeste afecta a sedimentos del cretácico y terciario, con límite físico estimado en 4,562 mvbnm. El campo cubre una ex-tensión de 13.3 km cuadrados y tiene un espesor neto impregnado de 46.5 m.

Modelo estratigráficoLa columna geológica atravesada por el pozo comprende rocas sedimentarias que van del JSK al reciente Pleistoceno, así como la presencia de evaporitas a 6,510 mvbmr. A través de la columna geológica se presentan dos discordan-cias, una que corresponde al KS-Paleoceno inferior y la otra entre el Oligoceno superior y el Mioceno inferior.

La formación productora Brecha Paleoceno está constituida básicamente por caliza dolomitizada con mínima cantidad de arcilla, con porosidad primaria y secundaria de tipo vugular y escasas fracturas.

El reciente-Pleistoceno se distingue por intercalaciones de arenas de grano fino a medio, subredondeados y subangulosos mal clasificados, regularmente cementada en material arcillo-calcáreo y lutita calcárea gris claro y gris ver-doso, suave.

Modelo petrofísicoPara el análisis se utilizaron los registros geofísicos disponibles de pozos que fueron corregidos y normalizados antes de su procesamiento; para la evalua-ción del yacimiento se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Che-1.

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Campo KuilEl pozo está ubicado a 55 km de Ciudad del Carmen, Campeche, en aguas territoriales del Golfo de México, y alcanzó una profundidad de 5,438 mv en un tirante de agua de 29 m. El objetivo fue evaluar el potencial del JSK, el cual resultó invadido de agua salada. La brecha BP resultó productora de aceite ligero de 37.5 ºAPI.

Modelo estructuralLa estructura de este campo corresponde a un anticlinal alargado, dividido en dos bloques por una falla normal con caída hacia el norte. Esta estructura está delimitada al occidente por una falla normal regional. Forma parte de un alineamiento escalonado de estructuras noreste-suroeste que han resultado productoras de aceite y gas (Etkal-1, Etkal-101 y Kay-1).

La trampa del yacimiento es de edad KS del tipo estructural y está representa-da por un anticlinal alargado orientado de noreste a suroeste, con cierre contra falla normal hacia el poniente; como cierre principal de la estructura se tiene como límite convencional, la cota de 4,657 mvbnm.

Modelo estratigráficoLa secuencia litoestratigráfica perforada en este campo está constituida por ro-cas sedimentarias arcillosas, siliciclásticas, carbonatadas y dolomitizadas que varían en edad desde el reciente pleistoceno hasta el JSK. Los sedimentos de edad JSK corresponden a sedimentos arcillosos, en un ambiente lagunar.

En el JST, los sedimentos preexistentes se profundizan y se nivelan, dando paso a sedimentos carbonatados de mar abierto. La Brecha Paleoceno está constituida por fragmentos de mudstone-wackestone de litoclastos con poro-sidad secundaria e intercalaciones de dolomía mesocristalina.

La columna estratigráfica del yacimiento terciario consiste principalmente de una gruesa columna de sedimentos siliciclásticos marinos y se encuentra re-presentado por intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias de arenis-ca de diferentes tipos de grano.

La principal roca generadora de los hidrocarburos en este yacimiento es de edad JST, formada por lutitas bituminosas de color gris oscuro a negro y cali-zas arcillosas de color gris oscuro con abundante materia orgánica y de am-plia distribución regional.

A nivel regional, el sello consta de lutitas bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas del paleoceno, con un espesor que fluctúa en el área entre 180 y 200 m con amplia distribución lateral.

El yacimiento es de edad KS y está constituido por una brecha de fragmentos de dolomía microcristalina y de caliza mudstone a wackestone, de intraclastos y bioclastos, parcialmente dolomitizados. Su porosidad es secundaria e inter-cristalina, en fracturas y cavidades de disolución.

La porosidad varía de 7 a 9% y la Sw es de aproximadamente 35%.

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Modelo petrofísicoPara el análisis se utilizaron los registros geofísicos disponibles de pozos, que antes de su procesamiento fueron corregidos y normalizados; para la eva-luación del yacimiento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Kuil-1. La salinidad utilizada para la evaluación fue de 120,000 ppm, con una Rw de 0.0173 a 140°C.

Campo OnelEl campo Onel se localiza a 125 km al noreste de la TMDB, Tabasco, en aguas territoriales del Golfo de México, en un tirante de agua de 76 m.

El pozo Onel-1 se ubica en la línea sismológica 3869 y en la traza 1032 del estudio sísmico OBC Abkatun bloque B, en la porción noroccidental del pilar de Akal.

Modelo estructuralLa trampa corresponde a una estructura anticlinal con flancos de suave pen-diente orientada este-oeste, limitada en su flanco noreste por una falla inversa orientada noreste-suroeste y echado hacia el noroeste y con cierre estructural combinado por falla inversa.

EstratigrafíaLa secuencia estratigráfica cortada durante la perforación está constituida por rocas sedimentarias arcillosas, siliciclásticas y carbonatadas que varían en edad desde el reciente plio-pleistoceno hasta el JSK.

El yacimiento de edad cretácico está compuesto por una brecha constituida por wackestone–packstone gris claro a crema, en partes gris de litoclastos y bioclastos, duro y compacto, con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas y microcavidades de disolución de 5-6%, pequeñas intercalaciones de mudstones crema de aspecto cretoso, suave sin porosidad observable.

La porosidad varía de 7 a 9% y la Sw promedio es de 35% para el cretácico, mientras que para el JSK la porosidad promedio es de 9.1% y la Sw es de 22% promedio.

Modelo petrofísicoEl modelo se efectuó utilizando los registros geofísicos disponibles de pozos, antes de su procesamiento fueron corregidos y normalizados, para la eva-luación del yacimiento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como: rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Onel-1.

El exponente de cementación utilizado fue de 2, ya que no se tienen datos de laboratorio para este campo para la mojabilidad de la roca; la salinidad

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utilizada para la evaluación fue de 136,000 ppm, con una Rw de 0.0209 a 104 °C en el Cretácico.

La porosidad varía de 7 a 9% y la Sw promedio es de 35% para el Cretácico, mientras que para el JSK la porosidad promedio es de 9.1% y la Sw es de 22% en promedio.

Campo ChuhukEl pozo Chuhuk-1 está localizado 9.7 km al sur del pozo Che-1 en el punto de tiro 4160 de la línea sísmica 1068 del prospecto sísmico OBC Chukua 3-D. El pozo se perforó en un tirante de agua de 21 m, en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas de Ciudad del Carmen, Campeche.

Geología estructuralEl pozo Chuhuk-1 se encuentra en el nivel del Terciario en el flanco noroeste de un anticlinal, el cual se ve afectado hacia esta área por tres fallas inversas. En el caso del Cretácico, se encuentra dentro de una estructura anticlinal atra-vesada por una falla normal con dirección noreste-suroeste. Hacia el norte y hacia el sur está limitado por dos fallas normales cuyas trazas tienen una dirección noreste-suroeste. Hacia el noreste se encuentra la estructura del pozo Che-1 y, hacia el este, la del pozo exploratorio Chukua-1; hacia el sur se encuentra la estructura que corresponde a la localización Chich-1.

Modelo petrofísicoPara el análisis, se utilizaron los registros geofísicos disponibles de pozos que antes de su procesamiento fueron corregidos y normalizados; para la eva-luación del yacimiento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Chuhuk-1; la salinidad utilizada para la evaluación fue de 110,000 ppm.

Campos Etkal-1 y 101Los campos Etkal-1 y 101, se encuentran localizados aproximadamente a 126 km del puerto de Dos Bocas, Tabasco y 50 km al noreste de Ciudad del Car-men, Campeche, en tirantes de agua de 23 a 28 m, respectivamente.

El pozo Etkal-1 se perforó en un tirante de agua de 23 m; se encuentra en un área de aceite ligero, gas y condensado y es posible su correlación con los pozos Kay-1 y Che-1 que resultaron productores de gas y condensado en la formación BTP-KS.

Columna geológicaLa columna geológica se determinó con base en el análisis petrográfico y paleontológico de las muestras de canal y núcleos y el apoyo de las marcas eléctricas de los diferentes registros geofísicos.

La secuencia estratigráfica cortada durante la perforación del pozo Etkal-1 está constituida por rocas sedimentarias arcillosas, siliclásticas y carbonata-das que varían en edades desde el reciente Pleistoceno hasta el KI.

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Estructuralmente, la región ha sido afectada por tectónica salina, la cual ha influido en la forma anticlinal de las estructuras, donde se observa a nivel KS (Brecha), que el pozo Etkal-1 se ubica en un anticlinal de cierre propio con orientación noreste-suroeste como prolongación de un alineamiento que se inicia al noreste en el pozo Kay-1, cruza la localización Etkal-101 y continúa con una bifurcación hacia Kuil-1 y la propuesta Kuil-101; se interrumpe al occidente por una falla normal con echado al sureste y continúa hasta el pozo zinic-1.

Sobre el Terciario y sin afectar la trayectoria del pozo, se presenta un patrón general de cabalgamientos lístricos asociado a un sistema extensional pro-ducto de la gravedad por carga litostática, que origina la evacuación de las arcillas sobrepresurizadas del Oligoceno.

De acuerdo con las características de las rocas cortadas, se tiene como roca almacén a la Brecha Paleoceno-KS compuesta por mudstone a wackestone dolomítico de interclastos y biclastos, con porosidades secundarias de 6 a 12% intercristalina, en fracturas parcialmente rellenas por calcita y dolomía y en cavernas de disolución; el ambiente de depósito corresponde a talud proxi-mal, el cual presenta un espesor de 150 m.

Como roca generadora de hidrocarburos, tiene lutitas calcáreas y calizas ar-cillosas del JST con espesor promedio de 150 m y su distribución es regional. Se considera como roca sello a los sedimentos arcillo-carbonatados del Pa-leoceno, lutita gris verdosa y gris claro, bentonítica, calcárea con delgadas intercalaciones de mudstone-wackestone café claro a crema, dolomitizado compacto, y delgadas capas de bentonita verde claro. El espesor promedio es de 128 m y son de distribución regional.

La trampa estructural es un anticlinal de cierre propio con orientación noroes-te-sureste, como prolongación de un alineamiento que se inicia al noreste del pozo Kay-1 y termina al suroeste del pozo Zinic-1.

Modelo petrofísico El análisis se efectuó utilizando los registros geofísicos disponibles de pozos que antes de su procesamiento fueron corregidos y normalizados; para la eva-luación del yacimiento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Etkal-1 y 101. La salinidad utilizada para la evaluación fue de 118,000 ppm.

El campo presenta una porosidad promedio de 9% con Sw promedio de 24%.

Campo PokochEl pozo Pokoch-1 queda ubicado en aguas territoriales del Golfo de México 85 km al norte 46º oeste de Ciudad del Carmen, Campeche. El pozo Pokoch-1 se perforó a una profundidad total de 5,031 m, en un tirante de agua de 45 m.

Geología estructuralLa estructura Pokoch se presenta como un anticlinal cerrado y alargado con orientación noroeste-sureste, con dimensiones de 5.5 por 2.1 km. La delimi-

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tan dos fallas inversas con despegue en la sal y la rampa culmina en el JSK dando origen a plegamiento con anticlinales cerrados y sinclinales amplios con el mismo rumbo. El salto estructural es de aproximadamente 100 m en el lado nororiental y 50 m en el lado suroccidental, mientras que en su parte oc-cidental se presenta una falla inversa de rumbo suroeste-noreste con un salto estructural de 100 m, la cual no afecta al origen de este anticlinal.

La perforación del pozo Pokoch-1 confirmó la existencia comercial de hidro-carburos en rocas del JSK constituidas por micro y meso dolomías con som-bras de oolitas.

Modelo petrofísicoSe utilizaron los registros geofísicos disponibles de pozos que antes de su procesamiento fueron corregidos y normalizados; para la evaluación del yaci-miento, se contó con registros geofísicos en agujero abierto tales como rayos gamma, espectroscopía, doble laterolog, microesférico e inducción, además de los registros neutrón, densidad, sónico de porosidad y especiales, así como los análisis obtenidos de los núcleos cortados en el pozo Pokoch-1. La salinidad utilizada para la evaluación fue de 180,000 ppm.

El campo presenta una porosidad promedio de 6% con Sw promedio de 20%.

Campo WayilEl pozo descubridor Wayil-1 del campo se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente 65 km al noroeste Ciudad del Carmen, Campeche, con un tirante de agua de 22 m.

Geología estructuralLa estructura del pozo Wayil-1 está representada por un anticlinal casi simétri-co con una orientación noroeste-sureste y cierre propio, se alinea en el mismo tren estructural que el campo Homol.

La trampa geológica es de tipo estructural y está formada en un anticlinal limi-tado en sus flancos sureste y noroeste por fallas inversas, hacia el suroeste por una falla de desplazamiento lateral, con orientación noroeste-sureste.

La roca sello está constituida por una secuencia de lutitas con un espesor que fluctúa entre los 125 y 150 m con una extensa distribución, en parte es bentoníticas y con calizas arcillosas de edad Paleoceno inferior de amplia dis-tribución regional.

El yacimiento está constituido por rocas de dolomía microcristalina a mesocris-talina, fracturadas con porosidad intercristalina y vugular, con intercalaciones de mudstone a wackestone de foraminíferos planctónicos. La porosidad pro-medio estimada es de 4 a 8% y la Sw promedio es de 14 a 35%.

Características de los yacimientosEn el cuadro siguiente se muestran las características generales de los cam-pos que actualmente se encuentran en producción, así como los que están en programa de desarrollo en el corto, mediano y largo plazos.

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Características de los campos en programa de desarrollo

Características Chuhuk Etkal Kuil Onel

Año descubrimiento 2003 2004 2007 2006

Extensión (km²) 17 4.8 16.45 8

Espesor neto (m) 11.47 52.6 122 83

Prof. prom. (mvbnm) 4750 4315 4550 4260

Formación BP-KS BTP-KS BP JSK

Tipo de yacimiento Aceite ligero Gas y condensado Aceite ligero Aceite ligero

Pres. yac. inicial (kg/cm²) 332 296 310 404

Pres. sat (kg/cm²) 236.7 315.4 251 332

Pres. yac. actual (kg/cm²) 332 296 310 404

Densidad (API) 38 45 40 34

Permeabilidad (mD) 800 210 404 7.1

Porosidad (%) 8 9.5 8 8.9

Volumen original (mmbpce) 59 42 445 287

Reserva original 2P (mmbpce) 18.6 22.9 109.8 60.4

Fr final (%) 31 54 25 21

Proyecto integral Yaxche

El yacimiento del campo yaxche es de edad KS con un área aproximada de 30 km2 y espesor neto de 116 m. El yacimiento se clasifica como de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento, con presión inicial de 1,016 kg/cm2, y presión de saturación de 150 kg/cm2 a la temperatura de 140° C y densidad de 38 °API; en su parte terciaria, se tiene un área aproximada de 7 km² con un espesor neto de 26 m, el yacimiento se tiene clasificado como de aceite ligero y gas disuelto de bajo encogimiento, con una presión de 531 kg/cm² y una densidad de 33 °API.

El campo xanab fue descubierto en 2005 con la perforación del pozo explora-torio xanab-1, en un tirante de agua de 20 m, resultando productor de aceite y gas en rocas carbonatadas del KS y medio, con una densidad de 33 °API y una presión inicial del yacimiento de 407 kg/cm2. El intervalo productor y los aforos se muestran en el cuadro siguiente.

Campso Yaxche y Xanab. Aforo y presiones de fondo

Pozo Intervalo mdbmr

Qo bpd Qg mmpcd

RGA m3/m3

Pws kg/cm2

Pwf kg/cm2

IP bpd/psi

Ptp kg/cm2

Est Pg

yaxche-1 6155- 1,654 0.645 69 0 0 0 38 ½6180 1,496 0.589 70 1,016 577 0.24 112.5 ¼

yaxche-101 3990- 2,920 0.760 62 531 0 0 127 3/84065 0 0 0 0 0 0 0 0

xanab-1 5981- 2596 1.179 454 0 0 0 327 ¼5976 0 0 0 0 0 0 0 0

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La roca almacén en la cima del KS es de buena calidad, representada por car-bonatos de tipo brechoide con porosidades de 6 a 9%; la parte media e inferior es de buena a regular calidad, representada por carbonatos microfracturados con bajo contenido de arcilla y porosidad de 3 a 5% y Sw del 15 a 25%. En el cuadro siguiente se describen las características del yacimiento del campo yaxche Cretácico, considerando la cima a 5,570 mbnm, de acuerdo con la in-formación que proporcionó el pozo yaxche-101, probado en el intervalo 5,595-5,643 m y 5,665-5,705 m con producción de 7,800 bd; el yaxche Terciario a nivel de objetivo productor tiene su cima a 3,990 mbnm, de acuerdo con el intervalo probado 3,990-4,065 mbnm, en el mismo pozo.

Campo Yaxche. Características principales

Parámetro Unidades Cretácico Terciario

área km2 29.8 7

Cima del yacimiento mbnm 5,570 3,990

Plano de referencia mbnm 6,168 4,027

Límite inferior mbnm Convencional a 6,233 4,065

Tipo de roca Brechoide y calizas microfracturadas Arenisca

Espesor neto promedio m 115.8 26

Porosidad promedio % 4 18

Sw promedio % 20 17

Permeabilidad promedio mD 38 sep-20

A continuación se describen las características del yacimiento del campo xa-nab, considerando la cima a 5,892 mbnm, de acuerdo con la información que proporcionó el pozo xanab-1.

Campo Xanab. Características principales

Parámetro Unidades Valor

área km2 11.26

Cima del yacimiento Mbnm 5,892

Límite inferior Mbnm 5,945

Tipo de roca Mudstone-wackenstone c/porosidad primaria inter-cristalina y secundaria en fracturas con impregna-ción de aceite

Espesor neto promedio M 52

PHIE promedio % 7

Sw promedio % 32

K promedio Md 1.53

Fuente: Documento de Costo-Beneficio yaxche 2012.

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Proyecto integral Och-Uech-Kax

Tipo de proyectoÉste es un proyecto de infraestructura económica, enfocado en la construcción, adquisición y ampliación de activos fijos para la producción de hidrocarburos a largo plazo, así como los de su correspondiente mantenimiento. El objetivo de este tipo de proyectos es incrementar la vida útil o capacidad original de los ac-tivos fijos destinados a la producción de crudo a los que se refieren los artículos 18, tercer párrafo, de la Ley General de Deuda Pública y 30, segundo párrafo, de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal.

Alineamiento estratégico con respecto al plan de negocios de PEPCon el fin de incrementar la capacidad de producción de crudo que garantice el abasto al mercado nacional e internacional en los siguientes años, PEP ha establecido dentro de su plan de negocios una serie de estrategias que le per-mitirán recuperar, a partir de 2006, una reserva probada y probable certificada al 1 de enero de 2012 de 118.2 MMbpce, desglosada en 81.8 MMb de aceite ligero y 162.4 MMMpc de gas, para alcanzar una producción acumulada de 203.6 MMb de aceite de 38 °API y 410.4 MMMpc de gas en el periodo 2002-2027 de los campos Och, Uech y Kax.

Mediante operación y mantenimiento de pozos productores y desarrollo de cam-pos, incrementamos el conocimiento de los mismos con la toma de información estática y dinámica en los yacimientos, con el fin de reducir el riesgo para su explotación dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

Con el desarrollo de este proyecto se contribuye a mejorar la oferta de hidro-carburos, de acuerdo con el Programa Estratégico de Pemex Exploración y Producción y con el objetivo 15 del PND 2007-2012: “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”.

Asimismo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la exploración y produc-ción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimien-to, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”.

Características estructuralesEl proyecto Och-Uech-Kax está integrado por los campos Och, Uech y Kax, productores de aceite y gas. Geológicamente se ubica en la cuenca de Cam-peche. Las rocas almacenadoras son calizas dolomitizadas de edad JSK, los yacimientos localizados se encuentran en trampas de tipo estructural, conte-nedoras de aceite ligero de 38 °API.

La información sísmica fue recopilada en 1980 (Bloque C) y 1987 (Bloque Uech-Kokay) con 75 m de espaciamiento y 10,357 km lineales de información sísmica 3D que equivalen a 321 km². En 1999 se realizó el estudio integral de los campos Och, Uech y Kax, utilizando la información mencionada.

Con el propósito de descubrir nuevas localizaciones exploratorias, así como para la reinterpretación de los campos en desarrollo, se adquirió una nueva sísmica denominada Tabal 3D el 5 de mayo de 2004, con el propósito de que cubra los tres yacimientos (equivalente a un área de 1,230 km²).

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En este contexto y para contribuir a lograr las metas establecidas en la Región Marina Suroeste, el Proyecto integral Och-Uech-Kax tiene como productores: cinco en el campo Och, tres en Uech y uno en Kax, al 31 de julio de 2012.

Campo Och (geología estructural)El campo Och es una estructura anticlinal alargada (figura siguiente) se mues-tra la extensión a real es de aproximadamente 7.4 km2, la cual muestra rasgos predominantes de una deformación compresiva como se muestra en la sec-ción estructural.

Se aprecian dos sistemas principales de fallas en el área, uno de tipo inverso asociado a los esfuerzos compresivos que se observan en la parte sureste y noroeste del campo, y otro de tipo normal asociado a un cuerpo salino que se encuentra levantando la estructura en su parte central, donde tenemos el mayor desarrollo del campo, que está limitado al norte por una falla normal, mientras que al sur está limitado por una falla inversa. La estructura se divide en tres bloques de acuerdo con la ubicación de los pozos del campo.

Campo UechLa estructura del campo Uech está representada por un anticlinal alargado. Sus flancos están limitados por fallas inversas, las cuales presentan una di-rección paralela al eje de la estructura. Internamente se encuentra una falla inversa paralela a las fallas principales del campo.

Campo KaxEl campo Kax es una estructura anticlinal, ligeramente alargada y limitada por fallas inversas, con echados encontrados, que corren paralelas al eje de la estructura.

Este modelo estructural fue generado a partir de la interpretación geológica-geofísica del cubo sísmico 3D, utilizando los registros de velocidades de los cuatro pozos que se han perforado en el campo; adicionalmente se ha in-tegrado el modelo geocelular con esta información, complementado con los

CONFIGURACIóN ESTRUCTURAL JSK, CAMPO OCH

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datos geológicos, geofísicos y de petrofísica obtenida de los núcleos que se han cortado en este campo.

Características del yacimientoEl campo Och fue descubierto por el pozo Och-1B en el año de 1989, con una presión inicial de yacimiento de 669 kg/cm²; el campo Kax fue descubierto por el pozo Kax-1 en 1993, con una presión inicial de yacimiento de 681 kg/cm²; y el campo Uech fue descubierto por el pozo Uech-1 en 1986, con una presión inicial del yacimiento de 706 kg/cm². Estos pozos resultaron productores de aceite y gas en rocas carbonatadas de la formación JSK.

Las presiones actuales para los campos Och, Uech y Kax (363, 522, 508 kg/cm² respectivamente) se encuentran por arriba de su presión de saturación, siendo atractivos para continuar con su proceso de explotación por compor-tamiento primario. La calidad de los hidrocarburos de estos campos corres-ponde a la clasificación de aceite ligero con una densidad de 38 °API —aceite clasificado como del tipo Istmo, de alto valor comercial. A continuación se detallan las características de los campos.

Características de los campos

Descripción Och Uech Kax

área (km²) 7.28 7.45 7.46

Cima del yacimiento (mvbnm) 4,555 4,611 4,291

Tipo de yacimiento Aceite volátil Aceite volátil Aceite volátil

Contacto agua-aceite original/actual (mvbnm) 4,750/4,684 5,070/4,820 5,020/4,620

Litología/tipo de roca Caliza dolomitizada Caliza dolomitizada Caliza dolomitizada

Presión inicial (kg/cm²) 669 706 681

Presión actual (kg/cm²)@Diciembre/2010 353 503 496

Plano de referencia(mvbnm) 4,620 4,780 4,505

Temperatura de yacimiento (°C) 136 144 146

Densidad del fluido (API) 38 39 38

Factores de volumen de aceite (m3/m3) 2.079 1.998 2.171

Presión de saturación (kg/cm²) 353 335 352

Porosidad (%) 5--10 6--8 8--10

Permeabilidad (md) 10-430 10-470 10-150

Espesor neto impregnado (m) 128 136 164

Reserva remanente certificada 2P (mmbpce)

Certificada al 1 de enero de 2011 22.1 26.55 48.6

Estrategia del proyecto

La estrategia del proyecto consiste en mantener la infraestructura existen-te para la explotación de los hidrocarburos, tales como plataformas, pozos,

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ductos, equipos e instrumentos para restituirlos a las condiciones originales de diseño. En el caso de los pozos, debido a que estos yacimientos son natural-mente fracturados y tienen acuíferos activos, es necesario efectuar cambios de intervalos, así como inyección a la formación de geles o microcemento para obstaculizar el avance de los mismos.

Mediante operación y mantenimiento de pozos productores y desarrollo de campos, incrementamos el conocimiento de los mismos con la toma de infor-mación estática y dinámica en los yacimientos, con el fin de reducir el riesgo para su explotación en un marco de seguridad y protección al medio ambiente. Para 2012, el proyecto cuenta con 29 pozos perforados: Uech con 15 (51, 32, 31, 34A, 62, 11, 1, 2, 3, 21, 21A, 22, 22D, 46 y 4), Kax con seis (33, 1, 13, 58, 11 y 6) y Och con ocho (1, 1A, 1B, 2, 11, 12, 22 y 101); de estos pozos, al mes de julio sólo nueve se encuentran fluyendo.

En el primer programa operativo trimestral de 2012 (POT-III) se tiene programa-da la perforación y terminación de dos pozos: Uech-36 y Och-24, además de la reparación mayor del pozo Och-12, así como 31 reparaciones menores.

La infraestructura actual del proyecto consta de seis plataformas satélites recupe-radoras de hidrocarburos (tres tetrápodos, un octápodo, un trípode y un sea pony).

En los últimos años, se han realizado inversiones estratégicas tendientes a con-cluir el desarrollo de los campos Och, Uech y Kax, así como inversiones opera-cionales para mantener la plataforma de producción a través de programas de mantenimiento e infraestructura, ductos, pozos, plataformas y equipos.

Tecnología utilizada Para la ejecución de los trabajos considerados en los programas de explotación y mantenimiento y la fase de desarrollo del proyecto Och-Uech-Kax, se contem-pla aplicar tecnología de vanguardia.

Se ha considerado un amplio acervo tecnológico para incorporar las mejores prácticas internacionales de desarrollo que permitan alcanzar las metas esta-blecidas para el proyecto. Para desarrollar y operar los campos del proyecto de explotación Och-Uech-Kax, se ha utilizado tecnología probada en PEP y de aplicación a nivel mundial.

• Control de finos utilizando cedazos o tuberías ranuradas para reducir caída de presión.

• Control de la surgencia del agua con geles, polímeros y microcemento (Moc-one).

• Sensores de presión y temperatura de fondo permanentes.

• Registros geofísicos de alta resolución.

• Adquisición de sísmica de alta Resolución VSP-3D.

• Estudios de caracterización, simulación e ingeniería petrolera mediante el uso de software especializado.

• Implementación de la metodología FEL en la documentación del proyec-to. Actualmente concluida la fase FEL-II.

En los últimos años, se han realizado inversiones estratégicas tendientes a concluir el desarrollo de los campos Och, Uech y

Kax, así como inversiones operacionales para mantener

la plataforma de producción a través de programas

de mantenimiento e infraestructura, ductos, pozos,

plataformas y equipos.

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• Monitoreo en tiempo real durante la perforación y navegación en ambien-tes de pérdida de circulación.

• Instalación de empacadores hinchables en la terminación.

• Utilización de trazadores radioactivos.

• Análisis de factibilidad de implantación de un método de RSyM.1

Proyecto integral CaanCampo CaanEl campo Caan cuenta con caracterización geológica recientemente actualizada en 2007, utilizando información sísmica adquirida con cable de fondo. La infor-mación sísmica interpretada contiene 2,440 km lineales de información migrada en 3D con ganancia, que equivalen a 300 km²; fue adquirida con 25 m de sepa-ración entre líneas y 25 m entre trazas.

El yacimiento es una estructura anticlinal con orientación norte-noroeste, este-su-reste, seccionada por fallas laterales con componentes normal e inversa con rumbo promedio norte-sur, cuyos saltos varían de 0 a 150 m. Estas fallas generan dos siste-mas de fracturamiento abundante, definiendo un yacimiento naturalmente fracturado, según los modelos estructurales de núcleos y registros de pozos analizados.

1 Fuente: Documento de evolución del proyecto a diciembre de 2011 y Documento de Análisis Costo-Beneficio 2011.

Resguardo: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Litoral de Tabasco.

Ubicación: Edificio Administrativo Kaan Ceiba 4to. Nivel, Ala Oriente, Carretera Fed. 187, tramo Paraíso-Villa Puerto-Ceiba, No. 595, Ría. Ceiba, C.P. 86607.

PLANO ESTRUCTURAL DEL CAMPO CAAN

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En lo que se refiere a los límites originales del yacimiento, el superior está dado por formaciones calcáreo-arcillosas del Paleoceno inferior. El límite inferior de la acumulación está dado por el contacto agua-aceite a 3,850 mvbnm y por la cima del Jurásico Tithoniano en la zona del pozo Caan-76D.

La columna total cortada por el pozo Caan-1, que es la más completa, está constituida por formaciones terciarias del Plioceno hasta formaciones meso-zoicas del Jurásico superior Oxfordiano. La Brecha del Paleoceno está forma-da por clastos y bioclastos dolomitizados, con porosidad: vugular, intercris-talina, intrapartícula y por fracturas; mientras que las formaciones Cretácicas por micro a mesodolomía con porosidad similar a la anterior pero en menor intensidad. Se observa en la mayor parte de la columna y área de estudio, una relación directamente proporcional entre el grado de dolomitización y la porosidad. La relación de propiedades y su distribución se determinaron tanto con la interpretación de atributos intrínsecos de la traza sísmica, que es la impedancia acústica, como por análisis geoestadístico.

Específicamente, los valores de porosidad varían a nivel de pozo de 6 a 12%, con un promedio a nivel de yacimiento de 8.04%, de lo cual se estima que 30% corresponde a porosidad secundaria. El análisis cualitativo de los registros geofísicos de pozos incluyó el cálculo de Sw utilizando el método de doble agua. Para la determinación de las porosidades se utilizaron los registros só-nico, de densidad y neutrón, considerando para esto el efecto de la litología y los fluidos de formación sobre las lecturas de los registros. La evaluación litológica se hizo utilizando ecuaciones simultaneas establecidas a partir del modelo litológico definido durante el estudio petrográfic; éstas fueron caliza, dolomía, arcilla, porosidad de arcilla, anhidrita y sal.

A través del análisis y la interpretación de las pruebas de variación de presión, se determinó un yacimiento de alta permeabilidad (hasta 6.0 D), con doble po-rosidad constituida de matriz y un alto componente de porosidad secundaria. 1

1 Fuente: Análisis Cpsto-Beneficio del proyecto integral Caan.

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Las características actuales de los yacimientos se observan en los siguientes cuadros:

Características de los yacimientos

Descripción Abkatun Caan Kanaab

Año de inicio de explotación Julio de 1980 Agosto de 1985 Noviembre de 2003

Tipo de yacimiento Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero

Tirante de agua 30 m 43 m 44 m

Formación productora Btp-Ks-km-ki Btp-Ks Jsk

Litología Calizas dolomitizadas con abundantes fracturas

Caliza dolomitizada con abundante presencia de fracturas y vúgulos

Dolomita

Densidad (°API) 28 36 28

Cima del yacimiento (mvbnm) 2960 3352/3731 4097

Presión inicial (kg/cm2) 386 351 552

Presión de saturación (kg/cm2) 175 295 169

*Presión actual (kg/cm2) 206 214 290

Contacto agua-aceite original (mvbnm) 3810/3180 3850/3700 SD/4167

*Pozos operando 14 19 2

*Qo prom. aceite (Mbpd) 17.6 55 5.2

*Qg prom. gas (MMpcd) 17.4 166.8 4.1

*RGA (m3/m3) 175 540 127

*Np (MMb) 2208 833 11.3

*Gp (MMMpc) 1815 1473 MMMpc 8.9 MMMpc

*Enero 2009

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Características de los yacimientos Taratunich

DESCRIPCIÓN TARATUNICH

B-101 BP B-201 BP B-301 BP B-101 JSK B-201 JSK B-301 JSK

Año de inicio de explotación 1994

Tipo de yacimiento Aceite ligero

Formación productora Btp-Ks Btp-Ks Btp-Ks Jsk Jsk Jsk

Extensión (km2) 2.62 4.49 5.65 7.49 3.28 7.93

Espesor neto (m) 50.32 80.48 62.71 62.24 191.8 225.9

Densidad (°API) 33 32 31 31 30 31

Prof del yacimiento 3537 2882 28.72 4121 3477 3449

Presión inicial (kg/cm2) 361 270 313 562 542 566

Presión de saturación (kg/cm2) 316 222 262 250 261 295

*Presión actual (kg/cm2) 65 58 194 251 219 359

Permeabilidad matriz (mD) 2 2 2 2 1 5

Permeabilidad fracc. (mD) 300 250 250 200 150 500

Porosidad (%) 6 5 5 6 1 10

*Pozos operando 1 2 1 0 1 3

*Qo prom. aceite (Mbpd) 0.2 1.0 2.0 0 0.3 11.4

*Qg prom. gas (MMpcd) 0.1 9.1 4.2 0 0.2 22.7

*RGA (m3/m3) 102 156 400 0 99 360

*Flujo fracc agua I (%) 10 17 1 0 0 22

*Np (MMb) 11 21 19 12 27 159

*Enero de 2009.

Fuente: Documento Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, Abril 2009.Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Abkatun Pol Chuc.

Proyecto integral Lakach

Tipo de proyectoEs un proyecto de infraestructura económica, enfocado en la construcción, adquisición y ampliación de activos fijos para la producción de hidrocarburos, así como los de su correspondiente mantenimiento. El objetivo de este tipo de proyectos es incrementar la vida útil o capacidad original de los activos fijos destinados a la producción de hidrocarburos, conforme lo establecen la Ley General de Deuda Pública y la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH).

Características generales del yacimientoDesde el punto de vista geológico, el campo Lakach se localiza en el límite su-reste de la provincia Cordilleras Mexicanas, en la zona donde converge con las

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provincias de la cuenca terciaria de Veracruz y el Cinturón Plegado de Catema-co. La columna geológica atravesada por el pozo Lakach-1 comprende rocas que van desde el reciente–Pleistoceno hasta el Mioceno inferior; está constitui-da por intercalaciones de horizontes arcillosos con limolitas y areniscas líticas.

Las rocas que forman los yacimientos encontrados hasta el momento son del Mioceno inferior y son principalmente de areniscas líticas y limolitas; sus ci-mas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis de foraminíferos en las muestras de canal y núcleos cortados en el pozo.

Estratigráficamente los yacimientos corresponden a dos cuerpos arenosos: el yacimiento 1 comprende el intervalo 3,174-3,212 m y el yacimiento 2 el inter-valo 3,035-3,127 m. Estas facies productoras corresponden a complejos de abanicos turbidíticos y canales submarinos en un ambiente de talud. El tirante de agua va desde los 989 hasta los 1,200 m.

Modelo estructuralEl campo Lakach es un anticlinal asimétrico angosto y alargado, con su eje principal orientado norte-sur, con una extensión aproximada de 13 km. La trampa es de tipo combinado con cierre contra falla normal en el norte y por buzamiento de capas en las otras direcciones; está afectada en su culmina-ción por una serie de fallas normales secundarias de poco salto, con orienta-ción predominante noreste-suroeste.

MAPA GEOLóGICO ESTRUCTURAL REGIONAL A LA CIMA DEL MIOCENO INFERIOR

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Yacimiento 1 Litológicamente está constituido por arenisca lítica de granulometría fina a gruesa, matrizlimo-arcillosa y cementante calcáreo, con porosidad primaria intergranular y secundaria móldica.

Yacimiento 2 Litológicamente está formado por arenisca lítica de grano fino a grueso, matriz limo-arcillosa y escaso cementante calcáreo, con intercalaciones de areniscas conglomeráticas y conglomerados poligmíticos.

La columna geológica más profunda conocida en el campo es la perforada por el pozo Lakach-1, que comprende rocas que van desde el reciente–Pleis-toceno hasta el Oligoceno. En general, está formada por intercalaciones de horizontes arcillosos, areniscas y limolitas. Los yacimientos de ambos pozos se ubican en el Mioceno inferior.

Programa Estratégico de GasEl PEG está integrado por proyectos que se localizan a lo largo de la platafor-ma continental y la planicie costera del Golfo de México, aunque en su mayoría se ubican en rocas de edad terciaria. La geología particular de cada uno de ellos, así como las características de sus yacimientos y reserva remanente, se mencionan a continuación:

CONFIGURACIóN ESTRUCTURAL A LA CIMA DE AMBOS yACIMIENTOS; LA LíNEA PUNTEADA INDICA EL LÍMITE DEL yACIMIENTO

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Componente Proyecto Ixtal-Manik (descripción geológica)La estructura geológica del campo Ixtal es de forma dómica alargada de rum-bo noroeste-sureste, limitada en ambos flancos por fallas inversas del mismo rumbo y con caída al centro de la estructura; está afectada por una intrusión salina, lo cual ocasiona fallamiento normal orientado hacia el noreste-suroeste.

La trampa de este yacimiento es estructural, por fallamiento normal de rumbo noreste-suroeste en la cima de la formación, por fallamiento inverso a los flan-cos y por intrusión salina en la parte más alta. El sello superior para la forma-ción JSK son las rocas carbonatadas con abundante materia orgánica del JST.

La columna geológica que se espera cortar en los pozos programados esta formada por sedimentos arcillosos del Terciario y por las rocas carbonata-das del Mesozoico, así como por rocas evaporíticas en la base. Las rocas carbonatadas oolíticas dolomitizadas con porosidad vugular del JSK que son las principales productoras en este yacimiento con espesores potentes, estas rocas fueron depositadas en un ambiente de intermarea-supramarea en con-diciones de alta energía.

Yacimientos El campo Ixtal está constituido por un yacimiento a nivel Jurásico. Durante la perforación del pozo descubridor y el delimitador se cortaron rocas del Pleistoceno hasta la formación JSK, la cual fue dividida en zonas potencial-mente productoras tomando como base los registros geofísicos, además de una secuencia evaporítica de anhidrita y sal en la base, de posible edad pre Oxfordiano. La columna geológica se definió por la presencia de fósiles índice y se correlacionó con los registros geofísicos, lográndose con esto un mejor conocimiento del yacimiento de este campo.

En este yacimiento, la roca almacenadora es una dolomía con porosidad pri-maria intercristalina y fracturas con una porosidad promedio del 9% y de acei-te ligero con una densidad de 33 °API y una temperatura de 148 °C. La presión original es de 592 kg/cm2 con un límite inferior convencional a 4,252 mvbnm; el área que comprende este yacimiento es de 9.67 km2.

Descripción geológica La estructura geológica del campo Manik es de forma dómica alargada de rum-bo noroeste-sureste, limitada en el flanco noroeste por una falla inversa del mis-mo rumbo y con caída al centro de la estructura; está afectada por una intrusión salina, lo cual ocasiona fallamiento normal orientado hacia el noreste-suroeste.

La trampa de este yacimiento es estructural, por fallamiento normal de rumbo noreste-suroeste en la cima, por fallamiento inverso a los flancos y por intru-sión salina en la parte más alta, debido al ambiente de depósito y esfuerzos tectónicos que se generaron en el desarrollo de la estructura, caso similar al del campo Ixtal. El sello superior para el JSK son también rocas carbonatadas con abundante materia orgánica a nivel JST.

La columna geológica que se espera cortar en los pozos programados está constituida por sedimentos arcillosos del Terciario y por las rocas carbona-tadas del Mesozoico, así como por rocas evaporíticas en la base. Las rocas

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carbonatadas oolíticas dolomitizadas con porosidad vugular con presencia de fracturas se encuentran a nivel Brecha del Paleoceno y a nivel del JSK cons-tituida por dolomía, que son las principales formaciones productoras de este campo con espesores potentes.

Yacimientos El campo Manik está formado por dos yacimientos: uno a nivel Brecha y otro en el JSK. Durante la perforación del pozo descubridor, se cortaron rocas del Pleistoceno hasta la formación JSK atravesando la Brecha Paleoceno, las cuales son zonas potencialmente productoras tomando como apoyo la infor-mación de los registros geofísicos del pozo.

La columna geológica se definió por la presencia de fósiles índice y se correla-cionó con los registros geofísicos, lográndose con esto un mejor conocimiento de los yacimientos que componen este campo. Para este yacimiento, la roca almacenadora presenta una porosidad primaria intercristalina y fracturas con una porosidad promedio de 7%, y aceite ligero con una densidad de 23° y 31.5 °API, temperatura de 124 y 137 °C, y presión original de 323 y 559 kg/cm2 para las formaciones Brecha Paleoceno y JSK respectivamente, con un límite inferior para la primera formación a 3,600 y, para la segunda, a 4,210 mvbnm. Estos dos yacimientos abarcan una superficie de 7.04 km2.

Componente yaxche Terciario (descripción geológica)Con respecto al yacimiento del Terciario en el campo yaxche, éste se encuen-tra estructuralmente en un anticlinal segmentado de bajo relieve con dirección este-oeste, teniendo hacia el sur la parte más alta (3,625 mvbnm) y hacia el norte la zona más baja (4,032 mvbnm). En general, el yacimiento está limitado hacia el sur por una falla normal de dirección este-oeste y caída hacia el sur; en su porción norte el límite está asociado a una intrusión salina, al este se encuentra limitado por una falla normal de dirección noreste-suroeste y caída al este y al oeste por otra falla normal de dirección noroeste-sureste y caída al suroeste.

Yacimientos El yacimiento del Terciario en yaxche es de edad Mioceno superior y está inte-grado por una secuencia de areniscas de cuarzo gris claro de grano medio a fino, con 20 a 30% de lutitas arenosas gris claro y trazas a 10% de lutitas gris claro, semiduras.

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Principales características Yaxche Terciario

Yaxche Terciario Unidades

Tirante de agua 20 m

Tipo de yacimiento Aceite ligero

Formación Terciario

Litología Areniscas

Densidad del fluido 33 °API

Relación gas/aceite promedio 108 m3/m3

Profundidad del yacimiento 4,000 mvbnm

Presión inicial 521 kg/cm2

Presión de saturación kg/cm2

Presión actual 521 kg/cm2

Producción promedio de aceite 2,190 bd/pozo

Producción promedio de gas 0.767 MMpcd/pozo

Volumen original de aceite 211 MMb

Porosidad 18 %

Sw 17 %

Componente Crudo Ligero Marino (descripción geológica)El proyecto integral PEG Crudo Ligero Marino se ubica en la provincia conocida como Litoral de Tabasco y abarca alrededor de 7,400 km2. Fue descubierta en 1979 y, en mayo de 2007, los campos productores eran Bolontikú, Kab, May y Sinán, que promediaban mensualmente 161 Mbpd de aceite y 384 MMpcd de gas natural. Los yacimientos son brechas del Cretácico-Paleoceno y calizas de plataforma al oriente, y calizas de cuenca jurásicas y cretácicas al ponien-te, deformadas por esfuerzos compresionales y tectónica salina. El área está casi totalmente cubierta por sísmica 3D, lo que ha permitido identificar una gran magnitud de oportunidades exploratorias, tanto mesozoicas como terciarias.

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Yacimientos A continuación se describen los aspectos de ingeniería de yacimientos de los principales campos que integran el proyecto.

Principales características de los campos que integran el Proyecto PEG

Campo Sinan, K Sinan, JSK

Citam Mison, JSK

Bolontiku Men May, K May, JSK

Yum Kab, JSK

Costero

Tipo de yacimiento Aceite negro

Aceite volátil

Aceite negro

Aceite volátil

Aceite volátil

Gas seco

Gas y cond.

Gas y cond.

Aceite volátil

Aceite volátil

Aceite volátil

Espesor neto (m) 69 93 30 70 114 4 132 106 92 56 86

Profundidad promedio

(mvbnm) 5032 5500 6100 5900 5250 2463 5010 5600 4250 6000 5756

Densidad (API) 29 37 30 41 37 43 43 41 37 47

Permeab. (mD) 60 13 12 no 700 13 18 18 40 5 9

Porosidad (%) 7 10 3 5 6 21 3 6 3 6 3

RGA (m3/m3) 79.79 448 111 135 434 869 869 544 370

Flujo Frac. de agua

(%) 0 0 1 0 0 0 0 0 1

Declinación anual

(%) 0 16 16 14 12 0 0 15 16

Factor recup. (%) 34 40 4 14 1 70 70 3 39

Presión inicial (kg/cm2) 880 799 910 900 748 211 838 853 647 804 666

Presión de saturación

121 360 177 303 340 396 396 399 340 350

Presión actual 825 730 906 900 745 211 838 853 647 800 666

Pozos perfo-rados

(núm.) 6 9 5 3 5 1 4 3 7 4

Ritmo de explotación

(años) 0 7 3 18 52 159 12 53

Costo extracción

(US$/bpce)

2.32 2.32 1.81 1.83 1.58 1.58 1.80 6.86

Componente Coatzacoalcos Marino (Amoca)

Descripción geológicaEl pozo Amoca-1 se localiza 5 km al norte del poblado de Sánchez Magallanes y 60 km al noreste del puerto de Coatzacoalcos, Veracruz; contiene acumula-ción de hidrocarburos en las arenas del Plioceno.

Yacimientos La roca almacén de estos yacimientos son areniscas y arenas de cuarzo, fel-despatos y fragmentos de roca de granos muy finos, finos a medios subangu-losos a subredondeados, regularmente seleccionados. Las areniscas tienen cementante calcáreo y presentan buena porosidad intergranular.

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Las rocas sello de estos yacimientos están formadas por paquetes de arcillas y lutitas laterales y verticales. De acuerdo con los análisis petrofísicos realiza-dos a los núcleos, se tienen lo siguientes valores de porosidad y permeabili-dad de los intervalos productores:

• Intervalo I con valores de porosidad de 6.8-24.2% y permeabilidad de 0.34 a 25.2 mD.

• Intervalo II con valores de porosidad de 5.5 a 23.6% y permeabilidad de 0.18 a 25.4 mD.

• Intervalo III con valores de porosidad de 24.8 a 26.7% y permeabilidad de 36.9 a 73.7 mD.

• Intervalo IV con valores de porosidad de 26 a 36% y Sw de 5 a 15%.

• Intervalo V con valores de porosidad que oscilan entre 27.8 y 35.3% y permeabilidad de 3.88 a 1,690 mD.

Los cuerpos arenosos que constituyen la roca almacén tienen una distribu-ción amplia, debido a que son parte de antiguas barras y lóbulos de canal, las cuales fueron depositadas en un ambiente sedimentario deltáico, en una plataforma interna a media y en tirantes de agua de 30, 100 y hasta de 200 m.

Componente Gas Terciario (Chukua) (descripción geológica)El campo Chukua es una estructura de bajo ángulo de inclinación, con orien-tación noreste-suroeste, delimitado al noroeste por una falla normal que sirve de cierre al yacimiento. Resultó productor de gas seco y la roca almacén co-rresponde a arenas de cuarzo de grano fino ligeramente calcáreas de ambien-te marino profundo de facies turbidítica, La edad del yacimiento es reciente-Pleistoceno.

Yacimientos El campo Chukua está formado por dos intervalos productores en la misma formación, que corresponden a arena productora a 2,045 y 2,540 mvbnm, con espesores de 24 m en promedio. Los yacimientos están constituidos por arenas de cuarzo, que varían en el tamaño de grano grueso hasta fino, regular-mente clasificada, con cementantes calcáreos; es productor de gas metano, la presión original se calculó en 110-112 kg/cm2 y la permeabilidad varía de 137 a 824 mD.

Componente Cuenca de Macuspana (descripción geológica)Las cuencas terciarias del sureste sobreyacen al margen pasivo mesozoico que derivó durante el Jurásico y KI, para posteriormente deformarse por efec-tos téctonicos del Terciario inferior. Este último evento originó el levantamiento de la sierra de Chiapas y la formación de depresiones hacia el norte; éstas se azolvaron con depósitos siliciclásticos del Mioceno al Plioceno y constituyeron la cuenca de Macuspana.

La cuenca de Macuspana es de tipo extensional, generada a partir del Mio-ceno. Por la formación de fallas de crecimiento asociadas a la plataforma de yucatán, estas fallas originaron dos grandes depocentros durante el Mioce-no y Plioceno, los cuales controlaron la distribución de potentes secuencias

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clásticas, donde se depositaron excelentes cuerpos arenosos almacenadores de hidrocarburos intercalados con cuerpos arcillosos. En las márgenes de la cuenca se depositaron carbonatos arrecifales del Mioceno inferior denomina-dos Caliza Macuspana, que afloran en las cercanías de la ciudad del mismo nombre y se han encontrado en el subsuelo de los alrededores.

Los estudios geoquímicos de biomarcadores e isotopía señalan que el acei-te y gas de la cuenca son derivados principalmente de materia orgánica de tipo continental proveniente de plantas superiores depositadas en condiciones marinas deltaicas, características que están ligadas a rocas arcillosas del Ter-ciario y muy probablemente al Mioceno inferior.

Las arenas en las formaciones Amate superior, Encajonado y Zargazal son productoras de gas seco y en pequeña proporción de gas húmedo. Los estu-dios exploratorios realizados, tanto geológicos como geofísicos, han propor-cionado evidencias del sistema petrolero del Terciario, identificando la presen-cia de rocas generadoras formadas por sedimentos terrígenos del Mioceno y Plioceno; rocas almacenadoras constituidas por sedimentos arenosos y calcáreos del Mioceno y Plioceno inferior; rocas sello representadas por se-dimentos terrígenos del Plioceno inferior y la formación de trampas durante el Plio-Pleistoceno para el play Mioceno y en el Pleistoceno para el play Plioceno. Se considera que la generación y migración de los hidrocarburos se llevó a cabo durante el Plioceno superior y en el Pleistoceno, respectivamente, aun-que esto no se ha podido definir con exactitud.

Yacimientos Los principales yacimientos se encuentran en rocas terciarias, principalmente en arenas del Mioceno superior y Plioceno inferior, y calizas del Mioceno infe-rior, distribuidas regionalmente en la cuenca, situándose los desarrollos más potentes en la parte oriental con espesores mayores de 1,000 m.

Los principales campos de esta componente y que sustentan el volumen a explotar, incluyendo los que se han incorporado recientemente son Almendro, Bitzal, Boca de Toro, Cafeto, Cantemoc, Chilapilla, Cobo, Fortuna Nacional, Hormiguero, José Colomo, Laguna Alegre, Narváez, Nuevos Lirios, Saramako, Shishito, Tepetitán, Usumacinta, Vernet, Viche y xicalango.

Las arenas que integran el Proyecto Cuenca de Macuspana son principalmen-te productoras de gas seco y en pequeña proporción de aceite y gas asociado y gas húmedo.

Los yacimientos en la cuenca de Macuspana tienen las siguientes características:

• Alta porosidad, alta permeabilidad y grandes espesores.

• Homogéneos.

• Varios horizontes productores.

• Empuje volumétrico.

• Bajo ritmo de declinación.

• Producción de finos (arenamiento).

Los principales campos de esta componente y que sustentan el volumen a explotar, incluyendo

los que se han incorporado recientemente son Almendro, Bitzal, Boca de Toro, Cafeto, Cantemoc, Chilapilla, Cobo,

Fortuna Nacional, Hormiguero, José Colomo, Laguna Alegre,

Narváez, Nuevos Lirios, Saramako, Shishito, Tepetitán, Usumacinta,

Vernet, Viche y Xicalango.

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Los rangos de las características petrofísicas de los principales yacimientos se mencionan a continuación:

• área promedio por campo: 5-15 km2.

• Tipo de yacimiento: aceite y gas asociado, gas húmedo no asociado y gas seco.

• Litología: arenas y areniscas del Terciario intercaladas con lutitas.

• Porosidad: 14-25%.

• Permeabilidad: 10-500 mD.

• Espesor neto: 20-80 m.

• Profundidad promedio de los yacimientos: 600-3,000 m.

• Temperatura: 80-120 °C.

La producción a mayo de 2007 era de 217 MMpcd y 9 Mbpd con 15 campos productores. La máxima producción fue de 720 MMpcd alcanzados en 1975.

Componente San Manuel (descripción geológica)Los trends estructurales que forman el Proyecto San Manuel son Catedral-Copa-nó y Chirimoyo-Chintul, los cuales tienen una orientación de noroeste a sureste.

Las estructuras de forma anticlinal están limitadas por fallas inversas para-lelas a sus ejes y por fallas de tipo normal perpendiculares a los mismos. Este sistema estructural es el resultado primeramente de una fase compresiva (Orogenia Laramide) que se llevó a cabo durante el Cretácico tardío-Terciario temprano y que involucró a rocas que se depositaron desde la apertura del Golfo de México hasta el Eoceno.

Posteriormente, en el Terciario tardío se registró otro evento conocido como Orogenia Chiapaneca, que acentuó la vergencia de las estructuras hacia el noreste e involucró una fase de teutónica transtensiva.

Además, existen cambios de facies locales que dan origen a trampas de tipo estratigráfico-estructural, prevaleciendo la profundización de los medioam-bientes hacia el norte-noreste, y los ambientes de plataforma hacia el sur-sureste.

Se han identificado columnas estratigráficas que abarcan desde el Jurásico Superior Thitoniano al Terciario superior. De acuerdo con datos geoquímicos, las rocas del Tithoniano se consideran las responsables de la generación de los hidrocarburos.

Para el KI, la litología se compone de una secuencia de calizas, dolomías y anhidritas de color crema a café claro, ligeramente fracturadas, depositadas en una plataforma interna; para el KM consiste de calizas y dolomías, de color crema a café claro, depositadas en una plataforma abierta.

El KS se caracteriza por brechas calcáreas con fragmentos de rudistas, li-geramente dolomitizadas, depositadas en facies de plataforma externa y en algunas partes en facies de talud.

Se han identificado columnas estratigráficas que abarcan desde

el Jurásico Superior Thitoniano al Terciario superior. De acuerdo

con datos geoquímicos, las rocas del Tithoniano se consideran las

responsables de la generación de los hidrocarburos.

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Componente Cuenca de Veracruz (descripción geológica)La cuenca de Veracruz está ubicada en la margen occidental del Golfo de Méxi-co y abarca la parte central del estado de Veracruz y una porción de los estados de Oaxaca y Puebla, con una superficie aproximada de 24,000 km2. Fisiográfi-camente abarca una parte de la provincia planicie costera del Golfo de México y su porción occidental se ubica dentro de la provincia de la Sierra Madre Oriental.

La producción en la cuenca de Veracruz inició en 1956, y desde entonces, se han descubierto 15 campos en dos diferentes subprovincias:

• El frente estructural sepultado del cinturón plegado y fallado que cons-tituye la Sierra Madre Oriental, también conocido como plataforma de Córdoba, formado por calizas del KM-tardío que son productoras de aceite medio a pesado y gas amargo húmedo.

• La fosa terciaria, depocentro relleno por conglomerados sintectónicos, arenas y arcillas depositadas como resultado del levantamiento de la Sierra Madre y deformada por emplazamientos volcánicos recientes. Estos sedimentos se extienden también costa afuera. Las principales secuencias productoras corresponden a eventos regionales donde se forman abanicos de piso de cuenca de amplio desarrollo lateral.

Yacimientos La litología para los yacimientos de la cuenca terciaria de Veracruz presenta dos tipos litológicos principales:

• Turbiditas, que son depósitos de areniscas transportados por corrien-tes de turbidez. Estos yacimientos se presentan como ciclos de depó-sito grano decrecientes, iniciando en la base con areniscas de grano fino a medio hasta terminar en lutitas.

• Flujos de escombros, que son depósitos producto de flujos en masa, denominados debris flow. Estos depósitos presentan gran variedad de litologías y ningún arreglo interno de las partículas, así como una mala clasificación. Predominan en el Mioceno inferior.

De éstos, los principales yacimientos se clasifican como litarenitas de grano muy fino a medio, moderadamente a bien clasificadas y con valores máximos de porosidad de 34% y de 12-21% en promedio, llegando a alcanzar 163 mD de permeabilidad y Sw de 31%. La cuenca terciaria de Veracruz es productora en yacimientos de edad Plioceno, Mioceno y Eoceno.

Componente Proyecto Lankahuasa (descripción geológica)El proyecto Lankahuasa se ubica en la plataforma continental del Golfo de México, frente a las costas del estado de Veracruz, en un área considerada netamente exploratoria. El objetivo de este campo es la explotación de gas en sedimentos terrígenos de edad Mioceno superior, que se encuentran en el bloque sur de la megaestructura Lankahuasa, situada costa afuera al oriente de la plataforma de Tuxpan.

Lankahuasa es productor de gas seco en cuerpos arenosos de plataforma, de edad Mioceno superior y Plioceno, depositados como parte de una serie de

La producción en la cuenca de Veracruz inició en 1956.

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sistemas apilados de plataforma-talud-cuenca. Sus mejores rocas almacén corresponden a arenas de alto nivel (highstand) retrabajadas y redepositadas durante las transgresiones sobre límites de secuencia.

La asociación faunística observada en muestras de canal es característica de un ambiente nerítico medio a externo. Litológicamente se define una secuen-cia de areniscas de grano fino y muy fino/limo, predominantemente grano cre-cientes y escasos horizontes grano decrecientes con abundantes microfósiles de plataforma, correspondiendo a una litarenita. Presenta algunos horizontes compactos por presencia de cementante calcáreo.

En el modelo sedimentológico propuesto se infiere que las arenas fueron de-positadas principalmente como barras costeras, islas de barrera o deltas do-minados por oleaje durante periodos de nivel bajo del mar; mientras que hacia el talud y la cuenca se identifican geometrías de abanico de talud y de piso de cuenca, así como canales y cañones submarinos. Estos modelos se presen-tan sin complicaciones en la parte sur del proyecto, pero hacia la parte central y norte se ven fuertemente complicados por la aparición de sistemas de fallas, principalmente de crecimiento lístricas y antitéticas.

Yacimientos La roca almacén en el campo se encuentra representada por litarenitas de grano fino a muy fino con porosidad primaria de tipo intergranular, deposi-tadas en sistemas costeros de plataforma somera, con arenas asociadas a complejos progradantes de plataforma en los objetivos someros, y para los más profundos con arenas de canales y abanicos submarinos.

Las principales características de estos yacimientos son:

• Porosidad: 15-25%.

• Permeabilidad: 4-30 mD.

• Sw: 31-70%.

• Espesor neto: 3-25 m.

• Profundidad: 1,900-2,900 m.

• Tipo de fluido: Gas seco.

Componente Lerma-Malta-Talismán (descripción geológica)Como parte de la estrategia de exploración en la zona, en la porción sur de la cuenca de Burgos se perforaron un total de 29 pozos en el periodo de 1961 a 2004. En el decenio de 1960, se perforaron cuatro pozos de los cuales dos fueron productores de aceite en rocas naturalmente fracturadas del KSSF (po-zos Lerma-1 y Lerma-2).

En la década de 1970 se intensificó la actividad con 24 pozos, teniendo lugar en 1972 el descubrimiento del campo gasífero Lerma (pozo Lerma-3) con dos intervalos productores en el Jurásico superior Formación Olvido y el campo Talismán (pozo Talismán-1) productor de aceite en el KSSF y gas en el Jurásico superior Formación Olvido. En 1973, se descubrió el campo Malta (pozo Mal-ta-1), productor de gas en el Jurásico superior Formación Olvido.

Como parte de la estrategia de exploración en la zona, en

la porción sur de la cuenca de Burgos se perforaron un total de 29 pozos en el periodo de

1961 a 2004.

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Fue hasta 1991 que se perforó el pozo Lerma-101, el cual resultó improductivo, aun-que se continuó la estrategia de exploración del área hasta que en 2004 se perforó el pozo Lerma-201 con buenos resultados, ya que tuvo un gasto inicial de 15 MMpcd e incorporó una reserva certificada a nivel de 3P de 20.3 MMMpc.

Los campos Lerma-Talismán, que se ubican en la porción oriental del bloque presen-tan poca deformación, solamente en forma de pliegues anticlinales suaves y alargados que vienen a constituir las estructuras con mayor interés petrolero del área. El campo Malta, ubicado en la porción central del bloque, está limitado por dos fallas al oriente y al poniente, presenta ligera deformación a manera de pliegues anticlinales, sinclinales alargados y narices estructurales que vienen a constituir trampas estratigráficas.

Yacimientos El área comprende tres campos no desarrollados que se caracterizan por presen-tar acumulaciones comerciales de gas y condensado con ácido sulfhídrico y bióxi-do de carbono asociados. Debido a que los yacimientos no han sido explotados, solamente se tienen datos de producciones iniciales obtenidas de las pruebas de producción, registrándose los siguientes gastos: 1.2 MMpcd en el pozo Talismán-1, 3.0 MMpcd en el Pozo Malta-1 y 16.3 MMpcd en el pozo Lerma-9. De acuerdo con la historia de perforación, los porcentajes de ácido sulfhídrico varían de 0.4 a 9%, mientras que el bióxido de carbono se encuentra en un rango de 5.2 a 31%.

Componente de exploración Los proyectos exploratorios incluidos en el PEG se encuentran distribuidos en las principales cuencas productoras de hidrocarburos del país, cada una con caracte-rísticas geológicas particulares. La descripción general de cada una de ellas y los proyectos que ahí se ubican se mencionan a continuación:

En la porción noreste del país, se localizan los proyectos Delta del Bravo, Tampico-Misantla sur de Burgos y Lamprea, ubicados en la cuenca de Burgos. Los principales objetivos para la incorporación de reservas de gas en estos proyectos corresponden a arenas del Terciario de ambiente deltaico y rocas carbonatadas constituidas por ban-cos oolíticos del Jurásico superior respectivamente; hacia el sur se ubica la cuenca Tampico-Misantla, donde se localizan los proyectos Cazones y Lankahusa; en éstos las principales rocas donde se espera descubrir nuevos yacimientos son carbonatos de tipo lagunar y de talud del Jurásico superior, Cretácico y terrígenos del Terciario.

En las cuencas terciarias del sureste se ubican ocho proyectos (integral Crudo Lige-ro Marino, integral Cuenca de Macuspana, Campeche Poniente Terciario, Campeche Oriente Terciario, Juliva, Reforma, Litoral de Tabasco Terrestre y Simojovel), donde se tiene como objetivo principal rocas siliciclásticas del Terciario, compuestas de sistemas deltaicos en los que se han identificado depósitos de canales, barras, islas de barre-ra y turbiditas de abanicos de talud y piso de cuenca, así como rocas carbonatadas de ambientes lagunares y de baja energía naturalmente fracturadas de edad Jurásico superior-Cretácico, donde se espera incorporar reservas comerciales de hidrocarburos.

Por último, en la cuenca terciaria de Veracruz (proyecto integral Cuenca de Vera-cruz) se encuentran plays de arenas depositadas en canales, en abanicos de fondo de cuenca de edad Paleógeno y Neógeno, donde se esperan importantes acumu-laciones de gas no asociado.1

1 Fuente: Documento de Análisis Costo-Beneficio Programa Estratégico de Gas, agosto 2007.

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f. Unidades administrativas participantesSubdirecciones de Producción Regionales, Subdirección de Desarrollo de Campos

g. Nombre del titular de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción

M. en I. Carlos Arnoldo Morales Gil

Director General de Pemex Exploración y Producción

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118 Fundamento legalMediante Acuerdo para la Rendición de Cuentas de la Administra-ción Pública Federal 2006-2012, publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 19 de diciembre de 2011, y los Lineamientos para la Elaboración e Integración de Libros Blancos y Memorias Documen-tales, publicados por el mismo medio el día 10 de octubre de 2011, se establecieron las bases y lineamientos a que deberán sujetarse las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal, para que la transición de la presente administración a la siguiente gestión gubernamental se efectúe de manera transparente y ordenada, propi-ciando la continuidad de acciones en el quehacer público.

ObjetivoDar a conocer de manera pormenorizada los resultados alcanzados en la ejecución de un programa, proyecto o acción de gobierno de mayor impacto económico, político, regional, tecnológico y/o social.

II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco

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120 Petróleos Mexicanos (Pemex) se creó el 7 de junio de 1938 y comenzó a operar a partir del 20 de julio de 1938, mediante el decreto del Congreso de la Unión por el cual se nacionalizaron todas las compañías extranjeras que entonces operaban en México. Las actividades de Petróleos Mexicanos y en particular las que se realizan al amparo de Pemex Exploración y Producción (PEP) están reguladas por la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

A fin de llevar a cabo la exploración y explotación de los campos, PEP se dividió en cuatros regiones: la Subdirección de Producción Región Norte, Subdirección de Producción Región Sur y las Regiones Marinas Noreste y Suroeste.

III. Antecedentes

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a. Subdirección de Producción Región NorteDesde sus inicios, desta subdirección está involucrada en todos los aspectos sustantivos del negocio de la exploración y producción de hidrocarburos, lo-calización y desarrollo de yacimientos, por lo que a continuación se mencionan los principales antecedentes de los proyectos que forman parte del Proyecto de Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incremento de Producción.

En el caso de la Región Norte se cuenta con los siguientes seis proyectos: Cuenca de Burgos, Cuenca de Veracruz y el integral Arenque —este último un proyecto marino—, así como los proyectos de explotación Aceite Terciario del Golfo, Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria Campo Tamauli-pas Constituciones y el proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos.

Proyecto integral Cuenca de BurgosSe le denomina cuenca de Burgos al potente paquete sedimentario de ro-cas mesozoicas y terciarias acumuladas en la margen occidental del Golfo de México. Esta región cuenta con numerosos yacimientos delimitados y relacio-nados genéticamente por características principalmente estratigráficas y es-tructurales, lo que implica que se conserven áreas productoras con excelentes oportunidades.

La cuenca de Burgos inició su producción de hidrocarburos con el descubri-miento del campo Misión en 1945. Aunque este campo fue en principio pro-ductor de aceite, marcó el inicio de subsecuentes descubrimientos de campos de gas natural dando a Burgos la connotación de cuenca gasífera (productora de gas no asociado). La declinación de la producción a fines de 1993 dio pau-ta a un estudio de factibilidad con el cual se logró la reactivación de la cuenca, identificando un sinnúmero de oportunidades para incorporar nuevas reservas e incrementar la producción de gas.

El proyecto fue dictaminado favorablemente por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y por la Comisión Intersecretarial de Gasto y Financia-miento (CIGF) en noviembre de 1996.

En diciembre de 1996, el Proyecto Burgos recibió una autorización parcial y preliminar para comprometer recursos hasta por una cantidad de 19,370.8 MM$ por un periodo máximo de 12 años a partir de 1997 con la finalidad de que se llevaran a cabo las licitaciones correspondientes.

En septiembre de 1999, el Comité Institucional de Inversiones presidido por el Director General de Pemex autorizó un cambio de monto y alcance, con-siderando obtener una producción de 1,398 MMpcd en 2004 y mantenerla durante seis años, con una inversión total de 5,674 MMUS$ para el periodo de 1997-2016.

El Proyecto Río Bravo documenta principalmente la licitación y adjudicación de áreas para ser desarrolladas a través del esquema de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF). En 2004 se adjudicaron los bloques Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo y Olmos; en 2006 los bloques Pandura-Anáhuac y Pirineo y, en 2007, los bloques Nejo y Monclova. Estos últimos iniciaron su ejecución en mayo de 2007.

En el caso de la Región Norte se cuenta con los siguientes

seis proyectos: Cuenca de Burgos, Cuenca de Veracruz y el integral Arenque —este

último un proyecto marino—, así como los proyectos de

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Secundaria Campo Tamaulipas Constituciones y

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Los proyectos integrales Burgos y Cantarell fueron los primeros de PEP que se autorizaron para desarrollarse bajo el esquema de financiamiento PIDIREGAS. En 2009, dicho esquema fue reemplazado por el de Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF). Actualmente, dada su forma de administración, el pro-yecto se compone de dos esquemas: el primero llamado Burgos Tradicional y el segundo denominado Burgos COPF.1

Proyecto integral ArenqueFue descubierto como productor de aceite y gas en el año de 1967 con la per-foración del pozo Arenque-1 —de formación KI— y con el pozo Arenque-2 —en el JSA en 1968. El desarrollo del campo se inició en 1970 con la instalación de las plataformas marinas Arenque-A y Arenque-B; posteriormente, en 1974 se instaló la plataforma C, alcanzando una producción máxima de 26,000 bd de aceite de 34 °API en 1977.

De 1980 a 1998, el campo fue sometido a inyección de agua desde la pla-taforma Arenque-B, pero fue suspendido por alta incidencia de fugas en el acueducto terrestre. Actualmente se tienen en operación 18 pozos producto-res. La principal formación productora es JSA, la cual se encuentra dividida geológicamente en dos bloques: yacimiento AI y yacimiento AIII, siendo la presión original 608 kg/cm2; la profundidad media del yacimiento es de 3,400 m y el tirante de agua es de 55 m.

Se han realizado trabajos exploratorios desde 1965 hasta la fecha, que inclu-yen básicamente la adquisición de sísmica 2D analógica y digital, así como 3D. Se han perforado 15 pozos exploratorios de los cuales cuatro han sido pro-ductores en rocas del Mesozoico. El campo Arenque es el principal productor de aceite ligero en el yacimiento San Andrés (facies oolíticas) del JSK.

Además existen otros pozos productores que han comprobado la eficiencia del sistema petrolero al norte y occidente del campo Arenque. El pozo Náya-de-1 productor de aceite ligero de 35 °API en areniscas basales del Oxfor-diano del Jurásico superior, para el cual se lestimó una producción de 750 bd de aceite.

Los pozos Arenque-1 y Jurel-1 resultaron productores en rocas carbonatadas del KI con producciones estimadas de 811 y 1,050 bd, respectivamente.

Posteriormente, al contar con mejor interpretación de la información sísmica 3D, se pudieron visualizar áreas con mayor potencial de producción dentro del campo Arenque, planteando cambios de intervalos y reentradas en los pozos ya existentes, además de que se disminuyó el riesgo geológico en las localizaciones exploratorias propuestas. Esto permitió descubrir algunos cam-pos que añadieron otras metas como son desarrollar los campos de la Faja de Oro marina: Carpa, Atún, Bagre y Mejillón; así como incorporar y desarrollar reservas de aceite ligero en los plays JSA y Cretácico Tamaulipas inferior del

1 Análisis Costo Beneficio, agosto 2007. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral

Burgos.

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Mesozoico, ubicados en la plataforma continental del Golfo de México frente a las costas de los estados de Tamaulipas y Veracruz.1

Proyecto integral Aceite Terciario del GolfoLa presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926 cuando, al perforar pozos con objetivo Cretácico, las compañías El águila y Stanford detectaron areniscas con manifestación de hidrocarburos, las cuales no resultaron atrac-tivas en ese momento por su incosteabilidad.

En mayo de 1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se confirma el potencial de hidrocarburos de la formación Chiconte-pec. Posteriormente, entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con ob-jetivo Jurásico en campos de Poza Rica y Cerro Azul, se detecta nuevamente la presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido a su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación. Fue entre los años 1952 y 1970 cuando en los campos Presidente Alemán y Soledad se intervinieron pozos con objetivo Chicontepec, después de que habían dejado de fluir en la formación Tamabra. Basados en los resultados de estas intervenciones, así como en el éxito obtenido en los pozos que con objetivo Eoceno inferior se perforaron en diferentes áreas, se concluyó que esto hacía atractivo el desarrollo de los campos ya que si bien no eran pozos de alta productividad, eran someros y por consiguiente de bajo costo en su perforación. De aquí que la explotación comercial de Chicontepec se iniciara en 1970 con la perforación de seis pozos en el campo Presidente Alemán.

En noviembre de 1971 se aplica por primera vez la técnica de fracturamiento hidráulico con apuntalante (sand-oil) en el pozo Presidente Alemán-126 incre-mentando su producción de 13 a 70 bd; apoyados en este resultado, se inclu-ye el fracturamiento con apuntalante como parte de la terminación de pozos.

1 Análisis Costo Beneficio (Cambio de Monto y Alcance) junio 2008. Evaluación Concu-rrente cierre de 2006.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica.

Plataforma Centenario.

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En 1976, de acuerdo con la evidencia geológica existente, se utiliza por pri-mera vez el término “paleocanal de Chicontepec” y se inicia la perforación intensiva de 300 nuevos pozos, resultando todos ellos productores.

En 1978, la compañía DeGolyer&MacNaughton validó el volumen de hidrocar-buros en 106 MMMbpce (OOIP) y en 1979 se elabora el Proyecto Chiconte-pec, en el cual se proponen diversos escenarios de desarrollo. La producción máxima de aceite alcanzada fue de 17 Mbd en la década de 1990, cuando se llevaron a cabo fracturamientos masivos en los campos Agua Fría y Tajín. En el decenio de 1950 se explotaron los primeros pozos con un objetivo productor en Chicontepec y, en 1978, se realizó una evaluación de su potencial petrolí-fero, con base en la cual se determinó una reserva original de 17,645 MMb de aceite. A principios de 1999 se concluyó una auditoría de reservas conforme a normas internacionales, en la cual se certificó una reserva de 19,387 Mmbpce.

En 1998, PEP realiza un estudio geológico-geofísico previo a la certificación de reservas que en 1999 vuelve a realizar DeGolyer&MacNaughton. Este es-tudio sirvió para sustentar el nuevo valor de aceite in situ de 139 MMMbpce y una reserva estimada de 6,500 MMbpce; además, se identificaron cinco áreas de oportunidad inmediata, en función de la disponibilidad de instalaciones superficiales, calidad del aceite (o API), espesor de los yacimientos, e índice de productividad y profundidad de los yacimientos. Asimismo, se realizaron diversos estudios del paleocanal Chicontepec, orientados básicamente a la evaluación de sus reservas y estrategias de desarrollo. El estudio geológico más conocido, en el que se define el concepto actual del paleocanal, data de 1974 y se denomina “Estudio estratigráfico-estructural de las turbiditas del paleocanal de Chicontepec, porción Sureste de la cuenca Tampico-Misantla”, elaborado por los geólogos Daniel A. Busch y Amado S. Govela.

Entre 1993 y 1994, se realizaron estudios geológicos regionales con las com-pañías British Petroleum y Amoco. Con la participación de la Compañía Mexi-cana de Geofísica S.A. de C.V., en 1995 se elaboró un estudio integral de un área constituida por los campos Coyula, Agua Fría, Corralillo, Escobal, Coapechaca y Tajín. En este estudio se estableció una nueva y detallada clasificación estratigráfica de las unidades de flujo de los campos Agua Fría, Tajín y Escobal.

En 1998, PEP llevó a cabo la actualización del estudio regional geológico, así como el cálculo del volumen original de aceite, previa certificación de reser-vas por parte de De Golyer&McNaughton.

En 1999 se presentó un estudio de auditoría de las reservas del paleocanal de Chicontepec y un plan integral de desarrollo para su explotación, consideran-do cuatro áreas prioritarias, de las cuales la primera comprende los campos Agua Fría-Coapechaca-Tajín. En ese mismo año, la compañía Avanti terminó un estudio actualizado de simulación de yacimientos del campo Agua Fría, con un enfoque principal hacía la predicción de la inyección de agua en los cuerpos AF-10 y AF-20.

En junio de 2000, la compañía Japan National Oil Company inició un estudio titulado “Modelo geoestadístico del yacimiento Chicontepec: áreas Agua Fría, Coapechaca y Tajín”.

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Hasta antes de 1997, no se contaba con información sísmica enfocada a nivel Terciario, ya que la exploración se había enfocado en los yacimientos de nivel Cretácico y Jurásico, por lo que todos los estudios anteriores a esta fecha se basaban únicamente en información de pozos, debido a que la resolución sísmica vertical era poca o nula.

Con el propósito de minimizar el impacto ambiental en cuanto a adquisición sísmica, se realizó una prueba tecnológica con un martillo hidráulico montado en un pequeño tractor como fuente de energía, observándose buenos resulta-dos. Además de los estudios anteriores, también se han realizado diversos es-tudios en el área de Chicontepec con el fin de conocer el modelo geológico de los yacimientos Terciarios y, de esta manera, planear y optimizar el desarrollo y la producción de los campos localizados en esta región. En forma regional, se pone de manifiesto que durante el periodo del Paleoceno al Eoceno inferior, no existe uno, sino varios episodios de erosión y relleno de sedimentos debido al basculamiento que sufrió la cuenca hacia el sur. La sedimentación se compo-ne de turbiditas de ambiente nerítico externo a batial, formando complejos de abanicos y canales, constituida por arenas lenticulares con intercalaciones de lutitas. En lo general se pueden distinguir los siguientes límites de secuencia:

• La base de la secuencia Terciaria (formación Méndez) .

• Erosión Paleoceno, que divide la secuencia turbidítica en dos cuerpos.

En general, el cuerpo inferior es concordante con la superficie de la forma-ción Méndez, lo que indica que se trata de un ambiente distal profundo. El cuerpo superior muestra una disposición geométrica distinta, con termina-ciones de tipo downlap, onlap, toplap y truncamientos laterales, lo que deno-ta un ambiente más somero y cercano a la fuente de aporte de sedimentos; es decir, su origen corresponde al plegamiento y levantamiento de la Sierra Madre Oriental.

• Erosión Eoceno inferior tardío, que corresponde a la cima del cuerpo superior.

• Cima de la formación Guayabal, Eoceno medio.

• Erosión Eoceno superior, base de la formación Tantoyuca.

Es posible correlacionar estos eventos desde el frente de la Sierra Madre Oriental hasta el pie de la plataforma de Tuxpan, observándose además que existieron reactivaciones posteriores de bloques del basamento.

Desde 2002, se inicia nuevamente un trabajo de perforación masiva y uso de nuevas tecnologías para la terminación y el fracturamiento de pozos. Por lo anterior PEP, con una visión de negocio encaminada a generar valor en la em-presa, ha creado el denominado Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG) con el propósito, en primer término, de llevar a cabo el desarrollo integral de los campos de Chicontepec en ese momento documentados en cinco pro-yectos oficiales:

• área 1. Agua Fría-Coapechaca-Tajín

• área 2. Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco

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• área 3. Coyula-Japeto

• área 4. Humapa-Bornita

• área 5. Parte complementaria del paleocanal

Los dos primeros ya fueron autorizados, mientras que el resto se encuen-tra en etapa de registro, quedando pendiente el dictamen técnico. En 2006 se propone un cambio de monto y alcance del proyecto integral Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco debido a que se está ampliando su área geo-gráfica al incluirse en él los 29 campos con reserva certificada que forman lo que se conoce como paleocanal de Chicontepec. La ampliación de este proyecto abarcará todos los campos de los cinco proyectos antes menciona-dos con los que se pretendía desarrollar el área de Chicontepec, por lo que se solicita su cambio de nombre, denominándolo Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG).

La denominación obedece a que se trata de campos productores de aceite en rocas de edad Paleoceno superior-Eoceno inferior-Eoceno superior (del siste-ma Terciario) y ubicados en la costa del Golfo de México. Los yacimientos del paleocanal de Chicontepec están constituidos por areniscas y lutitas de edad Eoceno inferior-Paleoceno superior que comprende una columna de 1,000 m de espesor bruto, extendida en una superficie aproximada de 125 por 25 km. Debido a su gran extensión, el área del paleocanal de Chicontepec se dividió en 29 campos integrados en ocho sectores.

En 2002, se planteó la explotación de Chicontepec en cinco áreas corres-pondientes a otros tantos proyectos de inversión, de los cuales dos fueron autorizados con recursos PIDIREGAS (Agua Fría-Coapechaca-Tajín y Amatit-lán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco), y los tres restantes (Coyula-Japeto, Huma-pa-Bornita y área 5) únicamente fueron registrados, quedando pendiente el dictamen técnico.

A fin de alcanzar ventajas operativas y técnicas, además de lograr un ópti-mo manejo de recursos económicos, materiales y humanos, en el documento Análisis Costo Beneficio 2006 se propuso un cambio de alcance del proyecto Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco para incluir los 29 campos de los cin-co proyectos antes mencionados en uno solo; este proyecto ampliado en lo sucesivo se denominará PATG.1

Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesInició su explotación en 1957, con el pozo descubridor Tamaulipas-1. Actual-mente su producción proviene de cinco formaciones: dos Jurásicas y tres Cre-tácicas, de las cuales la más importante por su producción y reserva es la Jurásico San Andrés (JSA). La producción máxima del campo se alcanzó en 1961 con 25.5 Mbd.

1 Análisis Costo-Beneficio, (Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco) que cambió de nombre a Proyecto Aceite Terciario del Golfo, no-viembre 2006.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Aceite Terciario del Golfo.

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El campo Tamaulipas-Constituciones contaba con una reserva al 1 de enero de 2006 de 75.27 MMbls y 42.95 MMMpc de aceite y gas respectivamente; como proyecto integral incluía los campos Barcodón, Cacalilao, Ébano-Cha-pacao, Pánuco, Limón, Altamira, Topila, Corcovado y Salinas-Barco-Caracol. La reserva ascendía a 92.32 MMbls de aceite y 69.55 MMMpc de gas.

El desarrollo del campo se realizó en tres etapas: la inicial de 1956 a 1962 con 533 pozos perforados en el yacimiento JSA; la segunda enfocada en desarro-llo del yacimiento Cretácico Tamaulipas inferior cuerpo A, con 60 pozos perfo-rados; y la última de 1982 a 1992 con 124 pozos intermedios perforados en el yacimiento JSA. En total se perforaron 719 pozos de los cuales 452 resultaron productores, 176 son inyectores de agua y 81 se taponaron, actualmente se encuentran en operación 313 pozos.

Las formaciones productoras en el área Ébano-Pánuco-Cacalilao pertene-cen al KS (Agua Nueva y San Felipe) y corresponden a yacimientos carbo-natados y naturalmente fracturados, mientras que en el campo Tamaulipas-Constituciones son cinco las formaciones productoras: dos Jurásicas y tres Cretácicas, de las cuales las más importantes por su reserva original, produc-ción acumulada y reserva remanente son JSA y Cretácico Tamaulipas inferior cuerpo A (KTI-A).

La reserva 2P total de hidrocarburos al 1 de enero de 2009 del proyecto as-ciende a 118.1 MMb de aceite y 60.7 MMMpc de gas; corresponden al área Tamaulipas-Constituciones 51.6 MMb de aceite y 33.5 MMMpc de gas, y al área Ébano-Pánuco-Cacalilao 66.5 MMb de aceite y 27.2 MMMpc de gas.

El desarrollo del sector Ébano-Pánuco-Cacalilao ha sido limitado debido a las características de la formación (producción en carbonatos y a través de fracturas), y las condiciones de presión de la formación y la alta viscosidad del aceite, lo que dificulta su manejo; en este sector se contempla la reactivación del área a través de la perforación de 461 pozos y la adquisición de 1,900 km2

de sísmica 3D.

El desarrollo del campo Tamaulipas-Constituciones se realizó en tres etapas: la inicial que comprendió el periodo de 1956 a 1962 con 535 pozos perforados en el yacimiento JSA; la segunda enfocada en el desarrollo del yacimiento Cretácico Tamaulipas inferior cuerpo A con 60 pozos perforados; y la última de 1982 a 1992 con 124 pozos intermedios perforados en el yacimiento JSA.

En total se perforaron 717 pozos, de los cuales 452 resultaron productores, 176 son inyectores de agua y 91 se taponaron, actualmente se tienen 344 po-zos productores en el área Tamaulipas-Constituciones y Barcodón.

El campo Tamaulipas-Constituciones tiene implantado un proceso de recupe-ración secundaria por inyección de agua desde 1968. Al principio se inyectó agua de mar y, en 1978, cambió a agua dulce por problemas de corrosión en el sistema de tuberías de inyección.

A partir de 2001 se realizaron algunas actividades que dieron pie a la reac-tivación del proyecto, principalmente reparaciones menores, y reparaciones mayores en menor proporción.

El campo Tamaulipas-Constituciones tiene implantado

un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua

desde 1968. Al principio se inyectó agua de mar y, en 1978, cambió a agua dulce por problemas de

corrosión en el sistema de tuberías de inyección.

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En el campo Tamaulipas-Constituciones se perforó con éxito el pozo Tamau-lipas 70-D y en el área Ébano-Pánuco-Cacalilao seis pozos; Cacalilao-4016, Sinclair-380, Sinclair-143, Pemex-1127, Sinclair-313 y Cacalilao-1128H, todos con resultados exitosos.1

Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosEl proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos realiza actividades petroleras en 25 municipios, destacando el municipio de Papantla, por ser donde se encuentra el mayor número de instalaciones y se lleva a cabo el mayor número de actividades físicas.

El campo Poza Rica se ubica en la porción sur de la provincia geológica Tam-pico-Misantla y se localiza en la parte media distal del talud de la plataforma de Tuxpan. Las rocas del yacimiento principal son flujos de escombros y gra-nos de carbonatos de la caliza Tamabra, provenientes de la denudación del borde occidental de la plataforma carbonatada de Tuxpan.

Se compone de tres yacimientos, de edades Jurásico medio, KM y Terciario (Oligoceno), que producen aceite negro de densidades entre 30 y 32 oAPI. El yacimiento en la caliza Tamabra del KM es el de mayor importancia del campo, ya que actualmente aporta 45% de la producción total del área de Poza Rica.

El campo Poza Rica se descubrió en mayo de 1930 con el pozo Poza Rica-2 y la explotación del campo se inició hasta dos años después con la perforación del pozo Poza Rica-3, el cual tuvo una producción inicial de 1,069 bd de aceite y 1.07 MMpcd de gas. Los otros campos de Poza Rica se localizan al sur de la cuenca Tampico-Misantla, en la porción centro-oriental de México y abarcan una superficie de 63,200 km2.

La historia de su producción comienza en 1907, año en el que fue perforado el pozo Furbero-2, a una profundidad de 581 m, con una producción inicial de 25 barriles de aceite por día.

En 1951 se implantó la prueba piloto de inyección de agua en la parte inferior del yacimiento por medio de 28 pozos dispersos irregularmente. Asimismo, se inyectó gas a la parte superior del yacimiento inicialmente con tres pozos hasta llegar a un total de siete, suspendiéndose la inyección por baja producción de aceite asociada.

El campo San Andrés inicia su explotación en octubre de 1956 con el des-cubrimiento del pozo San Andrés-3, cuya aportación inicial fue de 767 bd de aceite, 10% de agua y una relación de gas-aceite de 110 m3/m3, alcanzando su máxima producción de 45,000 barriles en el año de 1958, mediante 69 pozos productores.

Con el propósito de reducir la declinación de presión y producción, en 1965 se implantó el proceso de inyección de agua y el levantamiento artificial de fluidos mediante BN, debido a que la producción del campo había declinado

1 Documentos Análisis Costo Beneficio (Cambio de Monto y Alcance) julio 2009 y Análisis Costo Beneficio septiembre 2003.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Poza Rica

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precipitadamente. Se realizó un estudio integral, con el cual se determinó la factibilidad de incrementar la producción en siete áreas prioritarias del campo, mediante la reparación de pozos inyectores y productores, perforación de po-zos adicionales y adecuación de la red de inyección.

El campo Tres Hermanos, principal del área, se descubrió el 14 de mayo de 1959 con la perforación del pozo 103 a la profundidad de 2,076 m. Se deter-minó como productor de aceite en rocas ígneas que intrusiona a la formación Pimienta de edad Jurásico. Sin embargo, este campo es productor en la for-mación Tamabra y cuenta con 154 pozos perforados en un área de 42 km2.

La presión original del yacimiento fue de 217 kg/cm2 y su tipo corresponde a un yacimiento de aceite negro bajosaturado, con una presión de 204 kg/cm2. En agosto de 2007 se elabora el documento Análisis Costo Beneficio Cambio de Monto y Alcance, para incorporar al proyecto Poza Rica los campos que forman el proyecto Tres Hermanos.

El cambio de monto y alcance se debió a la actividad realizada en el proyecto integral Poza Rica, ya que en los últimos años se han reclasificado sus reser-vas, por lo que la versión actual planteaba un incremento de actividad para la recuperación de las mismas.

Por lo anterior, se propuso la integración de los proyectos Poza Rica-Tres Her-manos, agrupando todos los campos de ambos proyectos, con lo cual se pre-tende continuar con la explotación de los campos del proyecto integral Poza Rica y adicionalmente captar el valor económico de los hidrocarburos del área del proyecto Tres Hermanos, logrando así una mayor flexibilidad en el manejo de los recursos.

Hasta julio de 2009, el proyecto Poza Rica-Tres Hermanos incluía la figura del financiamiento de proyectos de inversión de impacto diferido en el registro del gasto (PIDIREGAS). A partir de agosto de 2009 se elabora el Análisis Costo Beneficio Cambio de Monto y Alcance, debido a la desaparición de esta figura de financiamiento.

A 2011, se cuenta con 501 pozos perforados, de los cuales 209 se encuentran en operación; de éstos, 198 son productores y 11 son inyectores de agua trata-da y uno inyector de agua congénita. La producción es cercana a los 11 Mbd de aceite y 7.07 MMpcd de gas.1

1 Análisis Costo Beneficio (Cambio de Monto y Alcance) agosto 2007. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación y la Coordinación

de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica-Altamira.

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b. Subdirección de Producción Región Marina NoresteLa Región Marina Noreste cuenta con sólo tres proyectos: Ek Balam, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

Proyecto CantarellEl Proyecto Cantarell fue presentado por primera vez al gabinete económico en julio de 1996 y los estudios que se realizaron cubrieron aspectos diversos del comportamiento del yacimiento, así como la ingeniería conceptual para la infraestructura de superficie.

En el periodo julio-noviembre de ese año se afinaron varios componentes del proyecto, y el 28 de noviembre de 1996 fue autorizado por la CIGF me-diante el acuerdo 96-II-E-1. A través del decreto del PEF de 1997, la Cámara de Diputados aprobó el Proyecto Cantarell, el cual consideraba solamente la inversión correspondiente a la modernización y optimización de Cantarell (inversión estratégica).

En el PEF de 1998 la Cámara de Diputados aprobó la incorporación de la inversión del activo Cantarell (inversión operacional), con el propósito de reunir la inversión necesaria para desarrollar el proyecto de manera integral.

A partir del PEF de 2000, se incluyeron y autorizaron los intereses capitaliza-bles de la inversión financiada como parte del costo total del proyecto.

Desarrollo y explotación inicial (1979-1996)Objetivo: Los campos del Complejo Cantarell iniciaron su producción en junio de 1979 con el fin de alcanzar y mantener una plataforma de producción de 1 MMbd; en abril de 1981 alcanzó su máxima producción con 1.156 MMbd, la cual mantuvo durante los años posteriores. Este complejo se conformaba de cuatro campos productores de aceite de 22 °API:

• Chac: descubierto en agosto de 1976 con la perforación del pozo Chac-1.

• Akal: considerado un campo supergigante, fue descubierto en agosto de 1977 con la perforación del pozo Cantarell-1A.

• Nohoch: fue descubierto en marzo de 1978 con la perforación el pozo Cantarell-2095.

• Kutz: descubierto en 1979.

Inicialmente el proyecto contó con los recursos que le asignó el gobierno fede-ral a través del gasto programable.

Modernización y optimización de la infraestructura (1997-2005)Derivado del alto volumen de su reserva, se hizo necesario maximizar su pro-ducción mediante el desarrollo de un proyecto sin precedentes que inició en 1997, representando un fuerte incremento en inversiones y actividades. El objeti-vo era aumentar la producción más de 1 MMbd, es decir pasar de 1 a 2 MMbd.

Los campos del Complejo Cantarell iniciaron su producción en junio

de 1979 con el fin de alcanzar y mantener una plataforma de

producción de 1 MMbd; en abril de 1981 alcanzó su máxima producción

con 1.156 MMbd, la cual mantuvo durante los años posteriores.

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Objetivo: Recuperación de la reserva mediante la modernización y construc-ción de infraestructura y la implantación de un sistema de explotación para maximizar su valor económico.

Con el fin de dar cumplimiento al objetivo trazado, se creó un comité directivo para desarrollar el Proyecto de Modernización y Optimización de Cantarell. Una vez autorizado, se elaboró un plan maestro que comprendía la ingeniería conceptual y tiempos de ejecución, enfocado en el cumplimiento de cuatro metas de gran relevancia.

Plan maestro:

• Incrementar la producción a 2.0 MMbd en el año 2000.

• Aprovechar el total el gas y reducir el envío a la atmósfera.

• Iniciar la inyección temprana de gas natural.

• Iniciar un sistema de mantenimiento de presión del yacimiento median-te la inyección de nitrógeno al casquete de gas, a partir de 2000.

En el corto plazo, el proyecto se orientó a resolver cuellos de botella de la infraestructura y, en largo plazo, a incrementar la producción mediante la crea-ción de nueva infraestructura: plataformas, ductos y adquisición de equipos di-námicos y estáticos. A continuación se señalan algunos aspectos relevantes:

• En octubre de 1997 se emitió el lineamiento de que toda inversión en Cantarell se manejara en forma integral a través del esquema PIDI-REGAS. Por consiguiente, las inversiones en el Proyecto de Moderni-zación y Optimización Cantarell conformaron el denominado Proyecto Cantarell integral, considerado de carácter estratégico.

• La contratación de obras se llevó a cabo bajo la modalidad de IPC (Ingeniería, Procura y Construcción), dados los beneficios de manejar un solo proceso licitatorio y con responsabilidad de un solo contratista.

• La perforación de pozos a través de una unidad independiente da ma-yor versatilidad a los resultados.

• Las obras clave para el cumplimiento de los programas de producción se realizaron bajo el paquete de Contratos Pemex, dadas sus garantías.1

Proyecto integral Ek-BalamEl proyecto integral Ek-Balam está enfocado en el desarrollo y la explotación de las reservas de aceite y gas asociado del campo Ek-Balam en las formacio-nes JSO y BKS. La operación se inició en 1993 en la formación JSO.

El comportamiento de presión del campo en el JSO mostró una rápida decli-nación debido al pobre soporte de energía del acuífero asociado; la etapa flu-yente fue corta, por lo que se requirió un sistema artificial para continuar con la explotación de los hidrocarburos del campo. El BEC se consideró el sistema ar-

1 Análisis Costo-Beneficio del Proyecto Cantarell, agosto 2009 (último autorizado). Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Cantarell.

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tificial de producción más adecuado —se implementó en 1995— ya que, con-juntamente con un proceso de mantenimiento de presión, permite maximizar el factor de recuperación de la reserva de aceite ligero de estos yacimientos.

En 2005 y 2007 se efectuaron pruebas de confirmación del potencial de la formación BKS en los pozos Ek-33 y Balam-11, incorporando aceite pesado de 12 °API utilizando la infraestructura existente. En junio de 2006 se inició la inyección de agua en el yacimiento Balam JSO para mantener la presión a través del pozo Balam-53 (Balam-TD).

El proyecto fue dictaminado favorablemente en 2002 por la SHCP, quien autorizó con presupuesto PIDIREGAS para el horizonte 2002–2006 un monto de inversión física de 2,506.7 MM$ de 2003. El dictamen técnico corrió a cargo de un tercero.

En 2003, el proyecto integral Ek-Balam fue sometido a cambio de monto, do-cumentándose la inversión requerida en la cartera de proyectos 2004-2018 por un monto de 3,887.8 MM$ de 2004 para la ejecución del proyecto en el quinquenio antes señalado.

El documento autorizado en el PEF, tomo IV de 2004, que corresponde a un monto de inversión física total del proyecto de 6,190.7 MM$ de 2005, se com-ponía de 4,188.0 MM$ en PIDIREGAS en el horizonte 2002–2007 y 2,002.7 MM$ en programable en el horizonte 2005-2018.

En 2004, la propuesta de cambio de monto del proyecto integral Ek-Balam, documentada en la cartera de proyectos 2005-2019, requirió un monto de 9,716.7 MM$ de 2005 para la ejecución del proyecto en el horizonte 2002-2019, de los cuales 9,523.6 MM$ corresponden a inversión física y 197.9 MM$ a los intereses capitalizables.

Posteriormente, se actualizó el PEF, tomo IV de 2005, por un monto de 9,523.6 MM$ de 2005, compuesto por 4,522.7 MM$ en PIDIREGAS en el horizonte 2002–2008 y 5,000.9 MM$ en programable en el horizonte 2005-2019.

En 2009 hubo cambio de monto y alcance al desaparecer la figura de finan-ciamiento de PIDIREGAS, conforme al decreto que adiciona y reforma diversas disposiciones de la LFPRH publicada en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, conforme al artículo 47 del Reglamento de la LFPRH y al numeral 23, inciso b) de los “Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y proyectos de inversión”.

El horizonte de vida del proyecto Ek-Balam considerado en el documento cos-to beneficio es de 2002 a 2024, tiempo durante el cual el proyecto requeri-rá una inversión total (inversión física más intereses capitalizables) de 33,747 MM$. Para el horizonte 2010-2024, el proyecto actualizado considera una in-versión total de 19,794 MM$.

El último cambio de monto solicitado del proyecto integral Ek-Balam fue en el año 2011, generado principalmente por el desarrollo futuro del campo exclu-sivamente en las arenas de la formación JSO, mediante la perforación de 11 pozos de desarrollo, tres inyectores, la construcción de dos estructuras tipo octápodos, generación eléctrica adicional y un gasoducto para BN.

Criogénica 47Dos Bocas,Tabasco

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La inversión autorizada en el PEF, tomo IV del año 2012 considera un costo total del proyecto de 47,154 MM$ de 2012 para el periodo 2002-2023. Los be-neficios esperados en producción representan un volumen acumulado de 212 MMbl de aceite y 42 MMMpc de gas, en el horizonte 2012-2023.1

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapEl proyecto inició en 1980 con el pozo descubridor Ha-1 del campo Ku. Pos-teriormente, en 1985 se inicia la explotación del campo Maloob y, en 1992, la del campo Zaap. En conjunto, estos tres campos mantuvieron la plataforma de producción del activo Ku Maloob Zaap hasta el año 2002.

En este mismo año, la SHCP dictaminó favorablemente al proyecto integral Ku Maloob zaap para ser financiado bajo el esquema de PIDIREGAS, con lo cual se inició nuevamente el desarrollo de los campos Ku, Maloob y Zaap.

Finalmente, en 2007 comienza el desarrollo conceptual de los campos Ayatsil y Pit y, en 2009, el del campo Tekel.

De los campos Ku, Maloob, zaap, Bacab y Lum se han producido 3,258.89 MMb y 1,576.40 MMMpc de aceite y gas respectivamente en el periodo 1981-2010. A la fecha, los campos Ku, Maloob y Zaap consideran la inyección de ni-trógeno como proceso de mantenimiento de presión a nivel Cretácico, así como la futura incorporación del sistema de BEC con respaldo de BN como sistema artificial de producción para los pozos de los campos Maloob y zaap; por otra parte, para los campos de Ayatsil, Tekel y Pit se contempla el sistema BEC dual.2

1 Análisis Costo Beneficio, Cambio de Monto y Alcance del proyecto integral Ek-Balam, diciembre 2011.

Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Cantarell.

2 Análisis Costo-Beneficio del Proyecto Ku-Maloob-zaap, abril 2011 Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Ku-Maloob-Zaap.

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c. Subdirección de Producción Región SurEn la Región Sur se cuenta con los siguientes ocho proyectos: Bellota-Chin-chorro, Cactus-Sitio-Grande, Cárdenas, Carmito-Artesa, El Golpe-Puerto Cei-ba, Jujo-Tecominoacán, Delta del Grijalva y Antonio J. Bermúdez.

Proyecto integral Bellota-ChinchorroLa actividad exploratoria en esta área inició en 1930 con estudios gravimétri-cos, de los cuales se perforó el pozo Jalpa-1 en 1934, ubicado 18 km al sures-te de la ciudad de Comalcalco, el cual fue productor no comercial de aceite en sedimentos del Mioceno.

En 1972, se inició otra etapa en la prospección petrolera de la provincia de las cuencas terciarias del Sureste, la cuál culminó con el descubrimiento de aceite y gas en rocas carbonatadas del Mesozoico.

La explotación de los yacimientos que conforman el proyecto dio inicio en oc-tubre de 1980, llegando a producir un máximo de aceite de 197 Mbd y gas de 353 MMpcd en el año de 1984.

En 2001, PEP documentó y presentó el proyecto Bellota-Chinchorro conforme a los criterios de la SHCP. Éste se consideró proyecto prioritario y se incluyó en el programa PIDIREGAS.

En oficio 510.-0093 de fecha 15 de febrero de 2002, la Subsecretaría de Hidro-carburos, dependiente de la Secretaría de Energía (SENER) informa a Pemex que, en los términos de ley, se autoriza la inversión financiada para el proyecto Bellota-Chinchorro; la autorización se basa en la información técnica presen-tada por la Dirección General de Exploración y Producción de Pemex y el dictamen financiero emitido por la Dirección General de Operación Financiera del Subsector Hidrocarburos de la Secretaría de Energía (SENER).

En 2007, PEP documentó el cambio de monto y alcance fundamentado prin-cipalmente en el descubrimiento de yacimientos adyacentes en los campos Mora, Palangre, yagual y la adición del campo Cobra, originando incremento en la actividad física de perforaciones, terminaciones y reparaciones mayores de pozos, principalmente.

En 2009, y derivado del finiquito de los proyectos PIDIREGAS, PEP presenta el cambio de monto y alcance del proyecto Bellota-Chinchorro, con base en las disposiciones emitidas por la Dirección Corporativa de Finanzas en oficio DCF-SPP-0709-2008 de fecha 19 de diciembre de 2008. Con oficio 411.2060/2008 del 11 de diciembre de 2008, emitido por la Dirección General de Programación y Presupuestación de la SENER, se indica que la Unidad de Inversiones (UI) de-pendiente de la SHCP solicita que en el proceso de registro y modificación de la cartera de programas y proyectos de inversión financiada que administra dicha unidad se documente y presente el cambio de monto y alcance del proyec-to Bellota-Chinchorro, para su actualización y reconocimiento como proyecto presupuestario, a efecto de conservar vigente la clave de registro en la cartera.

Para 2011, PEP presenta el cambio de monto y alcance con base en la nueva visión del proyecto Bellota-Chinchorro, la cual ya no considera la componen-

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te exploratoria Comalcalco. Sin embargo en esta nueva visión se integran los proyectos Bellota-Chinchorro y Cárdenas en uno solo que se denominará Pro-yecto Bellota-Chinchorro, con el fin de mejorar la rentabilidad y la eficiencia del mismo, optimizando y/o reduciendo costos en el mantenimiento de ductos, ins-talaciones e infraestructura, seguridad industrial, gestión de activos, etcétera. El enfoque se centraría principalmente en el desarrollo intensivo de los campos nuevos Bricol y Madrefil, debido a que se trata de yacimientos de alta presión y alta productividad, con la finalidad de incrementar los niveles de producción.1

Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeEl proyecto Cactus-Sitio Grande está integrado por los campos Arroyo Zana-pa, Cacho López, Cactus, Juspí, Níspero, Río Nuevo, Sitio Grande y Teotleco. Inició su explotación en 1972 con la perforación y terminación del pozo Sitio Grande-1, con una producción de 0.2 Mbd de aceite y 0.3 MMpcd de gas. Entre 1972 y 1978 se continúa con el desarrollo del campo Sitio Grande y se incorporan los campos Cactus, Níspero, Río Nuevo y Cacho López, alcan-zando una producción de 265 Mbd de aceite y 450 MMpcd de gas. Se inicia la inyección de agua como proceso de recuperación secundaria en junio de 1977 en el campo Sitio Grande entre 1978 y 2002, y se incorporan a produc-ción los campos Arroyo zanapa y Juspí. En septiembre de 1980 se alcanza una producción máxima de 288 Mbd de aceite y 489 MMpcd de gas.

Sin embargo, debido a la caída de presión en el yacimiento se observa una fuerte declinación, lo que motiva el cierre de varios pozos. Se incorporan al proceso de inyección de agua los campos Cactus, en junio de 1980, y en fe-brero de 1981 el campo Níspero, se inicia la primera etapa de perforación de pozos intermedios en los campos Cactus y Sitio Grande y se intensifican las reparaciones mayores para controlar el agua.

Entre 2002 y 2012 se atenúa gradualmente la declinación de la producción debi-do a la implementación de varias estrategias tales como el proceso de inyección de CO2 en el campo Sitio Grande en 2005. En la segunda etapa de perforación de pozos intermedios se intensifican las reparaciones mayores a pozos en los campos Sitio Grande y Cactus, la masificación de sistemas artificiales de pro-ducción, el descubrimiento y el desarrollo en mayo de 2008 del campo Teotleco, así como el bloque nuevo del campo Juspí, con lo que se logra incrementar la producción y mantener una declinación sostenida. Al cierre de diciembre de 2011se tuvo una producción de 25.3 Mbd de aceite y 97 MMpcd de gas.2

Proyecto originalEn 2001, PEP documentó y presentó el proyecto integral Cactus-Sitio Grande conforme a los criterios de la SHCP, quien lo consideró un proyecto prioritario para incluirse en el PIDIREGAS.

1 Documentos de Análisis Costo–Beneficio con Cambio de Monto y Alcance del proyecto Bellota-Chinchorro de agosto de 2007, agosto 2009 y marzo de 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación y Gerencia de Pro-gramación y Evaluación,

2 Base Institucional de Pemex. Resguardo y Ubicación: Dirección Corporativa de Finanzas, Gerencia de Integración de

Información Institucional.

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Con oficio 29000/210/02, la Gerencia de Planeación de la Región Sur indica que, en oficio emitido por la Dirección General de Crédito Público de la SHCP número 305-IV-067, ésta menciona no tener inconveniente para que Pemex gestione lo correspondiente a la implementación del esquema financiero y uti-lice el Master Trust para el proyecto en cuestión.

En oficio 510-0086 de fecha 15 de febrero de 2002, la Subsecretaría de Hi-drocarburos dependiente de la SENER informa a Petróleos Mexicanos que en los términos de ley se autoriza la inversión financiada para el proyecto integral Cactus-Sitio Grande. y que la autorización se basa en la información técnica presentada por la Dirección General de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos (Pemex) y el dictamen financiero emitido por la Dirección General de Operación Financiera del Subsector Hidrocarburos de la SENER.

Actualización del proyectoAl desaparecer la figura de financiamiento de PIDIREGAS, el acuerdo que adi-ciona y reforma diversas disposiciones de la LFPRH publicado en el Diario Ofi-cial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, conforme al artículo 47 del Reglamento de la LFPRH y al numeral 23, inciso b de los “Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y proyectos de inversión”, se considera que el proyecto ha modificado su alcance.

Proyecto integral CárdenasEl campo Cárdenas se localiza 10 km al oeste de la cabecera municipal de Cárdenas, Tabasco. Pertenece al activo de producción Bellota-Jujo, Región Sur. El campo se descubrió en 1980 con la perforación del pozo Cárde-nas-101, se compone de tres yacimientos, los cuales se encuentran en el JSK y KI. Estructuralmente es un anticlinal formado por fallas normales y dos fallas inversas, los cuales forman bloques comunicados hidráulicamente en el mis-mo yacimiento.

La extensión del área productora es de 126.8 km2 con espesores de 100 a 600 m, profundidad media de 5,400 m, porosidad promedio de 3%, Sw del 15% y permeabilidad promedio de 12 a 100 mD. El fluido producido es de alto valor comercial, 39 °API, viscosidad de 0.15 centipoise, originalmente bajo saturado, temperatura de 153 °C y una presión de saturación de 307 kg/cm2.

En los yacimientos, cuyos límites físicos exteriores fueron definidos por el cie-rre que presenta las fallas en todo el contorno sur del campo y por bloque, los límites entre los yacimientos se determinaron por comportamiento de presión-producción, por cambio de permeabilidades y fallas.

La columna geológica atravesada por los pozos está representada por rocas sedimentarias del KI al JSK.

Los proyectos de mayor relevancia, actualmente en desarrollo, son la des-hidratación y desalado de aceite y el tratamiento e inyección de agua en la batería Cárdenas norte, la prueba piloto de inyección de aire (combustión in situ) y la inyección de gas amargo.

El proyecto de deshidratación y desalado de aceite y tratamiento e inyección de agua en la batería Cárdenas norte contempla el manejo de la producción

Los proyectos de mayor relevancia, actualmente en desarrollo, son la

deshidratación y desalado de aceite y el tratamiento e inyección de agua

en la batería Cárdenas norte, la prueba piloto de inyección de aire (combustión in situ) y la inyección

de gas amargo.

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actual de dicha batería (los campos Cárdenas, Mora, Chipilín y Edén), además de alinear las corrientes de aceite hidratado producidas en las baterías Bellota (campos: Jolote y Bellota de la batería Bellota y Bellota bloque norte, Chincho-rro, Palangre y yagual de la batería Bellota-114) y Paredón (campos Paredón, Fénix y Jacinto).

La prueba piloto de inyección de aire al campo Cárdenas contempla la in-yección de aire en un pozo existente del bloque JSK, con el fin de mejorar el factor de recuperación de hidrocarburos mediante el proceso de oxidación, aumentando el barrido de aceite que fluye del poro matricial hacia la fractura, reflejándolo hacia un pozo productor existente del mismo bloque.

En 2007 PEP documentó el cambio de monto y alcance del proyecto Cárde-nas, fundamentado en el incremento de actividades necesarias para recu-perar la reserva remanente de hidrocarburos, así como la adecuación y el mantenimiento de las instalaciones de producción.

En 2009 y derivado del finiquito de los proyectos PIDIREGAS, PEP presenta el cambio de monto y alcance del proyecto Cárdenas con base en las dis-posiciones emitidas por la Dirección Corporativa de Finanzas en oficio DCF-SPP-0709-2008 de fecha 19 de diciembre de 2008, solicitando con base en el oficio 411.2060/2008 del 11 de diciembre de 2008, emitido por la Dirección General de Programación y Presupuestación de la SENER, que la Unidad de Inversiones (UI) dependiente de la SHCP que en el proceso de registro y mo-dificación de la cartera de programas y proyectos de inversión financiada que administra dicha unidad se documente y presente el cambio de monto y alcance del proyecto Cárdenas, para su actualización y reconocimiento como proyecto presupuestario, a efecto de conservar vigente la clave de registro en la cartera.

Para 2011, PEP, con base en la nueva visión de mejorar la rentabilidad y la efi-ciencia de los proyectos, presenta el cambio de monto y alcance del proyecto Cárdenas, que consiste en dejar de operar el único campo de este proyecto de manera individual para integrarse al Proyecto Bellota-Chinchorro por com-partir infraestructura común, optimizando y/o reduciendo costos en el manteni-miento de ductos, instalaciones e infraestructura, en seguridad industrial, ges-tión de activos, etc., enfocándose principalmente en el desarrollo intensivo de los campos nuevos con la finalidad de incrementar los niveles de producción.1

Proyecto integral Carmito-ArtesaEl proyecto Carmito-Artesa está conformado por los campos Acuyo, Agave, Artesa, Gaucho, Carmito, Iris, Tapijulapa, Giraldas y Secadero. Inició su ex-plotación en 1977 con la perforación del pozo Artesa 1, con una producción inicial de 11.1 Mbd de aceite y 12 MMpcd de gas. Hasta 1983 se continúa con el desarrollo del campo Artesa y se incorporan los campos Agave, Giraldas, Iris, Tapijulapa, y Carmito; este último produce con un alto contenido de CO2, por lo que se alcanzó una producción máxima de 153 Mbd de aceite y 907 MMpcd de gas en febrero de 1982.

1 Documentos de Análisis Costo–Beneficio con Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Cárdenas, de agosto 2007, agosto 2009 y marzo 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Produc-ción Bellota – Jujo. Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

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Entre 1983 y 1992 la pérdida de presión y el avance de agua originan una caída en la plataforma de producción, la cual se redujo a 16.3 Mbd de aceite y 200 MMpcd de gas en enero de 1992; para 1996 se logra incrementar la producción de hidrocarburos mediante la perforación de pozos intermedios y la reapertura del campo Carmito mediante la puesta en operación de una planta separadora de CO2.

En el periodo comprendido entre los años 1996 y 2000, se incrementa la pro-ducción de hidrocarburos mediante el desarrollo del bloque suroeste del cam-po Agave.

A partir del año 2000 se continuó con la perforación de pozos en los campos Gaucho y Carmito; también se intensificaron las actividades de reparaciones mayores debido al avance del contacto agua-aceite por depresionamiento y canalización; se implementó la utilización de sistemas artificiales de produc-ción y estimulaciones de pozos y, al cierre de 2011, se tuvo una producción de 5.69 Mbd de aceite y 76.4 MMpcd de gas.1

Proyecto originalEn 2001, PEP documentó y presentó el proyecto integral Carmito-Artesa con-forme a los criterios de la SHCP. Éste se consideró como proyecto prioritario para incluirse en el PIDIREGAS.

Con oficio 29000/210/02, la Gerencia de Planeación de la Región Sur indica que, en oficio emitido por la Dirección General de Crédito Público de la SHCP mediante oficio 305-IV-069, manifiesta no tener inconveniente en que Pemex gestione lo correspondiente a la implementación del esquema financiero y uti-lice el Master Trust para el proyecto en cuestión.

Con el oficio 510.-0090 de fecha 15 de febrero de 2002, la Subsecretaría de Hidrocarburos, dependiente de la SENER, informa a Petróleos Mexicanos que en términos de Ley se autoriza la inversión financiada para el proyecto integral Carmito-Artesa y que la autorización se basa en la información técnica pre-sentada por la Dirección General de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos (Pemex) y el dictamen financiero emitido por la Dirección General de Operación Financiera del Subsector Hidrocarburos de la SENER.

La CIGF, según acuerdo 01-xxIV-1 fechado el 9 de noviembre de 2001, dicta-minó conforme al numeral 188 del manual de norma, la información contenida en los dictámenes de la Dirección General de Crédito Publico (DGCP) en ofi-cio 305.-263 de fecha 9 de noviembre de 2001 y la Unidad de Políticas Presu-puestarias (UPP) en oficio 307-A-5.-3051 de fecha 7 de noviembre de 2001.

La evaluación técnica fue emitida por la Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de la Subsecretaría de Energía de la SENER mediante memorando interno 512.086-02 de 16 de enero de 2002.

1 Base Institucional de Pemex. Resguardo y Ubicación: Dirección Corporativa de Finanzas, Gerencia de Integración de

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El dictamen fue emitido por la Dirección General de Operación Financiera del Subsector Hidrocarburos de la Subsecretaria de Hidrocarburos de la SENER de acuerdo a oficio 510.-0067 de 14 de febrero de 2002.

La información de las vigencias y montos del proyecto integral Carmito-Artesa está disponible en el PEF que puede consultarse en la dirección electrónica de la Subsecretaría de Egresos de la SHCP.

Actualización del proyectoEn 2009, fue autorizado un cambio de monto y alcance por la SHCP con clave de registro 10001098.

Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaLa explotación de los yacimientos que conforman el proyecto inició en marzo de 1959, resaltando que en el año 1973 con el desarrollo del Terciario se obtu-vo una producción máxima de 37,688 bd de aceite.

A partir de esta fecha, se observa una fuerte declinación que alcanzó valores cercanos a 10,000 bd de aceite, hasta que en 1985 se descubre el campo Puerto Ceiba en calizas fracturadas del Mesozoico, logrando mantener una producción del orden de los 8,000 bd de aceite durante 12 años.

De 1998 a la fecha, con el descubrimiento del yacimiento KI con el pozo Puerto Ceiba 113-B, inicia un sustancial incremento de la producción, y posteriormente con la terminación del pozo Puerto Ceiba 111-A en el yacimiento JSK, se alcan-zan en julio del 2001 valores de producción del orden de 22,000 bd de aceite.

En este mismo año se realizó el estudio técnico-económico que generó las bases para la implantación del proyecto para el ciclo 2002 al 2016. El 2 de octubre del mismo año se presentó la documentación correspondiente en la cual se solicitó la autorización para su ejecución como proyecto estratégico.

La comisión intersecretarial de gasto financiamiento dio a conocer, el 9 de noviembre de 2001 la autorización mediante el acuerdo 01-xxIV-1 para que dicho proyecto se realizara bajo la modalidad de PIDIREGAS.

La Subsecretaría de Hidrocarburos de la SENER, mediante oficio número S10-0093 del 15 de febrero del 2002, emitió la autorización de la inversión financia-da para el proyecto integral El Golpe-Puerto Ceiba.

En 2006 PEP, documentó el cambio de monto y alcance del proyecto El Golpe-Puerto Ceiba, con base en un estudio de sísmica 3D en el campo Puerto Ceiba que permitió incrementar los volúmenes de reserva de este campo y realizar estudios de gabinete en campos del Terciario dando origen a la alternativa para el desarrollo marino del campo Puerto Ceiba y para realizar actividades en los campos del Terciario.

En 2008 PEP nuevamente documentó el cambio de monto y alcance del pro-yecto El Golpe-Puerto Ceiba, debido a un incremento de actividad necesaria para drenar reservas incorporadas debido al descubrimiento del campo Tajón, reactivación de campos maduros del Terciario y cambio en la estrategia de desarrollo del campo Puerto Ceiba, donde se cancelaron las perforaciones

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marinas y se plantea el desarrollo de este campo mediante la perforación de pozos de alcance extendido desde macroperas terrestres.

En 2009 y derivado del finiquito de los proyectos PIDIREGAS, Pemex Explo-ración y Producción presenta, para actualización del registro, el cambio de monto y alcance con base en las disposiciones emitidas por la Dirección Cor-porativa de Finanzas en oficio DCF-SPP-0709-2008 de fecha 19 de diciembre de 2008, solicitando con base en oficio 411.2060/2008 del 11 de diciembre de 2008 emitido por la Dirección General de Programación y Presupuestación de la SENER, que la Unidad de Inversiones (UI) dependiente de la SHCP, que en el proceso de registro y modificación de la Cartera de Programas y Proyectos de Inversión financiada que administra dicha Unidad, se documente y pre-sente el cambio de monto y alcance del proyecto El Golpe-Puerto Ceiba para su actualización y reconocimiento como proyecto presupuestario a efecto de conservar vigente la clave de registro en la cartera.

En marzo de 2012, se encuentra en proceso la documentación para el cambio de monto y alcance el proyecto El Golpe-Puerto Ceiba; el cambio de alcance se debe al incremento de actividad en los campos del Terciario, así como a la incorporación de nuevas reservas por la perforación exploratoria en los campos recién descubiertos Tokal con la perforación del pozo Tokal-1 con objetivo en las arenas del Terciario a la profundidad de +/- 3,800 m desarro-llados, resultando productor de aceite y gas con un gasto inicial de 503 bd de aceite y 0.31 MMpcd de gas y Pareto con el pozo Pareto 1 con objetivo en yacimientos naturalmente fracturado en Mesozoico, el cual resultó productor con un gasto inicial de 3,703 bd de aceite y 8,004 MMpcd de gas, además de actividades de reparaciones mayores en áreas no drenadas e intervalos pendientes de explotación en los campos Puerto Ceiba, Mayacaste, Pareto, Tintal y Tokal.

Otro aspecto importante dentro del desarrollo de los campos que pertenecen al proyecto es el área contractual Santuario, quecontempla el desarrollo de los campos Caracolillo, El Golpe y Santuario mediante la inclusión de la ini-ciativa privada.1

Proyecto integral Jujo-TecominoacánEl campo Jujo-Tecominoacán constituye la segunda acumulación de hidro-carburos más importante de la Región Sur. El proyecto de explotación Jujo-Tecominoacán está formado por cinco campos: Jujo-Tecominoacán, Jacinto, Paredón, Tepeyil y Fénix, siendo Jujo-Tecominoacán el más importante por su nivel de producción y reservas.

Es un yacimiento naturalmente fracturado que produce aceite volátil de 38 °API. Fue descubierto en 1980 con la perforación del pozo Jujo 2-A, iniciando su producción en octubre de 1980. Inicialmente el desarrollo se concentró en el área de Jujo, hasta que en 1983 se perforó el pozo Tecominoacán 101-B, el cual resultó productor en rocas dolomitizadas del JSK.

1 Documentos de Análisis Costo–Beneficio con Cambio de Monto y Alcance del Proyecto El Golpe-Puerto Ceiba, de noviembre 2006, diciembre 2008, agosto 2009 y marzo 2012

Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo y Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

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El campo Jacinto fue descubierto en 1984 con la perforación del pozo Jacin-to-1 iniciando su producción en octubre de 1985; el segundo con la perfora-ción del pozo Paredón en 1977, iniciando su producción en febrero de 1978; y el tercero con la perforación del pozo Tepeyil-101 en 1985, iniciando su pro-ducción en marzo de 1986.

El yacimiento Jujo-Tecominoacán es un anticlinal de orientación alongada no-roeste-sureste con una combinación de trampas estructurales-estratigráficas. El anticlinal despliega características relacionadas con domos salinos, fallas transcurrentes y de extensión. Los límites norte y noroeste del campo están definidos por fallas inversas de orientación noroeste-sureste, que tienen más de 100 m de desplazamiento vertical.

La columna geológica atravesada por los pozos está representada por rocas sedimentarias que van del Mioceno al JSK. El campo Jujo-Tecominoacán es un anticlinal formado por 19 fallas normales y una falla inversa, los cuales for-man 25 bloques comunicados hidráulicamente.

Sonda de Campeche

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El yacimiento Jujo-Tecominoacán se encuentra alojado en rocas del JSK, Tithoniano y KI. Para fines de simulación, dichas rocas fueron subdivididas en 10 capas, las cuales se enlistan en el sentido de la perforación: KI, JST1, JST2, JST3, JST4, JSK5, JSK6, JSK7, JSK8 y JSK9. Estas rocas están constituidas principalmente por dolomías y en partes por calizas.

En las dolomías, los principales tipos de porosidades son intercristalina, cavi-dades por disolución y fracturamiento. En las calizas la porosidad es principal-mente en fracturas.

Es importante mencionar que los bloques en que se encuentra subdividido estructuralmente este campo están conectados hidráulicamente.

En 2001 documentó y presentó el proyecto integral Jujo-Tecominoacán confor-me a los criterios de la SHCP; éste se consideró como proyecto prioritario para incluirse en el programa de PIDIREGAS.

En oficio 510.-0093 de fecha 15 de febrero de 2002, la Subsecretaría de Hi-drocarburos, dependiente de la SENER informa a Petróleos Mexicanos que en los términos de ley autoriza la inversión financiada para el proyecto integral Jujo-Tecominoacán, y que la autorización se basa en la información técnica presentada por Dirección General de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos y el dictamen financiero fue emitido por la Dirección General de Operación Financiera del Subsector Hidrocarburos de la SENER.

En 2007 PEP, documentó el cambio de monto y alcance del proyecto Jujo-Te-cominoacán, con base en un estudio de caracterización estática, en donde se utilizó información sísmica 3D en el campo Jacinto 1001 que permitió incorpo-rar al proyecto original el desarrollo de los campos Jacinto, Paredón y Tepeyil, debido al volumen de aceite ligero y gas que se estimó obtener con el desa-rrollo de los bloques nuevos que se tienen en estos campos, e incorporar las actividades exploratorias del proyecto Malpaso que permitió el descubrimiento de nuevas áreas hacia el oeste de las zonas productoras en rocas mesozoicas (sur del área Chiapas-Tabasco) lo que permitió incrementar las reservas de los campos en explotación de este proyecto.

En 2009 y derivado del finiquito de los proyectos PIDIREGAS, PEP presen-ta para actualización el cambio de monto y alcance con base en las dispo-siciones emitidas por la Dirección Corporativa de Finanzas en oficio DCF-SPP-0709-2008 de fecha 19 de diciembre de 2008, solicitando con base en oficio 411.2060/2008 del 11 de diciembre de 2008, emitido por la Dirección General de Programación y Presupuestación de la SENER, que la Unidad de Inversiones (UI) dependiente de la SHCP, solicite que el proceso de registro y modificación de la cartera de programas y proyectos de inversión financiada que administra dicha unidad, se documente y presente el cambio de monto y alcance del proyecto integral Jujo-Tecominoacán para la actualización y re-conocimiento como proyecto presupuestario, a efecto de conservar vigente la clave de registro en la cartera.

En marzo 2012 se encontraba en proceso el cambio de monto y alcance del proyecto integral Jujo-Tecominoacán. Entre las razones para realizar el cam-bio de monto y alcance del proyecto se menciona la desincorporación de la

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componente exploratoria Malpaso, derivado de la nueva estructura organi-zacional de PEP, lo que causó la transformación del proyecto integral Jujo-Tecominoacán en proyecto de explotación Jujo-Tecominoacán. Otras razones son el incremento en las terminaciones de pozos para producir en áreas no drenadas o para sustituir pozos fuera de operación y el aumento en la cantidad de intervenciones mayores en áreas no drenadas e intervalos pendientes de explotación en el campo Jujo-Tecominoacán, con el propósito de compensar la declinación natural de los yacimientos.1

Proyecto integral Delta del GrijalvaCon la perforación del pozo exploratorio Caparroso-1 B en noviembre de 1982, se descubrió un complejo estructural en esta área, el cual está formado por los Campos Sen, Luna-Palapa, Caparroso-Escuintle, Pijije, Escarbado, Tizón y Cardo, determinándose en conjunto una reserva original de 887.83 MMbpce dando origen al proyecto integral de inversión denominado Delta del Grijalva.

En mayo de 1993 se obtuvo la máxima producción de 98,202 bd de aceite y de 327.9 MMpcd de gas, la cual empezó a declinar de tal forma que a finales del siguiente año, alcanzó valores de 80,000 bd de aceite y de 250.0 MMpcd de gas, plataforma que más o menos se logró mantener hasta fines de 1997.

En este mismo año, se realizó el estudio técnico-económico que generó las bases para la implantación del proyecto para el ciclo comprendido entre 1998 y 2012. El 2 de octubre del mismo año se presentó la documentación correspondiente, donde se solicitó la autorización para su ejecución como proyecto estratégico.

El Comité Institucional de Inversiones firmó la autorización el 7 de julio de 1998 y la Subsecretaría de Egresos de la SHCP, mediante el oficio de autorización de inversión financiada número 340-A-I-332 con fecha del 13 de octubre de 1998, dio a conocer la autorización por parte de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento (Acuerdo 98-xVII-1 del 25 de mayo de 1998) para que dicho proyecto se realice bajo la modalidad de PIDIREGAS, cuyo monto total autorizado ascendió a 3,518.8 MM$ de 1998, de los cuales, 923.0 MM$ se ejercerían en 1998.

Posteriormente, y debido a un replanteamiento del proyecto con la finalidad de fortalecer la actividad de desarrollo de campos, se efectuó una actualización del mismo y el 30 de septiembre de 1999 se hizo la solicitud correspondiente para su autorización con cambios en monto y alcance.

La SHCP con su oficio 340-A-I-379 del día 4 de octubre de 1999, ratifica la autorización emitida por la H. Cámara de Diputados para que PEP desarrolle el proyecto bajo la modalidad PIDIREGAS, cuya inversión financiada era hasta por 6,599.0 MM$ de 1999 para el periodo 1998-2012.

Finalmente, el día 7 de diciembre de 1999, el Comité Institucional de Inversiones de Pemex autorizó el Proyecto Delta del Grijalva por un monto de 597.7 MMUS$.

1 Documentos de Análisis Costo–Beneficio con Cambio de Monto y Alcance del proyecto integral Jujo-Tecominoacán, de diciembre 2007, agosto 2009 y marzo 2012.

Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo.

En mayo de 1993 se obtuvo la máxima producción de 98,202 bd

de aceite y de 327.9 MMpcd de gas, la cual empezó a declinar de

tal forma que a finales del siguiente año, alcanzó valores de 80,000 bd

de aceite y de 250.0 MMpcd de gas, plataforma que más o menos se

logró mantener hasta fines de 1997.

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La información de las vigencias y los montos de inversión del proyecto integral Delta del Grijalva se encuentra disponible en el PEF, en la dirección electrónica de la Subsecretaría de Egresos de la SHCP para cada uno de los años en cuestión.

Derivado de un replanteamiento del proyecto en septiembre de 1999 y con el objeto principal de fortalecer la actividad de desarrollo de campos, se dio el primer cambio de monto y alcance; en octubre de 2002 se originó el segundo cambio de monto y alcance con la finalidad de acelerar el ritmo de extracción de la reserva de los yacimientos. Posteriormente, en agosto de 2009, se dio el tercer cambio de monto y alcance por terminación del esquema de financia-miento PIDIREGAS y por último, en septiembre de 2011, se solicitó el cuarto cambio de monto y alcance.1

Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezEl proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez se encuentra en ejecución desde el 2002 y fue autorizado por la Unidad de Inversión y de Desincorpora-ción de Entidades Paraestatales en el año 1999, bajo el esquema de inversión programable en un horizonte de 15 años. Es administrado por el activo de producción Samaria-Luna de la Región Sur de PEP.

Basado en las características del proyecto integral Complejo Antonio J. Ber-múdez y en función de su fortaleza económica como proyecto PIDIREGAS ya autorizado, se propuso adicionar al mismo los desarrollos Ogarrio-Magallanes y Cuichapa y, a partir de 2008, también el desarrollo Samaria Somero.

Componente de explotación Samaria SomeroEsta componente comprende el área del Campo Samaria que se localiza 17 km al noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, donde se observa la pre-sencia de aceites viscosos en los paquetes arenosos someros (500-1,100 m).

1 Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Producción Samaria-Luna. Pro-yecto Original Dictaminado 1997, Cambio de Monto y Alcance 1999, 2002, 2009 y 2011 del proyecto integral Delta del Grijalva.

Ubicación área Samaria Somero

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Componente Ogarrio-MagallanesLa componente Ogarrio-Sánchez Magallanes se encuentra en los límites de los estados de Veracruz y Tabasco. Abarca una extensión de 10,820 km2 y geológi-camente pertenece a la cuenca salina del istmo; específicamente se encuentra ubicado dentro de las cuencas terciarias del sureste. Está limitada al norte por el Golfo de México, al sur por los plegamientos de la sierra de Chiapas, al oeste por la cuenca terciaria de Veracruz y al este por la cuenca terciaria de Comalcalco.

Actualmente el proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes es componente del pro-yecto Antonio J. Bermúdez, al cual se le efectuará cambio de monto y alcance. Debido a esto el proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes tramitará su registro como proyecto nuevo ante la SHCP.

La mayoría de los yacimientos corresponden a areniscas del Terciario, con excepción del campo Cerro Nanchital que pertenece al KI. Los hidrocarburos producidos tienen una densidad promedio de 33 °API, lo cual contribuye a en-riquecer la mezcla mexicana de crudo de exportación. Cuenta con 20 campos en operación y comprende las diferentes actividades de inversión de cada uno de ellos, con la finalidad de facilitar, agilizar y dar seguimiento al ejercicio del presupuesto programado, así como a la evaluación de resultados.

Componente de exploración CuichapaLos yacimientos descubiertos se encuentran en arenas del Mioceno y Plioce-no, en un rango de profundidad de 3,200 a 4,000 m con gastos de aforo de 250 a 2,300 b de aceite ligero y superligero con densidad API de 33° a 44°.

El proyecto Cuichapa se localiza en la planicie costera del Golfo de México, cubre las porciones sureste del estado de Veracruz y este del estado de Ta-basco, así como una pequeña porción del noreste del estado de Oaxaca.

A finales de 2011, por estrategia del activo de exploración Cuencas del Sures-te Terrestre se reconfiguraron las áreas de sus proyectos de inversión, incre-mentando el proyecto Cuichapa su área a 15,574 km2.

Las ciudades más importantes que se encuentran dentro del área del proyecto son Coatzacoalcos, Minatitlán, Las Choapas y Agua Dulce.

La inversión ejercida en el Proyecto Cuichapa fue autorizada por la SHCP den-tro del proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez, bajo el esquema PIDI-REGAS para iniciar en el año 2002.

Derivado de lo anterior, a la fecha las inversiones asociadas a la actividad explo-ratoria están avaladas por el proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez; sin embargo, con base en los resultados favorables obtenidos en los últimos años, el proyecto gestiona su registro como proyecto nuevo ante la SHCP, para que a partir de 2013 cuente con recursos de inversión en forma independiente.

La información de las vigencias y montos de inversión del proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez se encuentra disponible en el PEF, en la direc-ción electrónica de la Subsecretaría de Egresos de la SHCP para cada uno de los años en cuestión.

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Los puntos de mayor relevancia del estudio de factibilidad del proyecto origi-nal del Complejo Antonio J. Bermúdez,realizado en septiembre del 2001 para el ciclo 2002-2017 y autorizado el 14 de febrero del 2002, son los siguientes:

Objetivo: El proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez tiene como obje-tivo maximizar la explotación de los yacimientos que integran el proyecto, me-diante mantenimiento de presión con inyección de nitrógeno, gas amargo, gas contaminado con N2 y agua residual, así como la perforación y terminación de 26 pozos no convencionales (horizontales y multilaterales) e inyectores, además, reparaciones mayores para alcanzar zonas no drenadas de aceite y conversión de pozos a inyectores para redistribución de fluidos inyectados.

En el periodo 2002-2011 la componente Ogarrio-Magallanes como compo-nente del proyecto Antonio J. Bermúdez, ha realizado 277 terminaciones, 798 reparaciones mayores con equipo y sin equipo y 252 reparaciones menores, obteniendo en el mismo lapso 179 MMb de aceite y 264 MMMpc de gas.

Por lo anterior, la componente Ogarrio-Magallanes busca incrementar los rit-mos de producción mediante la perforación de pozos de desarrollo e interme-dios, la ejecución de reparaciones mayores, reparaciones menores que inclu-yen la conversión y mantenimiento de los sistemas artificiales de producción (BCP, BH, BHJ, etc.) y un proceso de recuperación secundaria.

Para aprovechar la oportunidad de incorporar volúmenes adicionales de hi-drocarburos producto de los estudios y resultados recientes, se tiene una nueva estrategia para perforar 129 pozos que complementen el desarrollo de los campos; efectuar 1,314 reparaciones mayores, 143 reparaciones menores y 1,100 taponamientos con una adecuada administración de los yacimientos para mantener una rentabilidad óptima con niveles de riesgo tolerables. Las reparaciones menores incluyen la conversión y el mantenimiento de los siste-mas artificiales de producción (BCP, BH, BHJ, etc.), instalados en los pozos para el manejo de producción con alto corte de agua y el control de parafina-mientos intensos, con el objetivo de controlar la declinación de la producción de los diferentes campos que actualmente operan, además de un proceso de recuperación secundaria en siete campos: Rodador, Ogarrio, Rabasa, Blasillo, Los Soldados, Lacamango y San Ramón.

El proyecto considera la actualización de modelos geológicos de los principa-les campos, utilizando la información sísmica 3D a fin de reevaluar los volú-menes y las reservas originales para obtener un mejor conocimiento y control geológico que sustente técnicamente y con mayor certidumbre las actividades propuestas de perforación e intervenciones de pozos, garantizando con ello el éxito en el resultado de las mismas.1

1 Coordinación de Diseño de Proyectos.

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d. Subdirección de Producción Región Marina SuroesteLa Región Marina Suroeste cuenta con cinco proyectos: Ayin Alux, Chuc, yax-che, Och-Uech-Kax y Caan.

Proyecto integral Ayin-AluxLos campos Ayin y Alux se encuentran dentro del área denominada pilar tec-tónico Reforma-Akal en la plataforma continental del Golfo de México, frente a las costas del estado de Tabasco.

Estos campos fueron descubiertos en tirantes de agua de 75 y 176 m por los pozos exploratorios Alux-1A en el año 1990 y Ayin-1 en 1992, los cuales resultaron productores de aceite y gas comercialmente explotables, en las formaciones JSK y KM.

En 1998 se perforó el pozo delimitador Ayin DL-1, en la parte noroeste del campo, y aunque resultó improductivo seco por bajo estructural, proporcionó información valiosa sobre los límites estructurales y estratigráficos del yaci-miento hacia dicha porción, dando como resultado mayor certidumbre en los volúmenes de las reservas.

De acuerdo con la información obtenida, las rocas que almacenan los hidro-carburos corresponden a formaciones de carbonatos naturalmente fractura-dos de edad Mesozoico, con profundidades superiores a 5,000 m y presión de fondo de 965 kg/cm2 en el campo Ayin, y de 985 kg/cm2 en el campo Alux.

El campo Ayin cuenta con 250 km2 de información sísmica 3D de calidad regular a pobre y el campo Alux con 55 km2 de la misma calidad. Con esta información se generaron los modelos geológico-petrofísicos iniciales de am-bos yacimientos que para el 1 de enero de 2006, se certificaron reservas 2P probadas y probables de 178.3 MMbpce y de 18.67 MMbpce en el Campo Akpul, mismos que se tienen cargados en estaciones de trabajo para su se-guimiento y actualización.

En la cartera 6.23a documentada en 2006, se consideró incluir BN en el de-sarrollo de los campos Ayin y Alux, en donde el gas se suministraría desde Atasta; sin embargo, la Subdirección de Planeación y Evaluación hizo oficial incluir el campo Akpul.

En las carteras 7.0 (máximo potencial) y 7.5R de la Región Marina Suroeste, se considera cambiar a BN después de cuatro años del desarrollo de los campos Ayin y Alux, donde el gas se suministrará desde Atasta.

Para la cartera de 2008 v 8.326, el cambio principal fue eliminar el BN de los pozos del proyecto, ya que esto no representaba un beneficio mayor pero si impactaba su rentabilidad.

Para la cartera de 2009 v9.0, se documenta la misma estrategia de desarrollo que en 2008; sin embargo en el mes de marzo del mismo año se recibe de la Subdirección de Planeación la cartera oficial denominada V9.318B, la cual nuevamente desfasa las actividades estratégicas del proyecto hasta el año 2013, aun cuando las actividades estratégicas del campo Alux habían iniciado.

Los campos Ayin y Alux se encuentran dentro del área denominada pilar tectónico

Reforma-Akal en la plataforma continental del Golfo de

México, frente a las costas del estado de Tabasco.

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Para la cartera de 2010 v10.2C, se documenta la misma estrategia de desa-rrollo que en 2009 considerando finalizada la construcción del oleogasoducto de 20” de diámetro por 22 km de la VFP para el ducto de Ayin-A a Enlace y la terminación del pozo Alux-31.

En la cartera documentada en 2011 v11.1C, se continua con las actividades estratégicas en el campo Alux esperando finalizar las intervenciones de los pozos Alux-31 y Alux-12, sin embargo las actividades en el campo Ayin se desfasan por falta de asignación de recursos al año 2015, considerando la misma estrategia de desarrollo.

En la cartera documentada en 2012, se desfasa la perforación del pozo Alux-12 derivado del resultado del pozo Alux-31, el cual no fue exitoso; sin embargo se espera adelantar la explotación del campo Ayin, al cual se le asignaron recursos para preperforar el pozo Ayin-11 en 2013 e iniciar la construcción de la plataforma Ayin-A en 2014, esperando que se incorpore a producción en 2016.

JustificaciónCon el fin de recuperar la reserva de hidrocarburos que actualmente se estima en 135 MMbpce (reserva 2P), inicia la actividad física en el año 2009 con la re-cuperación del pozo exploratorio Alux-1A y la construcción del oleogasoducto de Alux-1A a Enlace, así como las actividades programadas a partir de 2010.

Actualmente se tiene documentado en la cartera de proyectos 2013-2027 la perforación de ocho pozos: uno en Alux y siete en Ayin; la construcción de una plataforma tipo tetrápodo reforzado y la construcción de 24.3 km de ductos.

Descripción del proyecto y retos a resolverDescripción del proyecto actualizadoEste proyecto integral contempla la explotación y el desarrollo de los campos Ayin y Alux; el primero en sus dos formaciones productoras: Cretácico y Ju-rásico, y el segundo en su formación Cretácico, lo que permitirá explotar en conjunto la reserva 2P certificada de 135 MMbpce al 1 de enero de 2012.

Oportunidades de mejoraEntre las oportunidades de mejora para el desarrollo del proyecto propuesto se encuentra el utilizar la energía propia de los yacimientos para su explotación, evi-tando así la infraestructura propuesta y el costo involucrado en la implantación de sistemas artificiales de producción documentado en el caso original, lográndose así una mejora significativa en los indicadores económicos del proyecto.

ComponentesEl proyecto propuesto contempla una serie de actividades encaminadas a lo-grar la recuperación de reserva de los campos Ayin y Alux, mediante la per-foración de ocho pozos: uno en Alux y siete en Ayin, la construcción de una plataforma tipo tetrápodo reforzado y la construcción de 24.3 km de ductos.

Cuantificación y ponderación de riesgos asociados En PEP se evaluaron cinco riesgos que impactan de manera directa a los pro-cesos de la cadena de valor exploración y explotación, mismos que podrían influir en la consecución del proyecto. Estos riesgos se pueden observar en el cuadro siguiente:

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Los riesgos sociales y/o políticos existentes, y que ponen en riesgo la reali-zación de las actividades de este proyecto, son afectaciones. Para minimizar tales riesgos se cuenta con la Unidad de Asuntos Externos de la Región, la cual maneja directamente dichos problemas.

Debido a los riesgos e incertidumbres inherentes a la exploración, los reque-rimientos y beneficios estimados a la fecha pueden presentar variaciones y deberán revisarse periódicamente durante la ejecución del proyecto.

Entrelos riesgos anteriores se han identificado aquellos que tienen una mayor incidencia en la pérdida de valor del proyecto. Para cuantificar el efecto de estos riesgos, se utilizaron datos históricos de las actividades realizadas en la Región Marina Suroeste desde 2002 hasta 2011, a fin de calcular el impacto en el valor presente neto del proyecto.

Proyecto integral ChucEntre las actividades más importantes llevadas a cabo durante el periodo 2006-2010 cabe mencionar la perforación de 10 pozos de desarrollo, la re-cuperación de seis pozos exploratorios, la ejecución de 42 reparaciones ma-yores, 95 reparaciones menores y 35 estimulaciones; la instalación de dos plataformas y 36 km de tuberías.

Las actividades físicas realizadas durante 2011 son la perforación y termina-ción de dos pozos de desarrollo, la realización de cinco reparaciones mayo-res, ocho reparaciones menores, 12 estimulaciones, así como la instalación de 16 km de tuberías de Homol-A a Chuc- A.

Entre las obras físicas que se llevarán a cabo durante el periodo 2011-2027 se pueden mencionar las siguientes: continuar con la implementación de un sistema de levantamiento artificial por gas en el campo Chuc, la instalación de ocho plataformas para los campos Wayil, Etkal, Homol, Pokoch, Kuil y Onel, la construcción de 70.6 km de ductos, de los cuales 35.75 km corresponden a la implementación del sistema de levantamiento artificial por gas en el campo Chuc y 34,85 km al transporte de aceite y gas, así como la terminación de 25 pozos de desarrollo.

En el periodo 2006-2010, se perforaron y terminaron seis pozos exploratorios y 10 de desarrollo, se realizaron 42 reparaciones mayores, con un total de 95 trabajos de reacondicionamiento y 35 reparaciones menores; también se instalaron las plataformas Homol-A, Tumut-A, 16 km de tuberías de Homol-A a Chuc-A, 12,6 km de tuberías de Tumut-A a Chuc-A y 7,2 km de tuberías de Che-1 a Homol-A.

Riesgos evaluados en la cadena de valor de PEP

1) Volumen incorporado y reclasificado de reservas menor al programado

2) No contar con tecnologías encaminadas a la optimización de costos

3) Escasez de personal con habilidades en geociencias e ingeniería

4) Escasez de oportunidades exploratorias para descubrir campos de mayor tamaño

5) Carencia de proyectos sancionados con la metodología VCD

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Campo ChucCon el objetivo de incorporar la producción de hidrocarburos en la zona ma-rina, se desarrolló un programa de perforación de pozos exploratorios me-diante el cual, en septiembre de 1982, se perforó el pozo Chuc-1, resultando productor de aceite y gas. Una vez descubierto el campo Chuc, se procedió con el programa de desarrollo, se instaló el trípode Chuc-1 en la localización exploratoria del pozo Chuc-1, iniciando con esto la explotación del campo, con un gasto promedio inicial de 30 MMb. Posteriormente, se perforó el pozo Chuc-101 en 1984, dando como resultado la confirmación de la continuidad del campo hacia la parte suroeste, justificando un desarrollo con dos estructu-ras del tipo octápodo: Chuc-A y Chuc-B.

En septiembre de 1995, se perforó el pozo Chuc-201 para investigar los se-dimentos del JSK, resultando invadido de agua salada de 162,000 ppm. En 2005 se probó nuevamente el JSK en el pozo Chuc-63 en el bloque este del campo, resultando productor de aceite no comercial en esta formación y pro-ductor en la formación brecha del paleoceno.

La ubicación de los pozos en la formación productora del campo, considera una distancia entre ellos de 650 m en promedio, distancia definida mediante resultados obtenidos con su modelo de simulación, con la finalidad de evitar interferencia de producción entre los pozos.

Debido a la declinación en la presión del yacimiento y a la baja relación gas-aceite que presentan principalmente los pozos del bloque oeste, a partir del 2004 se inició la implantación de un sistema artificial de producción de BN, lo que ha permitido mantener la continuidad operativa de los pozos del campo.

Campo PolEl campo Pol se descubrió con la perforación del pozo exploratorio Pol-1, el cual se terminó en 1980, resultando productor de aceite y gas en el KI. El cam-po Pol inició su explotación en marzo de 1981 con el pozo Pol-73, con un gasto promedio inicial de 30 Mbd en la formación BP. En el campo se han perforado un total de 39 pozos. Actualmente, el campo cuenta con una producción pro-medio mensual de 7.0 Mbd y 14.9 MMpcd a través de ocho pozos. El contacto original agua-aceite de la formación productora BP, se definió a la profundidad de 3,960 mvbnm y el contacto actual se ubica a 3,730 mvbnm.

Campo BatabEl campo inició su explotación en diciembre de 1986, con el pozo Batab-3, produciendo aceite de 32 °API de la formación JSK. Posteriormente en abril de 1990 se empezó a explotar la formación brecha con la perforación y termi-nación del pozo Batab-23. Actualmente del campo se obtiene una producción promedio mensual de 4.85 Mbd y 2.13 MMpcd a través de siete pozos produc-tores, de los cuales cinco están fluyendo con apoyo del sistema de BN.

Campo TumutEl campo Tumut fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Tu-mut-1 en septiembre de 2003. El pozo fue probado en el intervalo 4,350-4,358 m y 4,255-4,278 m de la formación JSK, resultando productor comercial de aceite y gas natural.

Con el objetivo de incorporar la producción de hidrocarburos en la zona marina, se desarrolló un

programa de perforación de pozos exploratorios mediante el cual, en septiembre de 1982, se perforó el

pozo Chuc-1, resultando productor de aceite y gas.

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Campo CheEn julio de 2010 se recuperó el pozo exploratorio Che-1, que producía 1.8 Mbd de condensado y 15.0 MMpcd de gas natural, siendo el primer pozo productor de gas y condensado del activo de producción Abkatun-Pol-Chuc.

Campo KuilEl campo Kuil fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Kuil-1 en octubre de 2007, al cual se le realizaron tres pruebas de producción en diferentes intervalos, dando los resultados siguientes:

Intervalo (m) Formación Observación

5,270-5,295 JSK Invadido de agua salada

5,230-5,245 JST-JSK Invadido de agua salada

4,535-4,565 BTP-KS Productor de aceite (37.5º API) y gas

Campo OnelEl campo Onel fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Onel-1 en abril de 2006, en el cual se realizaron cuatro pruebas de producción en diferentes intervalos, donde se obtuvieron los resultados siguientes:

Intervalo (m) Formación Observación

3,725-3,815 KS-KM Productor de aceite (14.5 ºAPI) y gas

4,480-4,520 JSK Productor de agua, 225,000 ppm

4,220-4,300 JSK Productor de aceite (34.0 ºAPI) y gas

4,220-4,300 JSK Cancelado por resultado anterior

Campo ChuhukEn el área donde se perforó esta localización se encuentra el pozo Che-1, productor en el KS con 1.033 Mbd de aceite de 48 ºAPI y 10.39 MMpcd de gas. La reserva auditada certificada en este nivel estratigráfico es de 63.95 MMbpce; también se encuentra en las cercanías el pozo Kix-1A, el cual resultó productor de gas y condensado en rocas del KS-KM y JSK.

Campos Etkal-1 y 101El campo Etkal-1 fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Etkal-1 en octubre de 2003. Se perforó desde la plataforma Pride Nebraska en un tirante de agua de 23 m. La perforación se realizó en dos etapas, la primera hasta la profundidad de 4,630 m, donde se observó atrapamiento de la sarta e inestabilidad del agujero dejando un pez de 3,402 m de longitud; se realizó side track a 1,168 m y se perforó un segundo agujero hasta la pro-fundidad de 4,830 m.

Los resultados derivados de las pruebas de producción que se realizaron fue-ron los siguientes:

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Intervalo (m) Formación Observación

4,625-4,650 KI Invadido de agua salada de 118,000 ppm

4,495-4,507 BTP-KS Invadido de agua salada de 118,000 ppm

4,410-4,440 BTP-KS Productor de gas y condensado, 54 ºAPI

El campo Etkal-101 fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Etkal-101 desde la plataforma Pride Alaska en septiembre de 2004. Se reali-zaron pruebas de presión-producción en diferentes intervalos y en la forma-ción BTP-KS se encontraron hidrocarburos. Los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

Resultados de las evaluaciones de las pruebas del pozo Etkal-101

Intervalo (m) Formación Observación

5,410-5,431 JSK Invadido de agua salada 170,000 ppm

5,305-5,330 JSK Invadido de agua salada 182,000 ppm

5,170-5,190 KI No concluyente por accidente mecánico

4,430-4,470 KI Cancelado

4,430-4,470 KI Cancelado

4,300-4,330 BTP-KS Productor de gas y condensado de 54 ºAPI

Campos PokochEl campo Pokoch fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Pokoch-1 en octubre de 2004. Se perforó desde la plataforma Pride Louisiana hasta la profundidad total de 5,031 m, en un tirante de agua de 45 m.

Se realizaron pruebas de producción en diferentes intervalos, con los resulta-dos que se muestran en el siguiente cuadro:

Resultados de las pruebas del pozo Pokoch-1

Intervalo (m) Formación Observación

4,835-4,870 JSK Productor no comercial de aceite, 70% aceite 29º API, 30% agua 180,000 ppm

4,735-4,770 JSK Productor de aceite 33 ºAPI

4,325-4,350 KM Invadido de agua; 110,000 ppm

4,250-4,275 KS Invadido de agua; 90,000 ppm

Campos WayilEl campo Wayil fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Wayil-1 en noviembre de 2004. Se perforó desde la plataforma Pride Nebraska hasta la profundidad total de 5,520 m, en un tirante de agua de ±22 m.

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Se realizaron pruebas de producción en diferentes intervalos, con los resulta-dos que se muestran en el siguiente cuadro:

Resultados de las pruebas del pozo Wayil-1

Intervalo (m) Formación Observación

5,400-5,440 JSK Productor de aceite (44 ºAPI) y gas

4,675-4,735 KI Invadido de agua, 60,000 ppm

4,519-4,548 KS Sin manifestar

Proyecto integral YaxcheEl campo yaxche estructuralmente se localiza en el área denominada pilar tectónico Reforma-Akal, en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del estado de Tabasco.

El campo fue descubierto en 1993 con la perforación del pozo exploratorio yaxche-1, en un tirante de agua de 20 m, resultando productor de aceite y gas comercialmente explotable de 38 °API en rocas carbonatadas del KS en el intervalo 6,155-6,180 m, determinándose una presión inicial del yacimiento de 1,016 kg/cm2.

El modelo geológico inicial se elaboró considerando 20 líneas sísmicas bidi-mensionales de calidad regular a buena. En 1998 se adquirió el levantamiento sísmico 3D Kuche-Tupilco, que cubre un área de 580 km2, cuyos resultados modificaron la trampa y las reservas que sustentan el proyecto Desarrollo del Campo yaxche de 46.8 MMbpce con sísmica 2D a 132.5 MMbpce con la actual sísmica 3D.

Con base en los resultados de esta nueva interpretación sísmica, se determinó que la plataforma se reubique aproximadamente 2 km al noroeste de la locali-zación original, para posicionarla en la cima de la estructura.

Con los estudios geológico-petrofísicos y de yacimientos, así como con la información técnica obtenida del pozo yaxche-101 (actual productor), se tiene una clasificación de reservas para 1P 14.6 MMb, para 2P 104.61 MMb y 176.42 MMb para 3P.

De manera similar, utilizando la información sísmica y la información técnica de pozos (xanab 1 y DL-1), se realizó la clasificación de reservas del campo, obteniéndose para 1P 5.64 MMb, para 2P 10.77 MMb y 39.14 MMb para 3P.

Con el descubrimiento del Terciario durante la perforación del pozo explorato-rio yaxche-101, se incorporó una reserva probada de 25.32 MMbpce, proba-ble de 23.88 MMbpce y una posible de 37.78 MMbpce durante el 2007.

Con la delimitación de los campos yaxche Terciario y xanab Cretácico y Ju-rásico, se reclasificaron e incorporaron nuevas reservas al proyecto, lo que origino el aumento de la perforación de pozos de desarrollo y la construcción de más plataformas y ductos, por lo que en febrero de 2009, el Comité Insti-tucional de Inversiones, presidido por el Director General de Pemex, autorizó

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un cambio de monto y alcance, lo que permitirá explotar en conjunto una parte de la reserva 2P de aceite ligero de 36 °API la cual asciende a 172.1 MMbpce.

Esto se logrará con el aprovechamiento de la infraestructura existente y reali-zando durante el periodo 2009-2023, la perforación de más pozos de desa-rrollo, conversión a sistema de BN, construcción de transporte e instalación de dos estructuras aligeradas para el campo xanab, instalación de separadores bifásicos horizontales, instalación de dos rectificadores verticales y la cons-trucción de ductos de acuerdo con el desarrollo y la explotación del campo.

Actualmente se alcanza la máxima capacidad de manejo de la producción, por lo cual se corre el riesgo de tener problemas, debido a que los últimos pozos terminados, como el yaxche-35, han alcanzado más de 12,000 bd y xanab-32 alrededor de 20,000 barriles, de tal manera que la tubería queda cada vez más expuesta a condiciones de mayor presión y temperatura de flu-jo, lo que puede resultar crítico. Por tal motivo, en febrero de 2012 se actualiza el último análisis costo-beneficio enviado a la SHCP y se presenta la versión actualizada para el periodo 2013-2024.

Para la definición de las estrategias de explotación de cada uno de los cam-pos del proyecto se hizo una revisión de volúmenes originales, reservas y el tipo de pozo más apropiado para la explotación de los campos. Se definió el programa de reparaciones mayores y estimulaciones a los pozos actuales para el mantenimiento de la producción; la aplicación de un sistema artificial de producción en yaxche terciario y la flexibilidad operativa con ductos de mayor diámetro para un óptimo manejo de los hidrocarburos, de acuerdo a las condiciones dinámicas de presión y temperatura de flujo que predominan en cada una de las plataformas recolectoras.

Lo anterior se ejecutará sin rebasar el monto autorizado del proyecto, El re-planteamiento de las estrategias del proyecto propuesto pretende aprovechar el alto precio de los hidrocarburos y maximizar el valor económico.

La alta producción obtenida en los pozos de los campos yaxche en la forma-ción Cretácico y xanab, JSK alcanzará en el año 2012 un promedio anual de 96 Mbd de aceite y 59 MMpcd de gas, llegando al límite de la capacidad de diseño del oleogasoducto actual de 16” de diámetro por 13.3 km de la plata-forma yaxche-A hacia la TMDB, por lo que se hace imprescindible la cons-trucción de una línea adicional de 36” de diámetro por 38 km de la plataforma xanab-C, hacia la TMDB, con la finalidad de incrementar la capacidad de transporte del sistema de recolección del proyecto integral yaxche.1

Proyecto integral Och-Uech-KaxEl proyecto Och-Uech-Kax está integrado por los campos Och, Uech y Kax, productores de aceite y gas. El proyecto se autorizó originalmente en 1994 denominándose Proyecto Och-Uech-Kax, sin embargo fue en 1995 cuando oficialmente se dio de alta como tal.

1 Análisis Costo-Beneficio del Proyecto yaxche, febrero 2012. Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo Produc-

ción Litoral de Tabasco.

Con la delimitación de los campos Yaxche Terciario y Xanab Cretácico

y Jurásico, se reclasificaron e incorporaron nuevas reservas al

proyecto, lo que origino el aumento de la perforación de pozos de

desarrollo y la construcción de más plataformas y ductos

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El campo Och fue descubierto por el pozo Och-1B en el año de 1989, la pre-sión inicial de yacimiento fue de 669 kg/cm2; el campo Kax fue descubierto por el pozo Kax-1 en 1993, con una presión inicial de yacimiento de 681 kg/cm2; y el campo Uech fue descubierto por el pozo Uech-1 en 1986, con una presión inicial del yacimiento de 706 kg/cm2. Estos pozos resultaron productores de aceite y gas en rocas carbonatadas en la formación JSK.

De acuerdo con su ciclo de vida, los campos Och, Uech y Kax se encuentran en una fase avanzada de explotación, presentando ambos campos acuíferos activos, por lo que se deben controlar los gastos de explotación en los pozos para evitar el surgimiento prematuro de agua.

Las presiones de saturación para los campos Och, Uech y Kax son de 363 kg/cm2, 552 kg/cm2 y 508 kg/cm2 respectivamente, encontrándose actualmente por arriba de su presión de saturación, siendo atractivos para continuar con su proceso de explotación por comportamiento primario.

De enero a julio del 2012 produjeron un promedio de 34 Mbd de aceite y 67 MMpcd de gas, a través de nueve pozos productores: cinco en el campo Och, tres en Uech y uno en Kax.

La calidad de los hidrocarburos de estos campos corresponde a la clasifica-ción de aceite ligero con una densidad de 38 °API, clasificando el aceite como del tipo Itsmo, de alto valor comercial.

JustificaciónLos campos Och-Uech-Kax son productores desde 1995 siendo los más ma-duros del AILT. Al 1 de enero de 2012 han acumulado la siguiente producción: Och 113.18, Uech 104.28 y Kax 54.98 MMb de aceite, lo que representan un factor de recuperación de 44, 43 y 30% respectivamente, con respecto al vo-lumen original estimado a la misma fecha.

Las mejores prácticas en el proyecto integral OUK son el mantenimiento y la explotación óptima de los yacimientos. Por lo tanto, el desarrollo de los cam-pos se considera concluido con la perforación y terminación de los pozos Uech-62 y Kax-6, que actualmente se están perforando con objetivo JSK y programados para entrar con producción en el año 2011.

Por otra parte, se actualiza el programa de mantenimiento a pozos, realizando reparaciones mayores y menores, además de mantener en condiciones ópti-mas la infraestructura de superficie, ejecutando el programa de mantenimiento de plataformas y equipos, de acuerdo con las normas de protección ambiental y seguridad industrial.

El Proyecto Och-Uech-kax tiene como propósito incorporar una reserva de aceite de 82 MMb de aceite y gas natural de 105.5 MMMpc en categoría 2P, alcanzando una plataforma de producción máxima de 32.9 Mbd de aceite en el año 2012.

Además, este proyecto permitirá contribuir al cumplimiento de las metas esta-blecidas dentro del plan de negocios de PEP.

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Justificación de la alternativa seleccionada De acuerdo con las características de los campos y con base en los criterios utilizados para la implementación de métodos de recuperación adicional a nivel mundial, el proceso de mayor factibilidad es la inyección de gas. Por lo tanto las alternativas seleccionadas y evaluadas para ser aplicadas en los campos Och-Uech-Kax son:

• Mantenimiento y operación de pozos, con desarrollo de campos.

• Inyección de gas hidrocarburo.

Los escenarios propuestos consideran el empleo de la infraestructura actual-mente utilizada, encontrando su principal diferencia en la implantación del pro-ceso de recuperación mejorada con la inyección de gas, donde sí se utilizará infraestructura adicional.

Riesgos asociados a la ejecuciónEn PEP se evaluaron cinco riesgos que impactan de manera directa a los procesos de la cadena de valor de exploración y explotación, mismos que podrían influir en la consecución del proyecto. Estos riesgos son:

Riesgos evaluados en la cadena de valor de PEP.

No. Descripción del riesgo

1. Volumen incorporado y reclasificado de reservas menor al programado

2. Acceso oportuno de tecnologías encaminadas a mantener la competi-tividad de los costos de descubrimiento, desarrollo y producción en un periodo máximo de cuatro años

3. Escasez de oportunidades exploratorias para descubrir campos de mayor tamaño

4. Producción real obtenida menor a la mínima estimada del rango establecido

5. Calidad de hidrocarburos diferente a la establecida contractualmente

Los riesgos sociales y/o políticos existentes y que ponen en riesgo la realiza-ción de las actividades de este proyecto son afectaciones al entorno marino. Para minimizar tales riesgos se cuenta con la Unidad de Asuntos Externos de la Región la cual maneja directamente dichos problemas. Debido a los riesgos e incertidumbres inherentes a la exploración, los requerimientos y beneficios estimados a la fecha pueden presentar variaciones y deberán revisarse perió-dicamente durante la ejecución del proyecto.

También, se identificaron ocho riesgos que impactan de manera directa a la cadena de valor de explotación, que podrían influir en el desarrollo del proyec-to; dichos riesgos son:

• Incertidumbre sobre el nivel de disponibilidad del presupuesto reque-rido por la empresa.

• Efectos de las variables macroeconómicas.

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• Variaciones en los precios de los hidrocarburos.

• Incremento en los costos de los equipos de perforación y reparación de pozos.

• Demoras en los tiempos de construcción y variaciones en la estimación de costos de infraestructura.

• Problemas operativos en la planeación y ejecución de la perforación y terminación de pozos.

• Fenómenos naturales que interrumpan la continuidad operativa de los campos, conflictos con la comunidad.

• Incremento en los costos de herramientas, materiales, servicios y tecnologías. 1

Proyecto integral CaanEl estado actual del proyecto, en cuanto a sus inversiones ejercidas al cierre del año 2008, ascienden a 24,019 MM$. Se han efectuado las siguientes ac-tividades: perforación de siete pozos y seis terminaciones, 52 reparaciones mayores y 13 menores. Se han realizado estudios de actualización de los mo-delos geológicos de los campos Abkatun, Caan, Kanaab y Taratunich.

El proyecto integral Caan buscó dar solución a los problemas existentes del momento en dos vertientes:

• Mejoras en la administración y mantenimiento de la infraestructura co-mún, lo cual se logró al aplicar directamente los recursos financieros en aquellas instalaciones que representan puntos críticos para el de-sarrollo de toda el área de influencia, evitando con ello la falta de fle-xibilidad en la aplicación del presupuesto al encontrarse éste dividido en varios proyectos.

• Desarrollo y mantenimiento de presión en los yacimientos, para lo cual se contempló continuar con la implantación del sistema artificial de producción con BN en el campo Taratunich, perforar y terminar pozos de desarrollo, así como completar la instalación y construcción de la infraestructura necesaria.

Actualmente el proyecto integral Caan cuenta con 38 plataformas existentes, 24 para producción, seis de inyección y dos complejos de producción. La pro-ducción se envía hacia los complejos Abkatun-A y D para su procesamiento. La red de ductos es muy amplia, ya que se cuenta con 30 km de oleogasoduc-tos, 27 km de oleoductos, 58 km de gasoductos, 6 km de gasolinoductos y, en la parte de inyección de agua, con 16 km de acueductos. lo cual hace un total de 137 km de ductos.2

1 Documento de Evolución del Proyecto a diciembre de 2011 y Costo-Beneficio 2012. Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Litoral de Tabasco.

2 Análisis Costo Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, Abril 2009. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Abkatun Pol Chuc.

El estado actual del proyecto, en cuanto a sus inversiones ejercidas al cierre del año 2008, ascienden a 24,019 MM$. Se han efectuado

las siguientes actividades: perforación de siete pozos y seis

terminaciones, 52 reparaciones mayores y 13 menores.

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Proyecto integral LakachSe denominará proyecto aprobado al autorizado por la SHCP en 2009, para el periodo 2008-2022, el cual consideraba el desarrollo de la reserva 2P de 673 MMMpc en el horizonte 2008-2025.

La actualización del proyecto obedece a la incorporación de nuevos datos y resultados, producto de la delimitación del campo, con lo que se logró reducir el nivel de incertidumbre. El horizonte de evaluación comprende el periodo 2008-2026 y considera el desarrollo de la reserva 2P certificada al 1 de enero de 2011 equivalente a 866 MMMpc.

• A partir de 2004 se han perforado 16 pozos exploratorios, incluyendo al Lakach-2DL, el primer delimitador del campo.

• Nueve han resultado productores

– 7 gas no asociado.

– 2 aceite pesado.

• Se han incorporado reservas del orden de 470 MMbpce (93% corres-ponden a gas no asociado) más 259 MMbpce en evaluación.

• Se han adquirido más de 49,492 km2 de sísmica 3D.

• Se cuenta con 140 oportunidades y localizaciones exploratorias con un re-curso potencial de 18,262 MMbpce sin riesgo y una Pg promedio de 20%.

En el segundo trimestre de 2006 se terminó el pozo perforado en el mayor tirante de agua en México hasta entonces, el pozo Noxal-1 en un tirante de 935 m, resultando productor de gas dulce. Con ello dieron inicio los primeros descubrimientos en arenas del Terciario en el bloque Holok Alvarado.

Sin embargo, dicho récord fue rápidamente superado con la perforación y terminación del pozo Lakach-1 con un tirante de agua de 988 m, dando origen al descubrimiento del campo Lakach, cuyas reservas 3P han sido certificadas en 1.3 trillones de pies cúbicos de gas, convirtiéndose en el primer campo de aguas profundas factibles de ser explotado.

La localización Lakach-1 se generó como resultado de la interpretación de los datos del levantamiento sísmico Holok-Alvarado, el cual se localiza en aguas territoriales del Golfo de México en los proyectos de inversión Golfo de México B y Coatzacoalcos, formando un polígono irregular entre las isobatas de 60 y 2,500 m y cubriendo una superficie de apilamiento total de 9,870 km2.

La factibilidad técnica de que Lakach fluya directamente a tierra está funda-mentada en campos de gas que actualmente se explotan desde una distancia de hasta 100 km, por lo que al aplicar tecnología plenamente probada, se estableció la distancia máxima de interconexión a tierra de 50 km. Dado que la distancia promedio de los pozos de Lakach a la estación Lerdo de Tejada es del orden de 50 km, se consideró técnicamente factible desde el punto de vista de distancia máxima.

Otro aspecto de gran relevancia son las condiciones que garanticen el asegu-ramiento del flujo a lo largo de su trayecto a tierra. Para este análisis se cuenta

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con información obtenida durante la prueba del pozo, la cual permite hasta el momento deducir que no existen factores que impidan el flujo a tierra desde Lakach a Lerdo de Tejada.

Programa Estratégico de GasEn noviembre de 2000 fue presentado ante la SHCP la documentación del PEG como parte fundamental de la estrategia planteada por Pemex para redu-cir el déficit de gas pronosticado para el mediano y largo plazos. Fue hasta el 10 de julio de 2001 —ocho meses después— cuando la Dirección de Crédito Público de la SHCP aprobó el ejercicio del presupuesto bajo el esquema de financiamiento PIDIREGAS, con lo que se da inicio a la ejecución de las activi-dades de los proyectos que contemplan la cartera del PEG.

En enero de 2002 fue aprobada una ampliación al monto y alcance, en donde se incluyen al programa original los siguientes rubros:

• Gastos operacionales asociados a la ejecución.

• Requerimientos adicionales de infraestructura y actualización de costos.

• Oportunidades adicionales a las originalmente planteadas.

• Inclusión de la producción base en proyectos integrales.

• Inicio del desarrollo de nuevos descubrimientos.

Posteriormente, en enero de 2003 se aprobó un nuevo cambio de monto y alcance al PEG PIDIREGAS en el cual se incluyeron tres nuevos proyectos ex-ploratorios (Veracruz Marino, PEG Tampico Misantla Sur de Burgos y Cazones) con el propósito de realizar las inversiones necesarias que permitan evaluar el potencial del área y eventualmente incrementar la oferta de gas.

Cabe mencionar que en la estructura del PEG se incluyen opciones de evalua-ción del potencial, incorporación de reservas, desarrollo de campos, perfora-ción de pozos intermedios y la construcción de infraestructura complementa-ria que maneje y transporte adecuadamente la producción esperada.

Por último, cabe mencionar que el total de inversiones autorizadas para el PEG PIDIREGAS, con base en la autorización del PEF tomo IV de 2003, asciende a 86,251.9 MM$ de 2003 para ejercerse en el periodo 2001-2009.

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164 Marco Jurídico de actuación de la industria petrolera• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

• Código Civil Federal

• Código de Comercio

• Código Federal de Procedimientos Civiles

• Código Federal de Procedimientos Penales

• Código Fiscal de la Federación

• Código Penal Federal

• Convenio Internacional para prevenir la contaminación por los buques

• Convenio Internacional para la seguridad de la vida humana en el mar

• Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar

• Convención de Viena sobre el Derecho de los Tratados

• Convención Internacional para prevención de la contamina-ción de las aguas del mar por hidrocarburos

• Decreto que expropia a favor del patrimonio de la Nación, los bienes muebles e inmuebles pertenecientes a las compañías pe-troleras que se negaron a acatar el laudo de 18 de diciembre de 1937, del Grupo Número 7 de la Junta de Conciliación y Arbitraje

• Decreto que crea el Instituto Mexicano del Petróleo como orga-nismo descentralizado

• Decreto que establece la Estructura, el Funcionamiento y el Control de los Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos

• Decreto por el que se reforma y adicionan diversas disposicio-nes del Reglamento de la Ley Federal de Entidades Paraesta-tales (23-11-10) (Se reforma el artículo 2, en sus fracciones III y IV, y se adiciona el artículo 2, con una fracción V, y el CAPíTU-LO vii, Del Registro Público de Organismos Descentralizados, que comprende los artículos 35 a 46, al Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales)

• Decreto Promulgatorio del Protocolo de Kyoto de la Conven-ción Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, firmado en Kyoto, el once de diciembre de mil novecientos no-venta y siete

• Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos

• Ley Agraria

• Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

IV. Marco normativo

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• Ley de Amparo

• Ley de Asociaciones Público Privadas

• Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2012

• Ley de la Comisión Reguladora de Energía

• Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

• Ley de Navegación y Comercio Marítimos

• Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Misma

• Ley de Petróleos Mexicanos

• Ley del Impuesto a los Depósitos en Efectivo

• Ley de la Propiedad Industrial

• Ley Federal Anticorrupción en Contrataciones Públicas

• Ley de Derechos

• Ley Federal de las Entidades Paraestatales

• Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

• Ley Federal de Procedimiento Administrativo

• Ley Federal de Responsabilidad Patrimonial del Estado

• Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los Servidores Públicos

• Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental

• Ley Federal del Mar

• Ley Federal sobre Metrología y Normalización

• Ley General de Bienes Nacionales

• Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

• Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

• Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financia-miento d la Transición Energética

• Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía

• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

• Lineamientos Generales para la Organización y Conservación de los Archivos

• Lineamientos para regular el funcionamiento del Registro Público de Organismos Descentralizados

• Reglamento de Gas Licuado de Petróleo

• Reglamento de Gas Natural

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• Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Ordenamiento Ecológico

• Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos

• Reglamento de la Ley de Propiedad Industrial

• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales

• Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

• Reglamento de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Informa-ción Pública Gubernamental

• Reglamento de la Ley sobre Metrología y Normalización

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de prevención y control de la contaminación de la atmósfera

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Emisiones y Transferencia de Contaminantes

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Autorregulación y Auditorías Ambientales

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de áreas Naturales Protegidas

• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Ordenamiento Ecológico

• Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión de Residuos

• Reglamento de la Ley Minera en Materia de Gas Asociado

• Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renova-bles y el Financiamiento de la Transición Energética

• Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía

• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

• Reglamento del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales

• Reglamento Federal de Seguridad Higiene y Medio Ambiente de Trabajo

• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía

• Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

• Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos

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• Reglamento para la Protección del Ambiente contra la Contaminación Originada por la Emisión de Ruido

• Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por

• Vertimiento de Desechos y Otras Materias

• Tratado de Libre Comercio de América del Norte. (Segunda Parte. Co-mercio de Bienes, Capítulo VI Energía y Petroquímica Básica; Cuarta Parte. Compras del Sector Público; quinta Parte Inversión, Servicios y Asuntos Relacionados, Capítulo xV Política en materia de Competen-cia, Monopolios y empresas del Estado)

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168 a. Vinculación con el PND 2007-2012El 31 de mayo de 2007 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el decreto con el cual fue aprobado el PND 2007–2015.

El PND fue elaborado con fundamento en lo dispuesto en los artícu-los 26, apartado A, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 9, 27 al 42 de la Ley Orgánica de la Administración Públi-ca Federal y 4, 9, 20, 21, 30 y 32 de la Ley de Planeación, marco en el que se definirán los programas sectoriales y otros específicos, los cuales permitirán a las dependencias de la APF planear y conducir sus actividades, así como proveer lo conducente en el ejercicio de sus atribuciones como coordinadoras de sector.

En observancia al mandato del gobierno federal, los proyectos de in-fraestructura económica de PEP se encuentran asociados con el obje-tivo 15, “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios com-petitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores” y con la estrategia 15.2 “Fortalecer la exploración de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incre-mento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas”, y la estrategia 15.6 “Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”.

V. Vinculación con el Plan Nacional de Desarrollo y programas sectoriales, institucionales, regionales y/o especiales

Estrategia 15.2 “Fortalecer la exploración de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas”

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b. Vinculación con el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 El PSE, como el resto de los programas sectoriales, ha sido elaborado tomando como punto de partida la Visión México 2030 y el PND. En él se expresan los objetivos, las estrategias y las líneas de acción que definirán la actuación de las dependencias y de los organismos federales que pertenecen a este sector.

El PSE 2007-2012, elaborado con base en el PND 2007-2012, establece los compromisos, estrategias y líneas de acción del gobierno federal en materia energética. El programa busca, en todo momento, promover el desarrollo in-tegral y sustentable del país, manteniendo el horizonte de largo plazo que se encuentra plasmado en la visión.

La política a seguir busca asegurar el suministro de los energéticos necesarios para el desarrollo del país a precios competitivos, mitigando el impacto ambien-tal y operando con estándares internacionales de calidad; promoviendo además el uso racional de la energía y la diversificación de las fuentes primarias.

En cumplimiento a lo establecido por la Ley de Planeación y el PND, se presenta el PSE 2007-2012. Desde hace algunos años, es reconocida la creciente influencia que tiene la energía como detonante en el crecimiento económico. La gran mayo-ría de las actividades que se desempeñan en la vida diaria están interrelacionadas de una u otra forma con el aprovechamiento de los hidrocarburos. Además, existe una genuina preocupación sobre el papel que deberán tener las diversas fuentes de energía en el desarrollo sustentable de las sociedades durante el siglo xxI.

El sector energético es fundamental para el desarrollo del país. El suministro de energéticos con calidad y suficiencia contribuye, en gran medida, a un mayor bienestar de la población, a la realización de las actividades productivas, al cre-cimiento económico y a la competitividad del país en el escenario internacional.

El petróleo y sus derivados no sólo han permitido impulsar la industria sino, con los recursos obtenidos de su explotación, ha sido posible financiar una parte importante del desarrollo económico y social. Hoy, México enfrenta un gran reto debido a que el petróleo en el futuro tendrá que venir de yacimientos cuya complejidad supera, por mucho, la que se ha presentado hasta ahora.

Para enfrentarlo con éxito, se requerirá de un gran esfuerzo orientado a incre-mentar la capacidad de ejecución y de inversión, adoptar las mejores prác-ticas en la administración del riesgo que implican las inversiones y utilizar la tecnología más adecuada para la explotación de los nuevos yacimientos.

Por otra parte, es necesario que la industria dedicada a la producción de petrolí-feros y petroquímicos incremente su capacidad para dar valor a nuestro petróleo, aumentando la producción en territorio nacional de los energéticos que requiere la economía, detonando así importantes inversiones y empleos en México.

El desarrollo de los proyectos de PEP se encuentra alineado con el PSE 2007-2012, en su Apartado I denominado Sector Hidrocarburos y el objetivo 1.3, estrategia 1.3.1 “Incrementar las reservas de hidrocarburos del país” y 1.3.2 “Establecer niveles de producción de petróleo y de gas natural que permita maximizar la renta petrolera a largo plazo”.

Por otra parte, es necesario que la industria dedicada a

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c. Vinculación con los programas institucionalesi. Programa Estratégico de PEP 2007-2015El Programa Estratégico 2007-2015 de PEP fue elaborado para definir las ini-ciativas estratégicas que deberá ejecutar durante los próximos años.

El Programa Estratégico refleja la aspiración de PEP de convertirse en una em-presa que mantenga el compromiso con la maximización del valor económico, cuidando del desarrollo intelectual y operacional de su personal, la seguridad y la armonía con la comunidad y el medio ambiente. Para materializar esta aspiración, el programa se enfoca en objetivos específicos tanto de produc-ción, reservas y costos, como de seguridad industrial, protección ambiental y relación con las comunidades.

Para lograr estas metas, PEP se ha planteado cinco objetivos estratégicos:

• Mantener la producción en un nivel de 3.1 MMbd de aceite y más de 6.0 MMMpcd de gas, con un crecimiento en el gas superior al de la demanda.

• Mejorar los resultados exploratorios y de desarrollo de reservas para alcanzar una tasa de reposición de reservas probadas del 100%, y recuperar gradualmente una relación reserva / producción de al me-nos 10 años.

• Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarro-llo, así como de producción.

• Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental.

• Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera.

Adicionalmente, el programa plantea las siguientes metas:

• Niveles de inversión estimados de 154 MMM$ anuales, bajo la estruc-tura de costos del primer trimestre de 2007.

• Gasto de operación programable promedio de 38 MMM$ anuales.

• Restitución de reservas 1P y 3P del 100% en 2012.

• Implantación de una estructura matricial flexible y orientada a procesos.

• Participar en la elaboración de un nuevo marco regulatorio para Pemex en su conjunto.

• Desarrollar esquemas de ejecución para incorporar la participación de terceros para ampliar la capacidad actual de PEP.

Para asegurar el cumplimiento de estos objetivos, PEP ha desarrollado una táctica que se divide en 18 iniciativas estratégicas, que han sido agrupadas a lo largo de su cadena de valor (exploración, desarrollo, producción, acondicio-namiento y distribución de hidrocarburos) y en actividades de soporte.

Estas iniciativas se detallan y representan los retos más importantes sobre los cuales PEP orientará sus actividades en el periodo 2007-2015.

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Las iniciativas estratégicas definidas para la fase de exploración son:

• Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en el resto de las cuencas geológicas del país.

• Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el nú-mero y el tamaño promedio de las localizaciones.

• Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de pro-yectos exploratorios.

• Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo.

Las iniciativas estratégicas definidas para la fase de desarrollo son:

• Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas.

• Ejecutar la estrategia definida para el manejo y la comercialización de crudos extra pesados.

Las iniciativas estratégicas definidas para la fase de producción son:

• Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento.

• Elaborar nuevos esquemas de ejecución para desarrollar campos mar-ginales y maduros de forma rentable.

Otras iniciativas estratégicas son:

• Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación.

• Realizar una transformación operativa de la función de perforación, ter-minación y reparación de pozos.

• Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos.

• Desarrollar mecanismos que permitan aumentar la capacidad de eje-cución en proyectos clave.

• Fortalecer la relación con proveedores clave.

• Profundizar la evaluación de iniciativas de internacionalización.

• Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustenta-bilidad de la empresa.

• Mejorar la relación de la empresa con las comunidades en donde opera.

• Promover un nuevo marco regulatorio para el desarrollo de la industria petrolera, que fortalezca la operaciones de Pemex en su conjunto.

• Asegurar el soporte tecnológico para la administración de la informa-ción de la empresa.

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ii. Plan de Negocios de 2002-2010 de Pemex Exploración y Producción En el Plan de Negocios 2002-2010 se reitera el compromiso de maximizar el valor económico de las reservas de hidrocarburos del país, con los más altos estándares de seguridad y protección ambiental. Para lograrlo se han defini-do tres objetivos que se cumplirán implementando 24 estrategias que se han agrupado en siete líneas de acción, como se muestra en la siguiente figura.

Líneas de acción1. Fortalecer liderazgo como productor y proveedor de hidrocarburos Incrementar significativamente la capacidad de producción de crudo ligero y superligero, cambiando la tendencia de declinación de algunos de los yaci-mientos. Las cuencas geológicas del país ofrecen un enorme potencial.

Concentrar esfuerzos en la evaluación y caracterización, incorporando las más avanzadas tecnologías, desarrollando proyectos en busca de yacimien-tos gasíferos en aguas profundas.

2. Integrar una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidadPEP cuenta con una cartera de proyectos sólida y muy rentable. El compromi-so es seguir generando proyectos de alta rentabilidad e impacto económico incorporando opciones tecnológicas (sísmica tridimensional, bases de datos, simulación, recuperación mejorada, sistemas de perforación, esquemas de desarrollo) en todos los proyectos, buscando la maximización de los benefi-cios económicos.

Implementar programas a fin de desarrollar y asimilar tecnologías de punta que permitan estar a la vanguardia de la industria mundial.

3. Asegurar suficiencia y oportunidad de recursos de inversiónEl presupuesto autorizado por el Congreso de la Unión en 2002 es el mayor en 20 años. Este presupuesto, aunado a la autorización de presupuestos mul-tianuales, permitió captar los beneficios de la cartera de proyectos y seguir siendo la mejor inversión de los mexicanos.

4. Lograr la ejecución eficiente de proyectos.

1. Fomentar liderazgo como productor y proveedor de hidrocarburos.

5. Alcanzar niveles internacionales de eficiencia de costos, seguridad y protección ambiental

6. Fortalecer capacidades profesionales y evaluar desempeño en función de generación de valor.

7. Mejorar los términos y líneas de acción del Plan de Negocios de PEP.

3. Asegurar eficiencia y oportunidad de recursos de inversión.

2. Integrar cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad.

• Crecimiento para revertir algunas tendencias.

• Competitividad para asegurar viabilidad.

• Visión de empresa líder.

Objetivos Líneas de acción

Pemex

174

4. Lograr la ejecución eficiente de proyectosPEP está comprometida con la excelencia en los procesos. Por ello, para au-mentar la eficiencia, se reducirán al máximo los cuellos de botella que limitan la capacidad de ejecución.

5. Alcanzar niveles internacionales de eficiencia en costos, seguridad y protección ambiental PEP es uno de los productores más eficientes en cuanto al costo de extrac-ción de hidrocarburos; el compromiso para conservar este lugar es lograr una mejora continua y revertir tendencias crecientes de costos en algunos campos maduros a través de inversiones en tecnología de punta.

PEP tiene un gran compromiso con la seguridad de su personal e instalaciones, así como con la armonía y protección del medio ambiente, logrando mejoras sustanciales en áreas como saneamiento de presas y restauración de suelos.

Se han implementado estrategias integrales en el mantenimiento de las instala-ciones para asegurar el funcionamiento óptimo en cuanto a seguridad y costo.

6. Fortalecer capacidades profesionales y evaluar desempeño en fun-ción de generación de valor El compromiso con el personal técnico y administrativo se verá reflejado en planes de carrera que impulsen su crecimiento y progreso dentro de la orga-nización.

Una prioridad es fortalecer las capacidades técnicas a través del desarrollo de especialistas en las disciplinas prioritarias de la empresa.

7. Mejorar los términos de relación con la sociedad y el gobiernoGarantizar las mejores condiciones para el estado es el mandato constitucio-nal que debe guiar las acciones en PEP.

En respuesta a la demanda de la sociedad de mayor transparencia, y en con-junto con el gobierno federal, se está desarrollando con éxito el Programa de Transparencia y Combate a la Corrupción.

Las estrategias del Plan de Negocios 2002-2010 de PEP y metas contenidas en este plan de negocios son concretas para todos los ámbitos de la empresa. Cada una de las estrategias refleja el compromiso con la mejora continua, el desarrollo del personal, altos estándares de seguridad y protección ambiental, con la sociedad y el gobierno.

El desarrollo de los proyectos se encuentra alineado a los compromisos emi-tidos por Petróleos Mexicanos, SENER, Programas Sectoriales que cubren el Plan de Acción del Ejecutivo Federal y su PND 2007-2012.1

1 PND 2007-2012, PSE 2007-2012. Plan de Negocios de PEP 2002-2010, Programa Estra-tégico de PEP 2007-2015, Diario Oficial.

Pemex

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Dos Bocas,Tabasco.

Pemex

176 a. PlaneaciónProyecto integral Cuenca de BurgosEl proyecto contribuye significativamente al compromiso contraído por PEP respecto de la producción de gas, en apego al Programa Es-tratégico 2002-2010, el cual busca apoyar la oferta de gas en el país y coadyuvar a la disminución de importaciones masivas.

Aun cuando el distrito IV del sur de Texas tiene una extensión y ca-racterísticas geológicas similares a las de Burgos, produce casi tres veces más y se ha extraído ocho veces el volumen de gas desde que inició su producción en 1935.

En dicho distrito se ha perforado más de 17 veces el número total de pozos y suman cinco veces los que hoy están activos. Ello da una idea del potencial aún no explotado de Burgos.

Esta región cuenta con numerosos yacimientos delimitados y relacio-nados genéticamente por características principalmente estratigráfi-cas y estructurales, lo que implica que se conserven áreas producto-ras con excelentes oportunidades.

Con la implementación del proyecto, que considera los alcances de los COPF, se contribuirá al activo de PEP, como se muestra en el resu-men siguiente para el periodo 2008-2027:

Proyecto Burgos tradicional• Adquisición de 2,100 km de sísmica bidimensional

• Adquisición de 6,120 km2 de sísmica tridimensional

• Perforación y terminación de 385 pozos exploratorios

• Perforación y terminación de 582 pozos de desarrollo

• Perforación de 897 pozos de futuro desarrollo

• Realización de 1,513 intervenciones mayores a pozos

• Construcción de 445 km de gasoductos de diversos diámetros

• Construcción de localizaciones para la operación de los equi-pos de perforación

• Construcción y/o rehabilitación de estaciones y/o módulos de recolección de gas

• Implementación del sistema integral de disposición de agua congénita en la cuenca de Burgos

VI. Síntesis ejecutiva

Pemex

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Samaria Luna,Tabasco

Pemex

178

Proyecto Río Bravo COPF• Perforación y terminación de 128 pozos exploratorios

• Perforación y terminación de 980 pozos de desarrollo

• Perforación de 265 pozos de futuro desarrollo

• Construcción de 373 km de gasoductos de diversos diámetros

Tipo de proyectoEste proyecto se considera de infraestructura económica, ya que se centra en la construcción, adquisición y ampliación, así como en la rehabilitación y man-tenimiento de activos fijos para la producción y el transporte de hidrocarburos (gas no asociado).

En el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 se en-contraban en operación los principales campos productores: Culebra, Cuitlá-huac, Arcabuz, Velero, Fundador, Nejo, Arcos, Forastero, Corindón, Santa Ro-salía, Cañón, Cuervito, Santa Anita, Comitas, Torrecillas, Cuatro Milpas, Sigma, Lomitas, Monterrey, Enlace, Benavides, Viboritas, Palmito, Géminis, General, Mojarreñas, Cali, Caudaloso, Mareógrafo, Terregal, Sultán, Cougar, entre otros.

Pronóstico de producciónEl proyecto Burgos tradicional, en su componente exploratoria y de incorpo-ración de reservas, espera obtener un perfil de producción de gas que, para 2016, tendrá el máximo de 769.8 MMpcd, y una acumulada de 3,082 MMMpc en el periodo 2008-2027.

En los COPF, en su componente exploratoria y de incorporación de reservas, se espera obtener el perfil de producción de gas que se muestra a continua-ción (grafica 2): una producción máxima de 227 MMpcd para 2019, con una acumulada de 1,142 MMMpc en el periodo 2008-2027.

GRáFICA 1.- PeRFIl De PRODuCCIóN BuRGOS

2008

2009

2010

2011

2012

2013

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Producción 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumulado

Gas 0 17.2 41.1 163.7 322.3 473.5 615.9 708.0 769.8 731.1 660.7 605.9 554.0 508.9 461.7 424.7 409.7 375.4 327.5 271.4 3,082.0

Pemex

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GRáFICA 2.- PeRFIl De PRODuCCIóN RíO BRAvO

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Producción 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumulado

Gas 0 0 0 0 42.2 107.8 165.1 208.7 222.6 223.5 217.6 227.0 219.7 214.3 210.1 217.3 226.3 221.3 218.8 185.3 1,142

0

50

100

150

200

250

La producción esperada acumulada de gas de los proyectos Burgos y Río Bravo es de 8,305 MMMpc en el horizonte 2008-2027.

Para lograr lo anterior, se requerirá una inversión de 187,445 MM$ para el hori-zonte 2008-2027, de los cuales 124,823 MM$ corresponderían a inversión PI-DIREGAS y 62,622 MM$ a presupuesto programable. La distribución de esta inversión se muestra a continuación.

GRáFICA 3.- PeRFIl De PRODuCCIóN POR COMPONeNTe MIllONeS De PIeS CúBICOS

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Río Bravo Burgos

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1000

1500

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Compo-nente

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumu-lado

Burgos 1,059 961 941 1,078 1,137 1,046 1,006 984 958 852 739 658 589 533 478 428 412 376 328 271 5,414

Río Bravo 460 653 796 737 704 568 495 443 385 333 291 276 251 234 223 220 226 221 219 185 2,890

Total 1,520 1,614 1,737 1,815 1,842 1,614 1,501 1,427 1,343 1,185 1,030 934 839 767 701 648 639 598 547 457 8,305

Pemex

180

Concepto 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

PIDIREGAS 16,532 19,089 18,735 19,790 15,696 7,264 6,712 6,527 5,559 1,242 1,161

Física 15,509 18,411 18,269 19,322 15,211 6,798 6,276 6,126 5,210 1,242 1,161

Intereses Capitalizables

1,023 678 466 468 484 466 436 402 349 0 0

Programable 197 0 0 0 0 5,703 6,241 7,142 6,099 7,329 6,606

Total 16,729 19,089 18,735 19,790 15,696 12,967 12,953 13,669 11,658 8,572 7,767

Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumulado

PIDIREGAS 1,105 841 747 902 1,041 752 652 325 150 124,823

Física 1,105 841 747 902 1,041 752 652 325 150 120,051

Intereses Capitalizables

0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,772

Programable 6,274 5,010 5,068 4,355 949 726 426 277 214 62,622

Total 7,379 5,856 5,815 5,267 1,991 1,478 1,078 602 364 187,445

Proyecto integral ArenqueMetas de producciónCon la ejecución del proyecto se alcanzará una producción máxima de 40 Mbd de aceite y 82 MMpcd de gas en el 2013, obteniendo un volumen acu-mulado de 177 MMb de aceite y 360 MMMpc de gas en el periodo 2002-2023, como se muestra en las gráficas 1 y 2.

Aceite (Mbd)

GRAFICA 1

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

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2023

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35

40

Producción 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Acumulado Total (MMb)

Aceite (Mbd) 24 32 34 38 40 36 32 29 25 22 20 18 15 13 11 177

Declina 23 21 18 17 15 13 11 10 9 7 6 6 5 4 4

Incremental 1 11 16 22 25 23 21 19 17 15 14 12 11 9 8

Pemex

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Gas (MMpcd)

GRAFICA 2

2009

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2011

2012

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2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

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100

Producción 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Acumulado Total (MMMMpc)

Gas (MMpcd) 44 50 53 60 82 79 68 59 52 45 39 35 29 26 22 360

Declina 43 39 35 32 29 26 23 21 18 16 14 13 11 10 8.9

Incremental 1 12 19 28 53 53 45 39 33 29 25 22 18 15.7 13

Actividades Programadas

Concepto Poza Rica Tres Hermanos Total

Perforación de Pozos de desarrollo e intermedios 35 63 98

Profundizaciones a pozos verticales productores 10 - 10

Conversiones a bombeo mecánico 43 - 43

Reacondicionamiento a pozos inyectores 29 - 29

Reentradas 47 - 47

Cambio de intervalo 264 38 302

Sísmica tridimensional (km2) 530 100 630

Oleoductos (km) 146 - 146

Gasoductos (km) 32 33 65

Oleogasoductos (km) 82 - 82

Aprovechamiento de gas (MDL) - 1 1

Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosCon el fin de revitalizar los campos maduros que integran el proyecto Poza Rica y además aprovechar el valor económico de los campos del proyecto Tres Hermanos, a partir de 2008 se requirió un cambio de monto y alcance para acelerar el ritmo de explotación de los aceites ligeros y gas asociado, op-timizar los sistemas de producción y de recuperación adicional por inyección de agua y maximizar su rentabilidad, bajo un marco estricto de seguridad y protección ambiental.

En el horizonte 2008-2023 se contempla la extracción de 281 MMb de aceite (82% de las 2P) y 265 MMMpc de gas asociado (73% de las reservas 2P), para lo cual se tiene programado realizar las siguientes actividades estratégicas:

Pemex

182

La propuesta adicional para el cambio de monto y alcance se fundamenta en la integración de los proyectos Poza Rica y Tres Hermanos, y contempla una inversión física incremental (2008-2023) de 15,610 MM$, de los cuales 6,065 MM$ son inversión PIDIREGAS y 9,545 MM$ inversión programable.

Asimismo, con la creación de la infraestructura de producción necesaria en el campo Tres Hermanos se evitará la quema de gas, con lo que se podría certificar como Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) ante la Organización de las Naciones Unidas.

En lo que se refiere a producción de hidrocarburos, con la integración de los campos antes mencionados se pretende alcanzar una producción máxima de aceite de 75.6 Mb en 2011 y 71.3 MMpcd de gas natural en 2010, obteniéndo-se así una acumulada de 281 MMb de aceite y 265 MMMpcde gas natural.1

Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesEl proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria Campo Ta-maulipas-Constituciones se ha documentado en el ciclo de planeación 2006-2020 para obtener recursos económicos y poder llevar a cabo las intervenciones planea-das, las cuales contemplan la perforación de 74 pozos (52 pozos de desarrollo in-termedio productores de aceite, dos pozos de exteriores al campo productores de aceite y 22 pozos inyectores), además de 118 reparaciones mayores y 13 reentra-das, para obtener una producción incremental máxima de 19,740 bd y 23.0 MMpcd de gas en 2010. Adicionalmente es necesario ejecutar el programa 2007-2021 de reparaciones menores para seguir manteniendo la producción base de aceite.

Tipo de proyectoDe acuerdo con la clasificación de proyectos oficial, éste se ubica como pro-yecto de infraestructura económica y pertenece al sector hidrocarburos. El proyecto generará producción de aceite pesado, un tipo de aceite necesario a nivel sistema para satisfacer la demanda nacional y cumplir con los compromi-sos externos del crudo de exportación que generan divisas al país.

El gas asociado a este tipo de crudo permite contribuir a la producción nacional y satisfacer la demanda interna de corto y mediano plazos, evitando así la im-portación de este hidrocarburo, con la consecuente salida de divisas del país.

A continuación se muestran las actividades más importantes desarrolladas en el proyecto Reingeniería de Recuperación Secundaria Campo Tamaulipas-Constituciones.

• Revisión de datos para la caracterización estática del yacimiento y mo-delado del mismo

• Caracterización dinámica de yacimiento JSA

• Simulación del yacimiento JSA

• Balance de metería del yacimiento JSA

1 Análisis Costo-Beneficio, Cambio de Monto y Alcance, agosto 2007. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Poza Rica Altamira.

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Metas de producciónCon la ejecución integral de este proyecto se espera alcanzar una producción máxima en el horizonte 2010-2024 de 35 Mbpd de aceite en 2017 y 17 MMpcd de gas para el año 2010, obteniéndose un volumen acumulado de 119 MMb de aceite pesado y 70 MMMpc de gas asociado en el mismo horizonte.2

2 Documentos Análisis Costo-beneficio (Cambio de Monto y Alcance) julio 2009. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, activo integral

Poza Rica-Altamira.

Aceite (Mbd)

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Producción 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Acumulado Total (MMb)

Aceite (Mbd) 14 15 17 18 22 28 33 35 31 27 23 20 17 15 13 119

Producción 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Acumulado Total (MMpcM)

Gas (Mbd) 17 17 16 15 16 16 16 15 13 12 10 9 8 7 6 70

Gas (MMpcd)

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

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Pemex

184

Proyecto integral Aceite Terciario del GolfoEl PATG está conformado por 29 campos. Las actividades planeadas incluyen la perforación y terminación de 6,055 pozos nuevos de desarrollo, reparacio-nes mayores de 9,129 pozos, construcción de 73 baterías de separación, 14 estaciones de compresión, ocho estaciones de bombeo, y la realización de pruebas piloto de inyección de agua en áreas estratégicas durante el periodo 2007-2021.

El objetivo del proyecto, es recuperar las reservas de hidrocarburos que to-talizan 1,839 MMb de petróleo y 3,640 MMMpc de gas durante el periodo 2007-2021. El proyecto incluye la explotación y el desarrollo de 29 campos que producen petróleo y gas, aprovechando el ambiente actual de los altos precios de los mismos.

Con la finalidad de tener una mayor flexibilidad operativa, técnica y de gestión, en el año 2006 se consideró oportuno integrar los cinco proyectos en uno solo, para lo cual se propuso ampliar el proyecto Amatitlán-Profeta-Tzaponempa-Vinazco y denominarlo Proyecto de Aceite Terciario del Golfo (PATG) el cual, para su mejor estudio, control y administración se subdividió en ocho sectores correspondientes a los siguientes campos, de norte a sur:

• Sector 1. Sabana Grande y Tenexcuila

• Sector 2. Pastoría, Tlacolula, Sitio, Aragón, Ahuatepec, Amatitlán y Ca-cahuatengo

• Sector 3. Coyotes, Horcones, Soledad Norte, Gallo, Soledad, Palo Blan-co y Agua Nacida

• Sector 4. Coyol y Humapa

• Sector 5. Miquetla y Miahuapan

• Sector 6. Coyula y Escobal

• Sector 7. Agua Fría, Corralillo, Coapechaca y Tajín

• Sector 8. Furbero, Presidente Alemán y Remolino

Con la implementación de este proyecto, se planea obtener una producción máxima de 470 Mbpd de petróleo y 931 MMpcd de gas para 2014. Se requiere una inversión física de 184,282 MM$ y se tiene un monto de 3,228 MM$ de intereses capitalizables. Estos gastos están proyectados por Pemex para ser gastados durante 2007-2021.

El objetivo planificado del PATG es el recobro de 1,839 MMbp y 3,640 MMMpc de gas a lo largo de la vida del proyecto, desde 2007 hasta 2021. El proyecto incluye la perforación y terminación de 6,055 pozos nuevos de desarrollo, las reparaciones mayores de 9,129 pozos, construcción de 73 baterías de sepa-ración, 14 estaciones de compresión, ocho estaciones de bombeo, la realiza-ción de pruebas pilotos de inyección de agua en áreas estratégicas, durante el periodo 2007-2021. Con la implementación de este proyecto, se proyecta obtener una producción máxima de 470 Mbpd de petróleo y 931 MMpcd de gas para 2014.

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Mediante la ejecución de este proyecto en el periodo 2007-2021, se esperan obtener los siguientes beneficios:

• Generar ingresos por 948,603 MM$

• Obtener una ganancia medida en valor presente de 252,576.9 MM$, sin considerar financiamiento. Para el periodo 2002-2021 dicha ganan-cia será de 266,799 MM$

• Consolidar la Región Norte como productor potencial a nivel nacional

• Integrar otros sectores al PATG

• Posibilidad de convertir las reservas probables a probadas

El perfil de producción de aceite y gas que se presenta en las gráficas siguien-tes corresponde a la propuesta total del PATG en el periodo 2002-2021. Con la perforación de 6,330 pozos de desarrollo y 9,403 reparaciones mayores, se ob-tendrá una producción máxima de aceite de 470 Mbd y una producción máxima de gas de 931 MMpcd en 2014; el volumen acumulado de aceite y gas será de 1,839 MMb y 3,640 MMMpc, respectivamente. Para el periodo comprendido entre 2002 y 2006, se considera real 2002-2005 y, para 2006, el POT III.

Mbd

GRáFICA.- PRODuCCIóN De ACeITe

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

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Año 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

Aceite 8 8 20 25 31 39 113 203 296 375 426 456 470 453 432 407 384 348 296 247 1,839

Pemex

186

MMpcd

GRáFICA PRODuCCIóN De GAS

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

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Año 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

Gas 16 18 29 28 32 41 224 407 593 750 848 902 931 898 862 817 771 702 599 503 3,640

El costo total del PATG en el periodo 2002-2021 se estima en 197,814 MM$, de los cuales se cuenta en PEF, tomo IV, con un monto autorizado de 156,894 MM$. Dichos recursos se ejercerán en las mejores opciones de inversión de cada sector para su transparencia presupuestal y seguimiento físico. En el periodo 2002-2006 se ejercieron 9,592 MM$ de inversión física y 712 MM$ de intereses capitalizables (para el año 2006 se consideró el estimado de cierre).

Para el periodo 2007-2021 se requiere una inversión física de 184,282 MM$ y se tiene un monto de 3,228 MM$ de intereses capitalizables. El programa anual de inversiones se muestra en el siguiente cuadro.1

1 Documento de Análisis Costo-beneficio (Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Ama-titlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco) cambio de nombre a PATG; noviembre 2006.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Aceite Terciario del Golfo.

Inversiones (MM$ de 2006)

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Inversión Física

104 2,357 2,924 2,407 1,800 9,719 17,632 22,264 25,89926,187 22,123

Intereses Capitalizables

9 79 160 97 367 794 534 1,138 762 0.0 0.0

Total 113 2,436 3,084 2,504 2,167 10,513 18,166 23,402 26,66126,187 22.123

Concepto 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

Inversión Física

18,908 14,765 6,352 4,895 4,869 4,798 2,671 1,561 1,639 193,874

Intereses Capitalizables

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3,940

Total 18,908 14,765 6,352 4,895 4,869 4,798 2,671 1,561 1,639 197,814

Pemex

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Proyecto CantarellEl proyecto Cantarell resalta por su capacidad para generar valor, El plantea-miento actual está enfocado en la producción e incorporación de reservas de aceite pesado y ligero, así como de gas asociado. Asimismo, a través del plan maestro se ha enfocado en cumplir las metas trazadas en el corto y largo plazos para la explotación de la reserva remanente de hidrocarburos en el Complejo Cantarell, para la cual se contemplaron varias etapas:

• Concluir la optimización del manejo superficial para eliminar los cue-llos de botella en la infraestructura de superficie, aumentar el grado de confiabilidad de las instalaciones actuales y evitar el envío de gas a la atmósfera.

• Optimizar el desarrollo del complejo, acelerando la extracción de la re-serva con más pozos de desarrollo, con base en los estudios actuales y los que están en proceso, y realizando intervenciones en los pozos existentes para mejorar y mantener su producción.

• Optimizar los mecanismos de producción con sistemas artificiales, para mejorar los flujos de producción por pozo, utilizando BN.

• Continuar el proceso de mantenimiento de presión mediante la inyec-ción de nitrógeno para mantener y optimizar la explotación del campo, utilizando sistemas de recuperación secundaria que además prolon-guen la vida productiva del yacimiento.

• Mantener en condiciones óptimas de operación los pozos y la infraes-tructura existente hasta el abandono del campo, conservando el medio ambiente y la seguridad física del personal.

Las estrategias establecidas permiten tener una visión integral del Complejo Cantarell, ya que plantean su plan de explotación y desarrollo para administrar y contrarrestar la declinación del campo; incrementar su potencial de produc-ción de manera sostenida; acelerar el ritmo de extracción de la reserva para incrementar el valor del proyecto; incorporar tecnología de vanguardia y me-jorar los procesos productivos; aprovechar la energía natural del yacimiento y las instalaciones existentes; y cuidar estrictamente la conservación del medio ambiente y la seguridad física del personal y las instalaciones.

La filosofía del proyecto integral permite optimizar las inversiones, la infraes-tructura requerida y el uso de instalaciones comunes, reduciendo los costos de operación y mantenimiento, así como problemas asociados de coordina-ción, comunicación y asignación clara de responsabilidades en la ejecución de los proyectos.

Para dar continuidad al proyecto, cada año se planifican y documentan las metas y alcances mediante la cartera de proyectos, donde se integra el pro-nóstico de producción de aceite y gas, así como el programa físico-financiero de pozos, obras, proyectos de inversión y programas operacionales relevan-tes, mismos que son evaluados económica y financieramente a fin de determi-nar su rentabilidad. Es importante mencionar que los alcances en cada cartera varían y se justifican por los cambios en las estimaciones de inversión en la ca-lendarización de las actividades y, por consiguiente, en la inversión, así como los cambios en la producción por el comportamiento dinámico del yacimiento.

Pemex

188

Alcance 2010-2026Continuar con el desarrollo del proyecto Cantarell y acelerar la recuperación de las reservas remanentes de sus campos con el fin de incorporar un volu-men de producción de aceite pesado de 1,684 MMb y 1,400 MMMpc de gas durante el periodo 2010-2026, mediante la terminación de 121 pozos, 61 inter-venciones mayores, 71 reparaciones menores, instalación de infraestructura de un módulo habitacional, 14 estructuras recuperadoras, así como la cons-trucción de 13 ductos e incluir la desincorporación integral de pozos, equipos, instalaciones, ductos y plataformas, apegándose al cumplimiento del plan de explotación y desarrollo.

• Con la estrategia de perforación, terminación e intervención de los pozos se pretende disminuir la tendencia de la declinación de la pro-ducción del campo Akal, compensando el cierre de pozos debido al incremento natural en el ritmo de avance de los contactos gas-aceite y agua-aceite.

• Utilizar un proceso de doble desplazamiento como recuperación mejorada.

• Ejecutar pruebas piloto de procesos de recuperación mejorada.

El proyecto Cantarell requiere de cambio de monto y alcance debido funda-mentalmente al incremento de la actividad física de obras que impactan direc-tamente el desarrollo de campos y mantenimiento de pozos en el proyecto, destacando también la infraestructura adicional para el desarrollo del campo Akal, así como al aumento en costos de perforación. Se requiere dar conti-nuidad con el programa de mantenimiento de presión, implementación de un proceso de doble desplazamiento en la zona sur del campo y la ejecución de pruebas piloto de procesos de recuperación mejorada; optimizar sistemas de producción, manteniendo la confiabilidad y flexibilidad operativa en los siste-mas de producción, transporte y distribución de crudo y gas.

Tipo de proyectoEl proyecto Cantarell es un proyecto de infraestructura económica, enfocado en la construcción, adquisición y ampliación de activos fijos para la produc-ción de hidrocarburos en el largo plazo, así como su correspondiente mante-nimiento. Este proyecto es catalogado como de infraestructura productiva de largo plazo, y pertenece al sector de hidrocarburos.

Pronóstico de producción 2010-2026En las gráficas siguientes se presentan los perfiles de producción de aceite y gas del proyecto Cantarell que se considera obtener con el escenario selec-cionado. Con este escenario, la producción acumulada en el horizonte 2010-2026 se estima en 1,684 MMb de aceite y 1,400 MMMpc de gas.

Pemex

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(Mbd)

GRáFICA: PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe Del PROyeCTO CANTARell

2010

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Concepto 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Acumulado

Aceite (Mbpd) 546 478 457 437 380 360 312 267 236 206 174 151 136 125 121 114 111 1,684

Concepto 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Acumulado

Gas (MMpcd) 531 436 411 380 311 279 229 196 175 155 132 115 106 101 97 92 89 1,400

(MMpcd)

GRáFICA: PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS Del PROyeCTO CANTARell

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

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Inversión De la misma manera, para el horizonte 2010-2026, el proyecto propuesto con-sidera una inversión total de 349,319 MM$, debido a una mayor actividad e incremento de costos.

Inversion de la cartera 2010-2026

Concepto 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Inversión (MM$) 53,047 43,96847,801 53,281 31,043 20,76114,53710,84213,313

Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Inversión (MM$) 10,791 9,32310,104 10,631 7,769 8,036 1,046 3,025 349,318

Pemex

190

Metas físicasLas principales actividades en el escenario seleccionado se muestran en el cua-dro siguiente; con ellas actividades se da soporte a la producción considerada.

Proyecto integral Ek-BalamEl proyecto integral Ek-Balam resalta por su capacidad para generar valor. El planteamiento actual está enfocado en el desarrollo y la explotación de las reservas de aceite y gas asociado del campo Ek-Balam en las formaciones JSO y BKS, mediante iniciativas de explotación que se desarrollan en los cam-pos, contribuyendo significativamente al Programa Estratégico de PEP y al objetivo 15 del PND 2007-2012: “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los con-sumidores”.

Asimismo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la exploración y produc-ción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimien-to, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”.

AlcanceEl detalle de las obras e infraestructura que se realizarán en el proyecto para el desarrollo futuro del campo Ek-Balam, principalmente en las arenas de la formación JSO, se describen en el cuadro a continuación:

Infraestructura y actividad física

Concepto 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Estructuras 3 2 4 5 1 15

Ductos 5 1 0 5 2 13

Pozos de desarrollo 10 9 9 21 29 29 11 3 121

Pozos inyectores 1

Rep. Mayores 27 10 10 9 1 61

Rep. Menores 19 1 1 25 8 0 6 71

Taponamientos 215 43 37 23 23 136 477

Actividad física del proyecto

Actividad física Número

Pozos de desarrollo a perforar 11

Pozos inyectores 3

Intervenciones mayores 3

Reparaciones Menores 85

Estructuras 2

Ductos 1

Pemex

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Tipo de proyectoEk-Balam es un proyecto de infraestructura económica, enfocado en la ade-cuación, adquisición y ampliación de activos fijos para la producción de hi-drocarburos a largo plazo, así como su correspondiente mantenimiento. Este proyecto pertenece al sector de hidrocarburos.

Pronóstico de producciónEn las gráficas siguientes se presentan los perfiles de producción de aceite y gas que se planean obtener en el horizonte 2012-2023, siendo la producción acumulada de 212 MMb de aceite y 42 MMMpc de gas. Los datos de la pro-ducción aceite y gas se muestran en los cuadros siguientes.

(Mbd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe Del PROyeCTO INTeGRAl eK-BAlAM

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

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80

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Acumulado

Aceite (Mbd) 58 58 64 69 70 64 53 44 43 41 12 7 212

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Acumulado

Gas (MMpc) 9 10 12 14 14 13 11 10 10 9 1 1 42

(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN Del PROyeCTO INTeGRAl eK-BAlAM

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

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9

12

15

Pemex

192

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapPara el periodo 2002-2013, el proyecto integral Ku-Maloob-Zaap para su com-ponente de explotación contempla la perforación de 123 pozos (118 en desarro-llo y cinco inyectores de gas), la construcción de cuatro plataformas de produc-ción, diez de perforación, cinco habitacionales, una plataforma de enlace, una de telecomunicación y aproximadamente 203 km de ductos, la adquisición de un sistema de producción flotante FPSO, el suministro de nitrógeno mediante la instalación de un módulo adicional en la planta actual CNC de generación, ade-más de la instalación del sistema de separación trifásica en el campo Bacab.

Adicionalmente, la componente de explotación Campeche oriente, en su pri-mera fase, considera cubrir la inversión para el periodo 2007-2021, con la cual se plantea perforar y terminar 15 pozos: 14 pozos de desarrollo y un pozo inyector de gas para mantener la presión a nivel cretácico. Adicionalmente se plantea el empleo de sistemas de explotación con BEC combinado con inyec-ción de condensados, así como la construcción de infraestructura necesaria para el manejo de los hidrocarburos, que consiste de una plataforma fija, un oleogasoducto, un nitrogenoducto, un gasolinoducto compuesto por tres sec-ciones, cable eléctrico y fibra óptica, mediante los cuales se explotarán los hidrocarburos, mismos que serán entregados para su comercialización en el FPSO del activo Ku-Maloob-Zaap.

Por otro lado, para el manejo y almacenamiento de crudo Maya, se considera la construcción de una presa de salmuera en los domos salinos de Tuzande-petl, un tanque de almacenamiento en la TM Pajaritos, Veracruz. También se consideran los requerimientos para la rehabilitación y el mantenimiento de la plataforma de rebombeo del CDGM Ciudad Pemex y de los ductos de trans-porte y distribución de aceite.

Desde el inicio del proyecto y con base en la información que se ha ido obte-niendo, se han realizado ajustes que han permitido incrementar la producción por arriba de lo estimado originalmente.

Por ejemplo, para 2006 el proyecto planteaba como premisa de producción hasta el ejercicio 2006-2020 la perforación de 103 pozos (99 desarrollo y cua-tro inyectores) para la componente de explotación Ku Maloob Zaap, y siete más (cinco de desarrollo y dos inyectores) para la componente Lum, con los que se pretendía alcanzar una cuota potencial de producción de aceite máxi-ma aproximada de 794 Mb por día, sin embargo derivado de la revisión de los modelos geológicos y geofísicos se lograron identificar reservas adicionales que modifican el esquema de desarrollo propuesto por uno nuevo que con-templa, la perforación de 20 pozos mas en el campo Maloob para un total de 123 pozos (118 desarrollo y cinco inyectores de gas) para la componente de explotación Ku Maloob Zaap, y siete más (cinco de desarrollo y dos inyectores de agua) para la componente Lum.

Con respecto al mantenimiento de presión en el horizonte del cretácico, se contempla la inyección de nitrógeno al yacimiento a través de ocho pozos inyectores de gas en la componente de explotación Ku Maloob Zaap (cinco pozos nuevos y tres conversiones), y adicionalmente dos inyectores de agua en el mismo horizonte para la componente Lum, así como la construcción de infraestructura necesaria para el manejo de los hidrocarburos.

Pemex

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De la misma manera para la componente de explotación Campeche oriente se plantea la perforación de 15 pozos adicionales; un pozo de desarrollo para el campo Pohp a nivel Jurasico Superior Kimmeridgiano y 13 pozos para el campo Tson a nivel Cretácico, así como un pozo inyector de gas para mante-nimiento de presión a nivel cretácico; con los que se pretende alcanzar una cuota de producción potencial de aceite máxima aproximada de 850 Mbd (producción potencial).

En cuanto a la componente exploratoria (proyectos Progreso y Campeche oriente), se considera la evaluación de recursos prospectivos por 730 MMb de petróleo crudo equivalente, de los cuales 288 millones corresponden al pro-yecto Progreso y 442 millones al Campeche oriente, a comprobarse mediante la integración e interpretación de 3,800 km2 de sismología tridimensional, la información de estudios geológicos y geoquímicos y la perforación de 35 po-zos exploratorios (23 correspondientes al proyecto Campeche oriente y 12 a Progreso), durante el periodo 2007-2012.

Estas cifras se han ido ajustando año con año de acuerdo con la evolución del proyecto.

Por consiguiente, para el 2011 la visión del proyecto integral Ku Maloob Zaap se enfoca fundamentalmente a la producción e incorporación de reservas de acei-te pesado y gas asociado, y está constituido por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab, Lum, Ayatsil, Tekel y Pit, los cuales en su conjunto mantendrán durante los próximos seis años al menos una plataforma de producción de 850 Mbd.

El propósito del proyecto propuesto en el horizonte 2012-2030, consiste en perforar 103 pozos de desarrollo, cuatro pozos inyectores, realizar 74 interven-ciones mayores, 1,005 reparaciones menores, construir 34 ductos e instalar 11 plataformas, así como dar mantenimiento a la infraestructura y desincorpo-rarla, además de taponar algunos pozos.

La producción incremental que se obtiene del proyecto propuesto es del orden de los 2,664 MMb de aceite y 729 MMMpc de gas, con un factor de recupera-ción con respecto a la reserva 2P de 55.8% y un ingreso de 2,030,791 MM$.

Adicionalmente se considera la adecuación de instalaciones de producción en la plataforma Akal J-1 y en la TMDB para el proceso de deshidratación y desalado de los crudos del activo, la instalación de la plataforma de genera-ción eléctrica en Zaap-C, la instalación de equipo de generación eléctrica en el centro de proceso Akal-J y la instalación de infraestructura para la iniciativa del mejoramiento de crudo.

Por otro lado para el manejo y almacenamiento de crudo Maya, se considera la construcción y el mantenimiento de ductos adicionales en los domos sali-nos de Tuzandepetl, un tanque de almacenamiento en la TMDB y los requeri-mientos para rehabilitación y mantenimiento de la plataforma de rebombeo del CDGM Ciudad Pemex, y de los ductos de transporte y distribución de aceite.

PlataformaCentenario.

Pemex

194

Proyecto integral Bellota-ChinchorroEl proyecto Bellota-Chinchorro se asocia con el objetivo 15 del PND 2007-2012 que consiste en “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a pre-cios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumido-res”. Asimismo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del im-pacto ambiental”.

Con la implementación de este proyecto se generará producción de aceite ligero y gas asociado, siendo importante destacar que el aceite ligero es re-querido a nivel sistema para poder satisfacer la demanda nacional y cumplir con los compromisos externos del crudo de exportación para la generación de divisas al país.

La estrategia general del proyecto incluye:

• Continuar con la perforación en los campos Bellota, Chinchorro, Chipi-lín, Mora, Palangre, yagual, Edén-Jolote, Cobra, Paché y Cupache y el desarrollo de extensión de los campos Bricol y Madrefil reciente mente descubiertos. Esta estrategia está alineada a los tiempos de construc-ción de obras y el movimiento de equipo para la perforación de los po-zos, así como la disponibilidad de recursos bajo un programa de ejecu-ción el cual permitirá el logro de las metas de producción propuestas.

• Actualizar modelos estáticos y dinámicos de los campos para incor-porar nuevas oportunidades de desarrollo, con el fin de seguir maximi-zando el valor económico del proyecto y reducir el riesgo de las activi-dades propuestas.

• Implementar sistemas artificiales de producción cuyo objetivo sea alar-gar el tiempo de vida productiva de los pozos.

• Asegurar el buen funcionamiento de la infraestructura de pozos, el pro-cesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, me-diante la inversión necesaria para el mantenimiento y la adecuación de las instalaciones, dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Pronóstico de producción (dictaminado)La producción de aceite promedio esperada en el periodo comprendido del 1 de diciembre de 2006 al 30 de abril de 2012, de acuerdo con los perfiles de producción documentados en cada ciclo de planeación es de 67 Mbpd de aceite y 101 MMpcd de gas. Los perfiles anualizados se muestran en las gráficas siguientes:

Pemex

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(Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe PROyeCTO BellOTA-ChINChORRO

2006

2007

2008

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20

40

60

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

53 60 65 64 51 77 97 67

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

76 89 105 102 79 104 150 101

(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS PROyeCTO BellOTA-ChINChORRO

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

30

60

90

120

150

Perfil de inversión (dictaminado)Para lograr lo anterior, se estimó una inversión de 18,877 MM$, distribuidos anualmente como se muestra en la siguiente gráfica:

Pemex

196

(Millones de pesos)

PeRFIl De INveRSIóN

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

7 1,417 1,832 4,156 2,487 3,385 5,593 18,877

A continuación se presenta un resumen de las metas volumétricas, inversio-nes, metas físicas de pozos y principales obras e indicadores económicos de cada uno de los escenarios documentados en las carteras de proyectos de inversión: 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012.1

Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeEl proyecto integral Cactus-Sitio Grande es un proyecto que se encuentra en operación desde el año 1972, está orientado a obtener producción de petróleo crudo y gas natural.

Está integrado por los campos Arroyo Zanapa, Cacho López, Cactus, Juspi, Nís-pero, Río Nuevo, Sitio Grande y Teotleco de los cuales se encuentran fuera de operación Río Nuevo y Cacho López. Entre las diferentes actividades que con-templa, las más importantes son la perforación de pozos de desarrollo en los campos Teotleco y Juspí, además de las reparaciones mayores, la implementa-ción de sistemas artificiales de producción y los métodos de recuperación secun-daria y mejorada de hidrocarburos en los campos Sitio Grande y Cactus.

Las principales actividades que integran el proyecto son:

• Perforación de 34 pozos

• Reparación mayor de 98 pozos

• Construcción y sustitución de 72 km de ductos

• Construcción de una batería de separación

• Optimización de la infraestructura de explotación existente

1 Base de datos de Cartera de Proyectos de Inversión 2006-2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Produc-

ción Bellota-Jujo. Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Pemex

Pem

ex E

xplo

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Pro

ducc

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Inco

rpor

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rese

rvas

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gas

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ento

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prod

ucci

ón

Tipo de proyectoEl proyecto integral Cactus Sitio Grande es un proyecto de infraestructura produc-tiva de largo plazo, por lo que se considera un proyecto de infraestructura econó-mica en el sector de hidrocarburos de acuerdo con los artículos 18, tercer párrafo de la Ley General de Deuda Pública y artículo 30, segundo párrafo de la LFPRH.

Pronóstico de producciónEn el perfil de producción de aceite del proyecto integral Cactus-Sitio Grande, se pretende alcanzar una producción acumulada 104 MMb de aceite en el horizonte 2002-2024, tal como se muestra en la gráfica y el cuadro siguientes:

Qo (Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe 2002-2024

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

0

5

10

15

20

25

Producción 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Acumulado

Aceite 19 19 15 14 14 13 15 16 17 20 21 18 17 13 10 9 7 7 6 5 4 3 2 104 MMb

Producción 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Acumulado

Gas 39 45 37 35 41 42 48 50 49 55 62 57 56 41 33 31 27 27 21 15 11 8 7 305MMMpc

En el perfil de producción de gas asociado, se espera alcanzar una produc-ción acumulada de 305 MMMpc en el horizonte 2002-2024, tal como se mues-tra en la gráfica y el cuadro siguientes:

Qg (mmpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS 2002-2024

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Pemex

198

Para lograrlo anterior, se requerirá una inversión de 19,985 MM$ para el ho-rizonte 2002-2024, de los cuales 8,676 MM$ corresponderían a recursos PIDIREGAS y 11,308 MM$ a recursos programables, la distribución de esta inversión se muestra a continuación.1

Proyecto integral CárdenasEl proyecto Cárdenas se asocia con el objetivo 15 del PND 2007-2012 que consiste en “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios compe-titivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”. Asimis-mo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”.

La estrategia general del proyecto incluye recuperar las reservas remanentes de hidrocarburos 2P mediante la perforación de pozos no convencionales, sustentado en la conclusión exitosa en el periodo 2008-2010 de los pozos Cárdenas 139-B, 807, 701, 839 y 439, así como incorporar, mediante repara-ciones mayores, intervalos pendientes de explotación, dar mantenimiento a los pozos actualmente fluyentes a través de limpiezas y estimulaciones, continuar optimizando el sistema artificial que opera desde 1994, implantar una prueba piloto con inyección de aire por tres años, inyectar gas amargo como proceso de mantenimiento de presión, operar la batería Cárdenas norte como una ins-talación estratégica para el manejo de la producción de los campos Cárdenas y del proyecto Bellota-Chinchorro del orden de 120,000 bpd de aceite y una promesa de valor: perforar el pozo Cárdenas-901 como un área de oportuni-dad en bloques adyacentes, que le permita al campo reactivar su crecimiento, dado que en los últimos cuatro años ha mantenido sus niveles de producción.

Esta estrategia fue producto de la revisión de volúmenes originales, reservas, tipos de pozos (convencionales, alto desplazamiento, alto ángulo, multilatera-

1 Documento Análisis Costo-beneficio, Cambio de Monto y Alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS del proyecto Cactus-Sitio Grande, agosto 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Macuspana-Muspac.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

PIDIREGAS 155 1,712 1,181 653 1,618 1,388 1,959

Física 155 1,616 1,058 600 1,531 1,355 1,922

Intereses Capitalizables 11 94 123 54 86 33 37

Programable 9 29 96 20 1,356 2,060 1,827 1,005 1,373

Total 166 1,712 1,181 662 1,647 1,487 1,979 1,356 2,060 1,827 1,005 1,373

Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Acumulado

PIDIREGAS 8,676

Física 8,239

Intereses Capitalizables 437

Programable 530 397 298 306 330 405 226 247 230 283 283 11,308

Total 530 397 298 306 330 405 226 247 230 283 283 19,985

Pemex

Pem

ex E

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Pro

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Inco

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ón

les, horizontales), de requerimientos de reparaciones mayores a pozos para el mantenimiento de la producción, de la factibilidad de implementar proyectos de mantenimiento de presión con inyección de gas amargo y recuperación mejorada con inyección de aire, del requerimiento de la adecuación de las ins-talaciones existentes. La misma considera el grado de riesgo e incertidumbre existente y los planes de mitigación.

Pronóstico de producción (dictaminado)La producción de aceite promedio esperada en el periodo comprendido del 1 de diciembre de 2006 y el 31 de diciembre de 2011, de acuerdo con los perfiles de producción documentados en cada ciclo de planeación es de 44 Mbpd de aceite y 30 MMpcd de gas. Los perfiles anualizados se muestran en las gráficas siguientes:

(Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe PROyeCTO CáRDeNAS

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

5

10

15

20

2006 2007 2008 2009 2010 2011 Promedio

13 20 17 16 18 16 17

(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS PROyeCTO CáRDeNAS

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2006 2007 2008 2009 2010 2011 Promedio

26 40 40 27 32 26 32

Pemex

200

Perfil de inversión (dictaminado)Para lograr lo anterior, se estimó una inversión de 4,439 MM$, distribuidos anual-mente como se muestra en la siguiente gráfica:

(Millones de pesos)

PeRFIl De INveRSIóN PROyeCTO CáRDeNAS

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

200

400

600

800

1000

1200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 Promedio

206 588 888 1174 617 966 4,439

A continuación se presenta un resumen de las metas volumétricas, inversio-nes, metas físicas de pozos y principales obras e indicadores económicos de cada uno de los escenarios documentados en las carteras de proyectos de inversión: 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, y 2011.1

Proyecto integral Carmito-ArtesaEl proyecto integral Carmito-Artesa se encuentra en operación desde 1977; está orientado a obtener producción de petróleo crudo y gas natural.

Con este proyecto se pretende desarrollar los campos ubicados en las inmedia-ciones de la ciudad de Reforma, Chiapas. Pertenece a la Región Sur de PEP y está compuesto por nueve campos: Carmito, Artesa, Gaucho, Giraldas, Secade-ro, Agave, Iris, Tapijulapa y Acuyo, que incluyen 30 pozos productores y 79 pozos taponados. El desarrollo se realizará mediante la perforación de pozos direcciona-les y de alto ángulo, reparaciones mayores, implementación de sistemas artificia-les de explotación, estimulaciones, limpiezas de aparejo a pozos. Las principales actividades que integran el proyecto en el periodo 2002-2021 son:

• 15 perforaciones

• 34 reparaciones mayores a pozos

• 17 km de ductos

1 Base de datos de Cartera de Proyectos de Inversión 2006-2011. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Produc-

ción Bellota – Jujo. Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

ducc

ión

Inco

rpor

ació

n de

rese

rvas

de

gas

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e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

• Construcción de la infraestructura de transporte para los pozos a per-forar en los campos Gaucho y Secadero, y de proceso en las baterías Gaucho y Artesa

• Implementar el proceso de estabilización y manejo del agua congénita en la batería Artesa, para eliminar o reducir el envío a la batería Sitio Grande

Tipo de proyectoEl proyecto integral Carmito-Artesa es un proyecto de infraestructura económi-ca, enfocado en la construcción, adquisición y ampliación de activos fijos para la producción de hidrocarburos a largo plazo, así como su correspondiente mantenimiento. Este proyecto es catalogado como de infraestructura produc-tiva de largo plazo.

Pronóstico de producciónEn el perfil de producción de aceite del proyecto integral Carmito-Artesa, se pretende alcanzar una producción acumulada 39 MMb de aceite en el hori-zonte 2002-2021, tal como se muestra en la gráfica y el cuadro siguientes:

En el perfil de producción de gas asociado, se espera alcanzar una produc-ción acumulada de 591 MMMpc en el horizonte 2002-2021, tal como se mues-tra en la gráfica y el cuadro siguientes.

Qo (Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe 2002-2021

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

0

3

6

9

12

15

Producción 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

Aceite 13 9 9 7 7 7 7 6 6 7 6 5 4 3 3 2 2 2 2 1 39 MMb

Pemex

202

Qg (mmpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS 2002-2021

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

0

50

100

150

200

250

Producción 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

Gas 228 198 181 139 108 94 100 91 74 72 62 51 43 38 33 28 24 21 18 15 591 MMpc

Para lograr lo anterior, se requerirá una inversión de 7,748 MM$ para el hori-zonte 2002-2021, de los cuales 3,879 MM$ corresponderían a recursos PIDI-REGAS y 3,869 MM$ a recursos programables. La distribución de esta inver-sión se muestra a continuación.1

1 Documento Análisis Costo-beneficio, Cambio de Monto y Alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS del proyecto Carmito-Artesa, agosto 2009.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Macuspana-Muspac.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PIDIREGAS 271 810 789 425 445 486 667

Física 260 768 726 398 414 483 667

Intereses 11 41 62 27 17 2

Programable 32 14 9 11 502 1,008 655 323

Total 457 14 494 679 502 1,008 655 323

Concepto 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Acumulado

PIDIREGAS 3,879

Física 3,718

Intereses 161

Programable 235 213 160 144 127 137 98 100 103 1,869

Total 235 213 160 144 127 137 98 100 103 7,748

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

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rese

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gas

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crem

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prod

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ón

Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaEl proyecto El Golpe-Puerto Ceiba se asocia con el objetivo 15 del PND 2007-2012 que consiste en “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consu-midores”. Asimismo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la explora-ción y producción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”

Con la implementación de este proyecto se generará producción de aceite ligero y gas asociado, siendo importante destacar que el aceite ligero es re-querido a nivel sistema para poder satisfacer tanto la demanda nacional como cumplir con los compromisos externos del crudo de exportación para la gene-ración de divisas al país.

La estrategia general del proyecto incluye:

• Continuar con la perforación en los campos Puerto Ceiba, Mayacaste, Tajón, Tintal y Tupilco y desarrollar la extensión de los campos Tokal y Pareto, recientemente descubiertos. Esta estrategia está alineada a los tiempos de construcción de obras y el movimiento de equipo para la perforación de los pozos, así como la disponibilidad de recursos bajo un programa de ejecución que permitirá el logro de las metas de pro-ducción propuestas.

• Actualizar modelos estáticos y dinámicos de los campos para la incor-poración de nuevas oportunidades de desarrollo, con el fin de seguir maximizando el valor económico del proyecto y reducir el riesgo de las actividades propuestas. Se prevé iniciar con el modelo estático de los campos, Tokal y Pareto, actualizar el modelo de Tupilco. Con respec-to al modelo dinámico, se continuará con la actualización del campo Puerto Ceiba y Pareto.

• Implementación de sistemas artificiales de producción cuyo objetivo sea alargar el tiempo de vida productiva de los pozos.

• Asegurar el buen funcionamiento de la infraestructura de pozos, el pro-cesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, me-diante la inversión necesaria para el mantenimiento y adecuación de las instalaciones, dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Pronóstico de producción (dictaminado)La producción de aceite promedio esperada en el periodo comprendido del 1 de diciembre de 2006 al 30 de abril de 2012, de acuerdo con los perfiles de producción documentados en cada ciclo de planeación es de 44 Mbpd de aceite y 30 MMpcd de gas. Los perfiles anualizados se muestran en las gráficas siguientes:

Pemex

204

(Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe PROyeCTO el GOlPe - PueRTO CeIBA

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

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40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

82 50 43 45 35 20 33 44

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

56 33 30 28 27 14 22 30

(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS PROyeCTO el GOlPe - PueRTO CeIBA

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

10

20

30

40

50

60

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

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Inco

rpor

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rese

rvas

de

gas

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e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

169 2,849 1,696 3,170 3,069 2,875 2,320 16,148

Perfil de inversión (dictaminado)Para lograr lo anterior, se estimó una inversión de 16,148 MM$, distribuidos anualmente como se muestra en la siguiente gráfica:

(Millones de pesos)

PeRFIl De INveRSIóN PROyeCTO el GOlPe - PueRTO CeIBA

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

A continuación se presenta un resumen de las metas volumétricas, inversio-nes, metas físicas de pozos y principales obras e indicadores económicos de cada uno de los escenarios documentados en las carteras de proyectos de inversión: 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012.1

Proyecto integral Jujo-TecominoacánEl proyecto Jujo-Tecominoacán se asocia con el objetivo 15 del PND 2007-2012 que consiste en “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios com-petitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”. Asimis-mo, se asocia con la estrategia 15.2, “Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas”, y la estrategia 15.6, “Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental”.

La estrategia principal de explotación del proyecto es disminuir o atenuar la declinación de los yacimientos y para ello se contempla continuar con el pro-ceso de mantenimiento de presión por inyección de nitrógeno y gas contami-nado en el campo Jujo-Tecominoacán, implantar un proceso de recuperación secundaria por inyección de gas en el campo Jacinto, efectuar una prueba piloto de inyección de gas en Paredón, mantener la perforación de pozos pro-ductores en áreas no drenadas o para sustituir pozos fuera de operación que no pueden ser reparados por malas condiciones mecánicas e intensificar la actividad de intervenciones a pozos en los campos.

De igual manera, en el campo Jujo-Tecominoacán se continuará administran-do la energía del yacimiento mediante el monitoreo estrecho del proceso de

1 Base de datos de Cartera de Proyectos de Inversión 2006-2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Produc-

ción Bellota – Jujo y Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Pemex

206

inyección para la distribución y/o ajuste del volumen inyectado y el cierre o apertura de los pozos productores, según sea necesario.

Asimismo, se mantendrá un esfuerzo sostenido para optimizar la explotación de los campos con el oportuno mantenimiento y modernización de la infraes-tructura existente, respetando los requerimientos de seguridad, higiene y pro-tección ambiental. Todo lo anterior con el propósito de alcanzar o incrementar el factor de recuperación esperado en los yacimientos.

Pronóstico de producción (dictaminado)La producción de aceite promedio esperada en el periodo comprendido del 1 de diciembre de 2006 al 30 de abril de 2012, de acuerdo con los perfiles de produc-ción documentados en cada ciclo de planeación es de 78 Mbpd de aceite y 104 MMpcd de gas. Los perfiles anualizados se muestran en las gráficas siguientes:

(Mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe PROyeCTO jujO - TeCOMINOACáN

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

0

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

81 96 103 88 76 58 43 78

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

96 92 148 126 111 50 107 104

(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS PROyeCTO jujO - TeCOMINOACáN

2006

2007

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Promedio

111 2,564 2,374 4,455 5,921 5,483 4,333 25,241

Perfil de inversión (dictaminado)Para lograr lo anterior, se estimó una inversión de 25,241 MM$, distribuidos anual-mente como se muestra en la siguiente gráfica:

(Millones de pesos)

PeRFIl De INveRSIóN PROyeCTO jujO - TeCOMINOACáN

2006

2007

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2009

2010

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6000

A continuación se presenta un resumen de las metas volumétricas, inversio-nes, metas físicas de pozos y principales obras e indicadores económicos de cada uno de los escenarios documentados en las carteras de proyectos de inversión: 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012.1

Proyecto integral Delta del GrijalvaLa estrategia del proyecto consiste en mantener el nivel de producción me-diante el desarrollo de campos nuevos (Terra y Pachira) y la extensión de cam-pos existentes (Escarbado, Pijije, Sen y Palapa), así como la implementación de una política de explotación adecuada y racional para incrementar el factor de recuperación de los yacimientos.

Esta estrategia es producto de estudios de ingeniería, en los que se definieron volúmenes originales, reservas, ritmos de extracción, espaciamiento, número óptimo y tipo de pozos (convencionales, alto desplazamiento, alto ángulo, ho-rizontales), reparaciones mayores a pozos en áreas no drenadas e intervalos pendientes de explotación en los campos Escuintle, Luna, Palapa, Pijije, Terra (Cretácico), Tizón (Cretácico) y Sen (Bloque norte); requerimientos de optimi-zación, modernización y mantenimiento de las instalaciones existentes.

Los yacimientos que conforman el proyecto Delta del Grijalva tienen condicio-nes extremas de presión (entre 480 y 790 kg/cm2) y temperatura (entre 150 y 180 °C); geológicamente, los yacimientos son altamente fracturados debido a actividad tectónica y de intrusiones salinas. Desde el punto de vista social-ambiental, se encuentra en zonas protegidas y con comunidades que tienen poca disposición para permitir realizar trabajos superficiales.

1 Base de datos de Cartera de Proyectos de Inversión 2006-2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Produc-

ción Bellota – Jujo y Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Pemex

208

Debido a las condiciones mencionadas en el párrafo anterior, las estrategias de explotación del proyecto se basan en las trayectorias y desplazamientos de pozos para alcanzar los objetivos determinados por los especialistas en geociencias y yacimientos.

Pronóstico de producción (dictaminado)Durante el periodo 2012-2027, se espera obtener una producción acumulada de aceite de 330 MMb. Para el gas, el volumen total esperado es de 992 MMMpc. La siguiente gráfica muestra el detalle de las metas anuales de pro-ducción del proyecto.1

1 Coordinación de Programación y Evaluación, activo integral Samaria-Luna, Cambio de Monto y Alcance 2011 del proyecto integral Delta del Grijalva para lo correspondiente al dictamen.

Qo (mbpd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe 2012-2027

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Producción 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumulado

Aceite 156 150 129 105 86 67 49 35 29 22 19 16 13 11 9 8 330 MMb

Producción 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Acumulado

Gas 497 469 385 305 248 201 152 109 87 64 52 43 34 27 23 19 992 MMMpc

Qg (mmpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS 2012-2027

2012

2013

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2015

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Como parte de la estrategia de PEP, y con la finalidad de solicitar presupuesto de Inversión para cada uno de los años por ejercer, se genera una cartera de proyectos con visión a 15 años, en la cual se consideran todas las actividades que incrementan el valor del activo como es pozos, incremento de reservas, etc. Esta información fue obtenida de los resúmenes de las carteras de pro-yectos enviados por la Gerencia de Programación y Evaluación Región Sur.

Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezCon la finalidad de solicitar presupuesto de Inversión para cada uno de los 15 años por ejercer se informa a PEP la estrategia de explotación del Com-plejo Antonio J. Bermúdez en Mesozoico, que contempla principalmente el mantenimiento de presión mediante la inyección de fluidos al yacimiento, control de pozos con alta relación gas-aceite, perforación y terminación de pozos no convencionales (horizontales y multilaterales) para contactar venta-nas reducidas de aceite, reparaciones mayores, incluidas reentradas y pro-fundizaciones. Esta actividad contempla el avance del contacto gas-aceite y agua aceite, la diversificación de sistemas artificiales de producción, la ampliación de una planta de tratamiento de agua residual con capacidad de 50 Mbd, así como la generación de infraestructura (oleogasoductos, líneas de descarga, cabezales), y actividades de optimización necesarias para una operación eficiente.

Los yacimientos terciarios contemplan la perforación intensiva de pozos para complementar el desarrollo de los yacimientos, empleando la perforación di-reccional de largo alcance; la reparación mayor selectiva de pozos para recu-perar la reserva desarrollada no producida; la masificación de la prueba piloto de inyección de vapor en el campo Samaria y, en un futuro no muy lejano, hacerla extensiva al campo Íride; la construcción de infraestructura de trans-porte de fluidos de manera paralela a la perforación de pozos para la oportuna puesta en operación de éstos; la ejecución del mantenimiento preventivo y correctivo a pozos, ductos e instalaciones, además de la construcción y mo-dernización de infraestructura necesaria para la operación segura del proceso y el cumplimiento estricto de las normas de seguridad industrial y de protec-ción ambiental.

Esta información se encuentra documentada en la cartera de proyectos envia-dos por la Gerencia de Planeación y Evaluación Región Sur.2

Proyecto integral Ayin-AluxEste documento tiene como objetivo informar a las autoridades de PEP el avance de las actividades físicas y financieras del proyecto integral de los campos Ayin y Alux, desde diciembre de 2006 hasta noviembre de 2012.

La implementación del proyecto integral Ayin-Alux favorecerá una economía más competitiva, resultado de incrementar la inversión para promover una ma-yor tasa de crecimiento económico. Lo anterior se logra principalmente por la rentabilidad económica de este proyecto, también el desarrollo del mismo contempla la sustentabilidad ambiental, programando actividades de tal ma-nera que se evite el deterioro del medio ambiente y se optimicen los recursos

2 Coordinación de Programación y Evaluación, activo integral Samaria-Luna. Oficio GPERS/80000/340/06 de fecha 27 de marzo del 2006.

Pemex

210

energéticos. Además de la infraestructura existente, con la implementación del proyecto se contribuirá al activo de PEP de acuerdo con lo siguiente:

• 8 pozos de desarrollo (siete en Ayin y uno en Alux)

• 1 plataforma tetrápodo reforzado Ayin-A

• 24.3 km de ductos

Con el desarrollo del proyecto se espera obtener un perfil de producción que, para 2021, considera un máximo de 38 Mbd de aceite y 9 MMpcd de gas; para el periodo 2013-2027, un volumen de 129 MMb de aceite y 31 MMMpc de gas. Los perfiles de producción de aceite y gas esperados, documentados en la cartera de proyectos 2012 versión central, se pueden observar en las gráficas siguientes.

(Mbd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De ACeITe

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(MMpcd)

PeRFIl De PRODuCCIóN De GAS

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

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2021

2022

2023

2024

2025

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2031

2032

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Producción 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Aceite (Mbd) 2 3 3 10 20 27 34 37 38 34 29 25 21 18 15 12 10 7 5 4 3

Gas (MMpcd) 1 1 1 3 5 7 8 9 9 8 7 6 5 4 3 3 2 2 1 1 0

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Para lograr lo anterior, se requerirá una inversión de 20,199 MM$ para el hori-zonte 2013-2027, de los cuales 10,412 MM$ corresponden a inversión estraté-gica y 9,786 MM$ a inversión operacional. La distribución de esta inversión se muestra en el cuadro siguiente.1

Proyecto integral ChucEl proyecto integral Chuc es administrado por el activo de producción Abka-tun-Pol-Chuc, que pertenece a la Subdirección de Producción Región Marina Suroeste. Está formado por 13 campos, de los cuales 10 son de aceite ligero (Pol, Chuc, Batab, Homol, Tumut, Onel, Chuhuk, Kuil, Pokoch y Wayil), dos son de gas y condensado (Che y Etkal) y uno es de gas seco, el campo Uchak.

En resumen, para recuperar las reservas remanentes 2P de los campos en el proyecto propuesto se perforarán 20 pozos de desarrollo; se realizarán nueve reparaciones mayores; se recuperarán cinco pozos exploratorios y se construi-rán e instalarán cinco estructuras marinas. También serán construidos 48.5 km de ductos y se implantará un proceso de recuperación mejorada en el campo Chuc mediante la inyección de gas; lo anterior se hará con una inversión de 46,012 MM$ en el periodo 2012-2027.

Proyecto integral YaxcheEl proyecto contribuye significativamente al compromiso de producción de aceite y gas del Programa Estratégico 2002-2010 de PEP, el cual busca apoyar la oferta de gas en el país ayudando a disminuir las importaciones masivas. El proyecto cuenta con cuatro yacimientos delimitados y relacionados genética-mente por características principalmente estratigráficas y estructurales, lo que implica que se conserven áreas productoras con excelentes oportunidades. El siguiente resumen indica los alcances de la implementación del proyecto para el periodo 2006-2027.

Alcance 2006Como se documenta en la cartera 2006 v 6.23ª, al alcance consiste en explo-tar la reserva probada y probable de 143.77 MMbpce de los campos yaxche y xanab mediante:

• La perforación de 11 pozos de desarrollo en reserva probada; ocho para yaxche y tres en xanab, y tres de reserva posible sólo en xanab.

1 Cartera de proyectos 2013-2027.

Tipo de inversión 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Estratégica 1,173 744 1,772 2,935 1,017 702 960 749 233 15 26 23

Operacional 69 84 140 310 190 531 512 497 612 826 639 624

Total 1,242 828 1,913 3,245 1,207 1,233 1,472 1,246 845 841 666 646

Tipo de inversión 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Total

Estratégica 19 16 12 10 5 0 2 0 0 0 0 10,412

Operacional 686 909 688 336 439 406 303 301 303 203 178 9,786

Total 705 925 701 346 444 406 305 301 303 203 178 10,199

Pemex

212

• La recuperación del pozo exploratorio yaxche-101 mediante la instalación de la superestructura recuperada de la plataforma de inyección Abkatun-I.

• La construcción de la subestructura para perforar en un tirante de agua de 20 m.

• La construcción de dos tetrápodos uno para yaxche-33 y otro para xanab.

• La construcción de 11 km de oleogasoductos de yaxche-A al cabezal de Puerto Ceiba, además de los requeridos para conectar yaxche-33 con yaxche-A (de 12” de diámetro por 2.5 km) y xanab-A con yax-che-33 (de 8” de diámetro por 7.54 km).

La producción será enviada de la plataforma yaxche-A, al cabezal del campo Puerto Ceiba y de ahí a la TMDB, por la línea de 16” de diámetro por 13.3 km perteneciente a la Región Sur. La mezcla será separada en la batería de sepa-ración instalada en la TMDB, con un flujo máximo de 41 Mbpd de petróleo y 22 MMpcd de gas en el año 2009.

Alcance 2007En 2007 v 7.0 (máximo potencial) y 7.5R de la Región Marina Suroeste, el al-cance consiste en explotar la reserva probada y probable de 171.5 MMbpce mediante la siguiente infraestructura de explotación.

• La perforación de ocho pozos de desarrollo en reserva probada en el campo yaxche.

• La recuperación del pozo exploratorio xanab-1.

• La construcción de una estructura ligera marina xanab-1.

• La construcción de dos oleogasoductos: uno de 10” de diámetro por 3.5 km de yaxche-B a disparo submarino de Puerto Ceiba Marino y otro de 10” de diámetro por 9.0 km de xanab-1 a yaxche-A.

Alcance 2008El alcance del proyecto documentado en la cartera 2008 v 8.326 consiste en explotar la reserva probada y probable de 172.1 MMbpce de los campos yax-che en sus dos yacimientos y xanab.

• La perforación de 10 pozos de desarrollo en reserva probada: ocho en yaxche K y dos en yaxche T.

• La recuperación del pozo exploratorio xanab-1.

• La conversión a BN de seis pozos del Terciario.

• La construcción de dos estructuras ligeras marinas xanab-A y xanab-B.

• La construcción de cinco oleogasoductos:

• Oleogasoducto de 24” de diámetro por 12.5 km de CGPC a TMDB

• Oleogasoducto de 12” de diámetro por 2.9 km de yaxche-B a int. sub. con Oleogasoducto de yaxche-A

• Oleogasoducto de 16” de diámetro por 13.3 km de yaxche-A a CGPC

• Gasoducto de 10” de diámetro por 13.3 km de CGPC A yaxche-A

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• Oleogasoducto de 10” de diámetro por 1.0 km de xanab-B a int. sub. con oleogqasoducto de 12” de diámetro xanab-A.

• La construcción de una batería de separación para baja presión.

• La construcción de Infraestructura para inyección de gas de BN a insta-larse en CGPC.

Alcance 2009El alcance del proyecto documentado en la cartera 2009 v.318 consiste en ex-plotar la reserva probada y probable de 297.7 MMbpce de los campos yaxche en sus dos yacimientos y xanab.

• La perforación de 22 pozos de desarrollo en reserva probada: 16 en yaxche y seis en xanab.

• La recuperación del pozo exploratorio xanab 1.

• La conversión a BN de uno pozos del Terciario yaxche-31.

• La construcción de dos estructuras octópodos yaxche-C y xanab-C y una estructura ligera marina xanab-B.

• La construcción de seis oleogasoductos:

· Oleogasoducto de 12” de diámetro por 3 km de yaxche-C a yaxche-A

· Oleogasoducto de 24” de diámetro por 21 km de yaxche-A a TMDB Vía Macropera de Pozo PC-159

· Oleogasoducto de 10” de diámetro por 3.0 km p/BN de yaxche-A a yaxche-C

· Oleogasoducto de 10” de diámetro por 11.01 km p/BN de Ma-cropera de Pozo PC-159 a yaxche-A

· Oleogasoducto de 12” de diámetro por 1.0 km de xanab-B a int. sub. con Oleogasoducto de 20” de diámetro xanab-A

· Oleogasoducto de 16” de diámetro por 2 km de xanab-C a xanab-A.

• La construcción de una batería de Separación para baja presión en TMDB.

• La construcción de Infraestructura para inyección de gas de BN a insta-larse en CGPC.

Alcance 2010El alcance del proyecto documentado en la cartera 2010 v 10.2 EC consiste en explotar la reserva probada y probable de 272.4 MMbpce de los campos yax-che en sus dos yacimientos, así como en los dos de xanab.

• La perforación de 17 pozos de desarrollo en reserva probada: 15 en yaxche y cinco en xanab.

• La recuperación del pozo exploratorio xanab-1.

• La conversión a BEC de nueve pozos.

• La construcción de dos octópodos ligeras marinas yaxche-C y xanab-C y una estructura ligera xanab-B.

Pemex

214

• La construcción de cuatro oleogasoductos:

· Oleogasoducto de 12” de diámetro por 5 km de xanab-B ha-cia xanab-A

· Oleogasoducto de 16” de diámetro por 2 km de xanab-C a xanab-A

· Oleogasoducto de 20” de diámetro por 13.045 km de yaxche-A hacia Interconexión terrestre (vía MP pozo PC-159)

· Oleogasoducto de 12” de diámetro por 3 km de yaxche-C a yaxche-A.

Alcance 2011El alcance del proyecto documentado en la cartera 2011 v 11.0 EC consiste en explotar la reserva probada y probable de 225 MMbpce de los campos yaxche en sus dos yacimientos y xanab.

• La perforación de 19 pozos de desarrollo en reserva probada: 13 en yaxche y seis en xanab.

• La recuperación de dos pozos exploratorios xanab-1 y yaxche-DL-1.

• La conversión a BEC de nueve pozos del Terciario.

• La construcción de dos estructuras ligeras marinas xanab-A y xanab-B.

• La construcción de tres oleogasoductos:

· Oleogasoducto de 16” de diámetro por 3.0 km yaxche-C a yaxche-A

· Oleogasoducto de 24” de diámetro por 36 km xanab-A hacia la TMDB.

· Oleogasoducto de 16” de diámetro por 6.7 km de xanab-B a xanab-C.

A continuación se presentan los escenarios propuestos en la evolución del proyecto yaxche-xanab en el periodo 2006-2011.

Metas Cuantificables

Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Versión 6.23A 7.5 RRMSO* 8.326 9.318B 10.2EC 11.0EC

Reservas a explorar MMbpce 143.77 171.5 172.0 297.7 272.4 225.0

Recuperación de pozos exploratorios 1 1 1 1 1 1

Perforación de pozos de desarrollo 14 8 10 22 21 23

Conversión de pozos a SRA 6 1 9 9

Estructuras octapodos 2 2 2

Estructuras aligeradas 2 1 2 1 1 1

Ductos km 10.3 12.5 28.7 17 21 53

Batería de separación 1 1 1

*Región Marina Suroeste

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Tipo de proyectoEste proyecto se considera de infraestructura económica, ya que se centra en la construcción, adquisición y ampliación así como de rehabilitación y mante-nimiento de activos fijos para la producción y transporte de hidrocarburos (gas no asociado).

Los campos productores durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 son yaxche y xanab.

Pronóstico de producciónyaxche, a través de su desarrollo, ha incorporado más reservas y se espera obtener un perfil de producción máxima de aceite en 2013 de 108 Mbd, y una acumulada de 226 MMb en el periodo 2006-2024.

Los pronósticos de producción incluyen los yacimientos de los campos yax-che y xanab.

Como se puede observar, el desarrollo es gradual, alcanzando una produc-ción máxima de 108 Mbd de aceite y 78 MMpcd de gas en 2013, limitando la evaluación a 12 años en el periodo 2013 a 2024 por límite de presupuesto para operación y desarrollo. Por este motivo, el activo de producción Litoral de Tabas-co tiene en proyección presentar el documento de cambio en monto y alcance.

Para desarrollar las actividades descritas en el proyecto propuesto, se requie-re de una inversión de 27,402 MM$ en el periodo 2013-2024. Para el gasto de operación serán 7,033 MM$, lo cual hace un total de 34,435 MM$ de egresos. El resumen anualizado se describe a continuación.

Perfil de producción Yaxche

Producción 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Aceite (Mbd) 2 6 7 19 44 84 96 94

Gas (MMpcd 1 4 4 9 29 49 59 57

Pronóstico de producción 2013-2023

Producción 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Aceite (Mbd) 108 103 97 97 63 51 40 27 21 13 10 7 226

Gas (MMpc) 78 74 68 68 45 35 26 18 14 9 7 5 160

Costo total del proyecto propuesto en MM$ de 2012

Concepto 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Inversión 6,276 3,725 4,568 2,884 2,158 1,818 1,934 1,122 1,196 526 442 301 27,402

Gasto de operación

1,248 1,187 1,081 929 733 590 454 318 227 125 81 61 7,033

Total 7,974 4,913 5,649 3,813 2,891 2,408 2,388 1,440 1,423 651 523 363 34,435

Pemex

216

En el cuadro anterior se observa que, en el periodo 2013 a 2024, la inversión máxima será de 6,726 MM$ en 2013, debido a que en este año se construirá la mayor parte de la infraestructura, incluyendo el oleogasoducto de 36” de diá-metro por 38 km de la válvula de fondo perdido en xanab-C hacia la TMDB y, por consiguiente, el mayor gasto de operación será en 2013 con 1,248 MM$.1

Proyecto integral Och-Uech-KaxEl propósito de este proyecto es cumplir con el programa de mantenimiento a pozos realizando una reparación mayor, 12 reparaciones menores, 22 estimu-laciones y la perforación de un pozo de desarrollo, manteniendo las condicio-nes óptimas de la infraestructura de superficie y cumpliendo con el programa de mantenimiento de plataformas y equipos, aplicando las normas de protec-ción ambiental y seguridad industrial.

Administrar con eficiencia la tecnología y el conocimiento para contar con un desarrollo tecnológico y profesional de calidad y de clase mundial.

Perforación y terminación de pozos de desarrolloPara el ciclo de planeación 2006-2007, se propone en esta propuesta de car-tera la perforación de dos pozos en el campo Uech, los cuales requieren más del 25% del presupuesto autorizado, por lo que fue dictaminado y aprobado el presupuesto adicional en marzo de 2007.

Para el ciclo de planeación 2007-2008, se continúa considerando la perfora-ción de dos pozos para el campo Uech.

En el ciclo de planeación 2008-2009, versión 8.326, se consideró la perfora-ción de los pozos Kax-58 y Kax-6 en el campo Kax.

En el ciclo de planeación 2009-2010, versión 9.318B, se reconsideró la perfo-ración de los pozos Kax-6 y Uech-62.

En el ciclo de planeación 2010-2011, versión 10.2, se consideró el inicio la perforación del pozo Kax-6, suspendiéndose por licitación del equipo y recu-perándolo en 2011; ese mismo año se inicia la perforación del pozo Uech-62.

1 Documento de Costo-beneficio del proyecto yaxche 2012.

Evolución del alcance por cartera

Carteras

Actividad 2006 (V.6.23A)

2007 (V.7.5 RRMSO)*

2008 (V.8.326)

2009 V.(9.318B)

2010 (V.10.2)

2011 (V.11.2)

2012 (V. E.c.)

Perforación pozos desarrollo

2 2 2 2 2 1 3

Terminación pozos desarrollo

2 2 0 0 0 0 1

Rep. mayores 2 2 1 1 2 1 2

Rep. menores 11 6 7 12 4 0 18

* Región Marina Suroeste

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En el ciclo de planeación 2012-2013 versión escenario central, se consideró terminar tres pozos de desarrollo (Uech-36, Och-24 y Kax-16), así como la construcción de una plataforma y un ducto de 0.9 km.

Intervenciones mayores a pozosEn el ciclo de planeación 2006, versión 5.2E, se programaron las intervencio-nes mayores en el año 2007 de Och-12 y en 2008 el Kax-1.

En el ciclo de planeación 2006-2007, versión 6.23A, se programó las interven-ciones mayores de Uech-32 en el año 2011 y Och-12 en 2009.

En el ciclo de planeación 2007-2008, versión 7.5R de la Región Marina Su-roeste, se programaron las intervenciones mayores de Och-12 en el año 2009 y Kax-13 en 2010.

En el ciclo de planeación 2008-2009, versión 8.326, se programó la interven-ción mayor del pozo Och-12 para 2009.

En el ciclo de planeación 2009-2010, versión 9.318B, se programó la interven-ción mayor del pozo Och-12 para el año 2010.

En el ciclo de planeación 2010-2011 versión 10.2, se programaron las inter-venciones mayores para los pozos Och-22 y Och-12 en los años 2011 y 2012 respectivamente.

En el ciclo de planeación 2011-2012, versión 11.2, se programó la intervención mayor del pozo Och-12 en 2013.

En el ciclo de planeación 2012-2013 versión escenario central, se programa-ron dos intervenciones mayor del pozo Uech-31 y Och-12 para los años 2015 y 2016, respectivamente.

Intervenciones Mayores a Pozos

Programa de reparaciones mayores por cartera

Cartera 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017/24 Total

2006–V-6.23ª 1 1 2

2007–V-7.5 RMSO* 1 1 2

2008-V-8.326 1 1

2009–V-9.318 B 1 1

2010–V-10.2 1 1 2

2011–V-11.2 1 1

2012_V–E.c. 1 1 2

* Región Marina Suroeste

Pemex

218

Reparaciones menores a pozosEl proyecto consideró también efectuar las reparaciones menores y estimula-ciones requeridas para conservar en condición óptima de seguridad y opera-ción los pozos productores.1

Proyecto integral CaanLos campos Abkatun, Caan, Taratunich, Kanaab, que en otro tiempo llegaron a ser los más productivos de la Región Marina Suroeste, actualmente se en-cuentran en etapa avanzada de explotación. Se espera que alcancen la etapa de agotamiento en 2024, por lo que la actual estrategia regional considera la optimización y el aprovechamiento de la infraestructura de explotación y distri-bución de hidrocarburos existente en el área, así como la actual plataforma de precios de mercado para los hidrocarburos.

En el horizonte 2002-2024 y dentro de la actividad física relevante para el proyecto, se programaron la perforación de nueve pozos de desarrollo, la rea-lización de 59 reparaciones mayores, así como la implantación de sistemas artificiales para reforzar la extracción de aceite crudo. De esta actividad física, parte ya se ha realizado.

Para el periodo 2010-2024, el proyecto considera continuar con la explotación de los campos actuales Abkatún, Taratunich, Caan y Kanaab, así como la implantación del sistema artificial de producción por BNen los campos Tara-tunich y Abkatun. Específicamente se ha programado la siguiente actividad:

• Perforación de dos pozos de desarrollo y terminación de dos pozos de desarrollo.

• Realización de cuatro reparaciones mayores y nueve menores (conver-siones a BN).

• Implantación del sistema de BN en los campos Abkatun, área Abkatun-H, y Taratunich.

• Construcción de 26.5 km de gasoductos con sus ramales.

1 Documento de Evolución del Proyecto a diciembre de 2011 y Costo-beneficio 2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Litoral de Tabasco.

Programa de reparaciones menores por cartera

Cartera 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020/26 Total

2006 V 6.23a 3 4 2 1 1 11

2007 V 7.5r RMSO* 3 1 1 1 6

2008 V 8.326 1 2 1 1 2 7

2009 V 9.318 B 3 1 2 1 2 1 2 12

2010 V 10.2 3 1 4

2011 v. 11.2 4 2 1 3 2 2 6 20

2012 v. E.c. 1 2 1 2 2 2 8 18

* Región Marina Suroeste

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Tipo de proyectoEste es un proyecto de infraestructura económica, enfocado en la construc-ción, adquisición y ampliación de activos fijos para la producción de hidrocar-buros a largo plazo, así como los de su correspondiente mantenimiento.

El objetivo de este tipo de proyectos es incrementar la vida útil o capacidad original de los activos fijos destinados a la producción de crudo.

Con esta denominación se incluyen todos los proyectos de infraestructura pro-ductiva de largo plazo a que se refieren los artículos 18, tercer párrafo de la Ley General de Deuda Pública y 32, segundo párrafo de la LFPRH.

Pronóstico de producciónA continuación se presentan los pronósticos de producción obtenidos para el proyecto integral para el aceite y gas.

Para aceite (MMb)

Campo Tipo de producción 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Abkatun Base 11.1 6.7 4.4 2.9 1.0

Caan Base 48.0 30.5 16.0 8.2 4.5 1.7 2.3 1.9 1.6

Taratunich Base 9.8 5.8 4.4 5.8 7.2 5.3 3.7 2.7 2.0

Kanaab Base 4.8 4.0 3.4 2.9 2.6 2.3 2.1 1.9 1.6

Ul_Abkatun Incremental 3.0 7.2 7.0 5.2 3.0 1.4 0.2

Ul_Taratunich Incremental 4.7 7.1 2.9 1.5 1.2 1.0 0.8 0.6

Ul_Kanaab Incremental 1.4 2.6 2.1 1.8 1.5 1.2 1.0 0.9 0.7

Total Base 73.68 46.96 28.12 19.82 15.26 9.219 8.096 6.504 5.201

Total Incremental 1.407 10.28 16.47 11.61 8.258 5.517 3.483 1.953 1.317

Gran Total 76.49 59.81 46.73 33.23 25.02 15.99 12.62 9.329 7.246

Para gas (MMb)

Campo Tipo de producción 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Abkatun Base 12.5 6.7 4.2 2.7 0.9

Caan Base 146.7 92.5 47.1 24.0 11.1 10.9 68.8 57.5 48.0

Taratunich Base 23.7 16.4 13.1 15.3 17.6 12.8 7.9 5.3 3.9

Kanaab Base 4.1 3.6 3.0 2.6 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4

Ul_Abkatun Incremental 3.4 15.5 14.9 11.2 3.9 1.9 0.4

Ul_Taratunich Incremental 4.7 7.1 2.9 1.5 1.2 1.0 0.8 0.6

Ul_Kanaab Incremental 1.2 2.2 1.9 1.6 1.3 1.1 0.9 0.8 0.6

Total Base 187 119.1 67.39 44.59 31.84 25.68 78.6 64.43 53.31

Total Incremental 1.224 10.34 24.42 19.37 14.05 6.198 3.788 2.011 1.223

Gran Total 189.4 131.7 93.68 65.52 47.19 32.97 83.29 67.2 55.16

Pemex

220

Durante el periodo 2010-2027, el proyecto requiere una inversión de 19,510 MM$, así como 7,740 MM$ por concepto de gastos de operación, lo que hace un total de 27,250 MM$, como se muestra en el cuadro siguiente.

En el cuadro siguiente se muestran específicamente los montos requeridos de inversión para el proyecto. Las estimaciones de costos no consideran ni-veles de precisión de +/- 10% y confiabilidad de 90%, debido a que la alta volatilidad del mercado de hidrocarburos origina incrementos sustanciales en los costos de la industria petrolera, tales como arrendamientos de equipos de perforación y embarcaciones, transporte, costos del acero, servicios de fluidos de perforación, entre otros.

Por lo anterior, los costos considerados corresponden a la clase 2, de acuerdo con la estructura de costos del cuarto trimestre de 2007 y no considera contin-gencias por escalamiento de costos, por retrasos en el suministro de equipos críticos ni por comportamientos de los yacimientos diferentes a los modelados.

Costo total del proyecto propuesto

Monto autorizado Ejercido a 2008 Anteproyecto 2009

Remanente 2010-2024

Requerido cartera 2010-2024

Requerido adicional cartera 2010 +

Monto total del proyecto

% sobre el monto autorizado

32,085 23,786 1,684 6,615 19,510 12,895 44,980 40

Inversión física requerida para el proyecto (MM$ de 2009)

Inversión Física 2002-2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Explotación 24,019 2,394 4,548 3,914 1,935 1,794 1,246 1,370 1,037 1,056 504 376 1,729 45,923

Estratégica 4,119 429 1,708 1,197 192 10 9 4 0 0 0 0 0 1,668

Operacional 19,900 1,965 2,841 1,717 1,743 1,784 1,237 1,366 1,037 1,056 504 376 1,729 38,255

Exploración 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Estratégica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Operacional 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 24,019 2,394 4,548 3,914 1,935 1,794 1,246 1,370 1,037 1,056 504 376 1,729 45,923

(MM$)

Proyecto integral LakachLa planeación del desarrollo del proyecto integral Lakach se realiza utilizando la metodología FEL que involucra los conceptos de visualización, conceptualiza-ción y definición. Esta etapa de planeación finalizará en 2012 con la terminación de las ingenierías básicas de la infraestructura del sistema submarino (ductos, umbilicales, sistemas submarinos), de la planta de acondicionamiento de gas y proceso terrestre, así como el diseño de la perforación y terminación de seis de pozos de desarrollo y la recuperación del pozo delimitador.

Se tiene programado que en 2013 dé inicio la campaña de perforación que con-cluirá en el segundo semestre de 2014. Posteriormente iniciará la campaña de terminación. Con los cuatro primeros pozos terminados se dará inicio a la explo-tación del campo, lo cual se espera que ocurra en el primer semestre del 2015,

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alcanzando una producción inicial de 200 MMpcd y posteriormente se incorpo-rarán tres pozos más para una producción total de 400 MMpcd al terminar 2015.

En la figura siguiente se muestra el programa de desarrollo del proyecto, donde también se presenta la línea base contra el real al cierre de 2011.

Perfil de la producción del campo En la figura siguiente se muestra el pronóstico de producción de gas, conden-sado y agua, así como el abatimiento de presión en el yacimiento. También se observa la presión media que estará disponible en la cabeza de los pozos. Una premisa de diseño es que los pozos producirán durante la mayor parte de la vida del campo en flujo crítico para controlar la producción de los hidrocarburos.

PROGRAMA ejeCuTIvO líNeA BASe vS ReAl2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Proyecto Lakach 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3

FEL LakachIngeniería básica sistemas submarinosIngeniería básica planta de arriboPerforación de pozosTerminación de pozosServicios de perforación y termi-nación de fondo de pozoFabricación de sistemas sub-marinosPlanta de arriboDuctos, umbilicales e instala-ción de equipos submarinosPlanta de acondicionamiento de gasComisionamientoPrimera producción •

Infraestructura terminada •

PRONóSTICO De PRODuCCIóN y ABATIMIeNTO De PReSIóN Del yACIMIeNTO45040035030025020015010050

3.503.002.502.001.501.000.500.00-0.50

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Producción de gas Comportamiento de presión Producción de agua

Pemex

222

Perforación y terminación de pozos exploratorios y de desarrolloEn 2010 se programó la perforación de tres pozos: un delimitador (Lakach-2DL) y dos pozos de desarrollo (Lakach-2 y Lakach-21), además de terminar un pozo (Lakach-2DL).

Intervenciones a pozosDebido a que el proyecto está en fase de definición, no se contemplan activi-dades en este rubro.

ProducciónAl no contar con pozos de desarrollo, no se consideran metas de producción de gas.

Riesgos asociados al proyecto Aplicar las metodologías de administración de riesgos al proyecto permite identificar las acciones de mitigación para reducir los riesgos durante las fases iniciales de diseño y ejecución.

Lo anterior permitirá contar con planes de mitigación a los riesgos identifica-dos y dar cumplimiento a las disposiciones dictadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en materia de seguridad industrial para realizar acti-vidades de explotación de hidrocarburos en aguas profundas1

Justificación de la alternativa seleccionada Al estar compuesto por diferentes tipos de proyectos, el PEG integra la mejor alternativa de exploración, explotación y ejecución de cada uno de los proyec-tos contemplados dentro de la cartera, llevándose a cabo el análisis particular y a detalle en cada uno de ellos. Por esta razón, la propuesta que se plantea en este documento considera la mejor alternativa seleccionada de acuerdo con las condiciones, características particulares y procesos de validación téc-

1 Documento Técnico del Proyecto de Inversión Lakach, diciembre de 2011. Resguardo y ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Pro-

yecto de Desarrollo Lakach.

Plan maestro de ejecución, PEG

Actividades 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014/19 Total

exploración

Estudios (No.) 101 34 31 30 34 34 27 25 25 176 517

Sísmica bidi-mensional (km)

460 828 1,288

Sísmica tridi-mensional (km2)

1,452 5,074 2,550 450 8,682 18,208

Pozos por termi-nar (Núm.)

39 51 59 84 88 75 54 57 54 193 754

exploración

Intervenciones mayores (Núm.)

33 14 14 9 14 8 13 7 13 22 147

Pozos por terminar

76 48 32 24 14 7 2 1 204

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nica que garanticen el cumplimiento propuesto en cada uno de los proyectos que conforman el programa. Por otro lado, al ser una de las estrategias centra-les de la organización, PEP encamina sus esfuerzos para afrontar la demanda de gas; es por ello que, de acuerdo con las expectativas del programa, se estima que la contribución del PEG en el mediano y largo plazos será un factor importante para satisfacer la demanda futura de este energético.

Riesgos asociados a la ejecución Al estar compuesto por diferentes tipos de proyectos, el PEG se ha enfrentado a problemas particulares en cada uno de los proyectos que lo integran. A con-tinuación se menciona de manera general los principales riesgos identificados dentro de la ejecución del PEG.

• Que no se incremente la capacidad de ejecución, particularmente en el número de equipos de perforación y en la construcción de caminos y peras.

• Que no se contemplen contratos multianuales de estudios explorato-rios, lo que permitiría reducir costos y asegurarla actividad, al no espe-rar la realización de nuevos contratos con alcances reducidos.

• Que se presenten procesos licitatorios desiertos.

• Que no se cuente con el apoyo de asesorías externas que permitan avanzar en el conocimiento y las condiciones del subsuelo.

• Que haya restricciones presupuestales que no permitan contar con los recursos necesarios para el desarrollo de los proyectos.

estrategia del programa Desde 2001, cuando se iniciaron los trabajos, el PEG contempló un programa intenso de actividad exploratoria y de desarrollo de campos. De acuerdo con la cartera documentada recientemente, se plantea continuar con dichas activi-dades al programarse perforar alrededor de 703 pozos exploratorios, y adqui-rir alrededor de 16,208 km2 y 1,288 km de sísmica tridimensional y bidimensio-nal, respectivamente, durante el periodo 2005-2019. En cuanto a la actividad de desarrollo de campos se plantea perforar alrededor de 204 pozos y realizar 147 intervenciones mayores a pozos durante el mismo periodo. Es importante mencionar que durante 2005 y 2006, se estima desarrollar proyectos que por sus volúmenes de producción de gas representan una actividad prioritaria para PEP, como son los proyectos de desarrollo de campos Lankahuasa, inte-gral Crudo Ligero Marino, Ixtal Manik y Cuenca de Veracruz.

Por último, cabe mencionar que con esta actividad programada se estima al-canzar una producción máxima de gas de 2,230 MMpcd en 2016.

Pemex

224

b. EjecuciónDurante el periodo que comprende la presente rendición de cuentas, PEP se dio a la tarea de realizar el levantamiento de información sísmica para lo cual, durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de julio de 2012, se logró adquirir 34,333 km de sísmica bidimensional. Por otra parte, se estima realizar de agosto a noviembre un volumen de 1,710 km. Sin embargo, con respecto a la adquisición de sísmica tridimensional del 1 de diciembre de 2006 al 30 de julio de 2012, se lograron adquirir 125,893 km2 y, para el periodo de agosto a no-viembre, se estima obtener 9,424 km2, como se muestra en el siguiente cuadro.

En el proyecto Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incremento de Pro-ducción se logró la perforación de 4,970 pozos en el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2012; de éstos, 239 pozos fueron exploratorios y 4,731 de desarrollo. Por otra parte, en lo que corresponde al periodo real enero-julio de 2012, se perforó un total de 751 pozos (14 exploratorios y 737 de desa-rrollo), y de agosto a noviembre se tomó la proyección del POT III oficial, que estima perforar 406 pozos (seis exploratorios y 400 de desarrollo).

Levantamiento de información sísmica

Actividades Periodo

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Sísmica tridimensional (km2) 111,382.5 14,510.5 9,424

Sísmica bidimensional (km) 32,701.8 1,631.2 1,710

SIPOP

Perforación de pozos exploratorios realizados por periodo y proyecto de inversión

Proyecto de inversión Perforación de pozos exploratorios

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Cuenca de Burgos 107 10 3

Integral Chuc 1 0 0

Integral Bellota-Chinchorro 17 0 0

Integral Jujo-Tecominoacán 3 0

Integral Lakach 1 0 0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

10 2 0

PEG 100 2 3

Total 239 14 6

SIPOP

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Perforación de pozos de desarrollos realizados por periodo y proyecto de inversión

Proyecto de inversión Perforación de pozos exploratorios

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

2,150 369 183

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

235 56 30

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

110 22 17

Integral Arenque 5 3 0

Integral Cuenca de Burgos 1,303 123 45

Integral Bellota Chinchorro 17 5 1

Integral Cactus-Sitio Grande

15 3 1

Integral Cárdenas 7 0 0

Integral Carmito-Artesa 2 0 2

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

34 12 10

Integral Delta del Grijalva 48 2 3

Integral Jujo-Tecominoacán 30 1 3

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

364 104 71

Integral Ayin-Alux 1 0 0

Integral Chuc 5 3 4

Integral yaxche 12 2 0

Integral Och-Uech-Kax 3 0 0

Integral Caan 2 0 0

Integral Lakach 0 0 0

Integral Ek-Balam 5 0 1

Cantarell 85 10 10

Integral Ku-Maloob-Zaap 83 6 7

PEG 215 16 12

Total 4,731 737 400

SIPOP

Pemex

226

Por otra parte, en lo que corresponde a la terminación de pozos, en el proyecto se lograron terminar 5,120 pozos, de los cuales 242 corresponden a pozos ex-ploratorios y 4,878 de desarrollo en el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011. En lo que corresponde a lo real de enero a julio de 2012, se terminaron 680 pozos (10 exploratorios y 670 de desarrollo); en lo concernien-te a la proyección de agosto a noviembre de 2012, se consideró lo proyectado en el POT III oficial, el cual da un estimado de 423 pozos, de los cuales 11 son exploratorios y 412 son de desarrollo; para una mayor entendimiento en los cua-dros siguientes se detalla la información por proyecto de inversión.

Terminación de pozos exploratorios realizados por periodo y proyecto de inversión

Proyecto de inversión Terminación de pozos exploratorios

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Cuenca de Burgos 108 8 3

Integral Arenque 1 0 0

Integral Chuc 1 0 0

Integral Lakach 1 0 0

Integral Bellota-Chinchorro 16 0 0

Integral Jujo-Tecominoacán 3 0 0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

9 1 2

PEG 104 1 6

Total 243 10 11

SIPOP

Barco YÚUM K´AK´NÁAB

Pemex

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ucci

ón

Terminación de pozos de desarrollos realizados por periodo y proyecto de inversión

Proyecto de inversión Terminación de Pozos de Desarrollo (Núm.)

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

2,069 298 179

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

227 59 29

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

107 22 16

Integral Arenque 7 3 1

Integral Cuenca de Burgos 1,343 114 54

Integral Bellota Chinchorro 14 5 1

Integral Cactus-Sitio Grande

15 4 1

Integral Cárdenas 5 0 0

Integral Carmito-Artesa 2 0 1

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

33 10 12

Integral Delta del Grijalva 46 4 2

Integral Jujo-Tecominoacán 28 1 2

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

359 97 75

Integral Ayin-Alux 1 0 0

Integral Chuc 5 2 2

Integral yaxche 12 1 0

Integral Och-Uech-Kax 2 1 0

Integral Caan 2 0 0

Integral Ek-Balam 5 0 1

Cantarell 88 11 8

Integral Ku-Maloob-Zaap 83 5 6

PEG 210 17 10

Total 4,663 654 400

SIPOP

Otra de las actividades sustantivas en el mantenimiento de la producción son las intervenciones mayores a pozos. En el proyecto Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incremento a la Producción se llevaron a cabo 4,976 inter-venciones durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre

Pemex

228

Intervenciones mayores a pozos realizados por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Intervenciones mayores a pozos

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

968 209 119

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

127 13 4

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

228 14 15

Integral Arenque 13 1 3

Integral Cuenca de Burgos 1,648 212 140

Integral Bellota Chinchorro 53 7 3

Integral Cactus-Sitio Grande

60 4 3

Integral Cárdenas 12 0 0

Integral Carmito-Artesa 20 1 6

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

103 19 3

Integral Delta del Grijalva 30 6 3

Integral Jujo-Tecominoacán 115 16 4

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

711 93 73

Integral Ayin-Alux 2 0 0

Integral Chuc 28 5 3

Integral yaxche 0 2 0

Integral Och-Uech-Kax 0 0 1

Integral Caan 32 6 2

Integral Ek-Balam 23 1 3

Cantarell 303 45 13

Integral Ku-Maloob-Zaap 77 18 8

PEG 208 52 23

Total 4,761 724 429

SIPOP

de 2011, y 740 intervenciones de enero a julio de 2012. Por otra parte, con respecto al periodo agosto-noviembre se estimó llevar acabo 441 intervencio-nes, las cuales se programaron de acuerdo con el POT III oficial. En el cuadro siguiente se muestran las intervenciones por proyecto de inversión.

Pemex

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ón

Intervenciones menores a pozos realizados por proyecto deiInversión

Proyecto de inversión Intervenciones menores a pozos

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

2,609 993 517

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

804 182 60

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

1,249 323 66

Integral Arenque 6 0 0

Integral Cuenca de Burgos 3,171 480 254

Integral Bellota Chinchorro 42 8 4

Integral Cactus-Sitio Grande

62 4 4

Integral Cárdenas 9 0 0

Integral Carmito-Artesa 27 5 2

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

63 7 2

Integral Delta del Grijalva 18 4 0

Integral Jujo-Tecominoacán 28 10 3

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

336 124 84

Integral Chuc 28 2 2

Integral yaxche 8 0 0

Integral Och-Uech-Kax 10 4 2

Integral Caan 56 4 3

Integral Ek-Balam 66 8 0

Cantarell 583 172 36

Integral Ku-Maloob-Zaap 475 54 18

PEG 845 139 82

Total 10,495 2,523 1,139

SIPOP

Con respecto a las intervenciones menores a pozos, se lograron realizar 10,495 durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2012, y 2,523 intervenciones de enero a julio de 2012, en relación al periodo de agosto a noviembre, se estimó realizar 1,139 intervenciones, las cuales se programaron en el POT III oficial autorizado. La distribución por proyecto de inversión se muestra en el cuadro siguiente.

Pemex

230

Derivado de las actividades realizadas en el proyecto, éste obtuvo una pro-ducción de aceite y gas promedio como se indica en los siguientes cuadros.1

1 BDI Base de Datos Institucional Resguardo y ubicación: Gerencia de Planeación Operativa de la Subdirección de Pla-

neación y Evaluación.

Producción de aceite promedio anual obtenida por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Producción promedio de Aceite (MMbd)

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

33.1 66.3 85.8

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

14.4 19.5 22.0

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

27.7 32.1 32.6

Integral Arenque 16.9 15.4 16.8

Integral Bellota Chinchorro 57.5 59.8 69.5

Integral Cactus-Sitio Grande

17.7 25.1 29.6

Integral Cárdenas 14.5 9.1

Integral Carmito-Artesa 6.5 5.6 6.3

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

38.2 30.6 39.0

Integral Delta del Grijalva 96.9 144.4 143.2

Integral Jujo-Tecominoacán 66.4 30.9 29.4

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

160.9 158.8 175.5

Integral Ayin-Alux 1.1 0.4

Integral Chuc 105.4 111.8 126.6

Integral yaxche 26.9 120.2 117.2

Integral Och-Uech-Kax 30.1 35.5 34.3

Integral Caan 104.2 55.0 52.6

Integral Lakach 0 0 0

Integral Ek-Balam 36.3 49.8 57.0

Cantarell 976.1 404.6 425.4

Integral Ku-Maloob-Zaap 687.7 853.9 842.4

PEG 289.9 307.3 313.8

BDI Base de Datos Institucional

Pemex

Pem

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BDI Base de Datos Institucional

Producción de gas promedio anual obtenida por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Producción promedio de gas (MMpcd)

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Real enero-julio

Proyección agosto-no-viembre POT III oficial

Integral Aceite Terciario del Golfo

64.0 148.4 182.8

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

17.4 20.1 20.8

Integral Poza Rica-Tres Hermanos

36.8 30.2 34.7

Integral Arenque 35.7 47.7 49.4

Integral Cuenca de Burgos 1,410.4 1,314.0 1,343.3

Integral Bellota Chinchorro 85.5 113.6 130.6

Integral Cactus-Sitio Grande

58.9 97.4 109.6

Integral Cárdenas 29.8 17.7

Integral Carmito-Artesa 92.1 74.8 73.4

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

27.6 30.9 39.5

Integral Delta del Grijalva 322.9 481.2 474.5

Integral Jujo-Tecominoacán 126.7 135.6 127.2

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

376.6 338.0 359.3

Integral Ayin-Alux 1.1 0.2

Integral Chuc 122.7 141.8 152.4

Integral yaxche 15.9 54.5 49.5

Integral Och-Uech-Kax 58.3 70.4 67.2

Integral Caan 252.5 170.2 165.4

Integral Lakach 0 0 0

Integral Ek-Balam 2.8 2.8 3.2

Cantarell 1,176.2 991.9 897.0

Integral Ku-Maloob-Zaap 279.6 328.7 309.4

PEG 1,903.8 1,796.7 1,768.4

Pemex

232

c. Seguimiento y puesta en operaciónProyecto integral Cuenca de BurgosDesde el inicio del proyecto, en 1997, al cierre de 2011 se han erogado recur-sos por 262,565.1 MM$. Estos recursos permitieron realizar el levantamiento de 29,402 km de sísmica bidimensional y 26,021 km2 de sísmica tridimensio-nal; terminar 362 pozos exploratorios y 1,343 de desarrollo, 1,648 reparaciones mayores a pozos y 3,171 reparaciones menores, así como el taponamiento de 610 pozos. Todo ello ha permitido obtener una producción de 5,005.8 MMpcd promedio de gas máxima alcanzada al cierre de 2011 en Burgos tradicional y una producción de 2,126 MMpcd en el proyecto integral Río Bravo (COPF), la cual conjuntamente hacen una producción de 7,132 MMpcd.

La actividad física que se ha realizado durante el periodo comprendido desde 1997-2011 en Burgos tradicional se indica a continuación:

• 29,402 km de sísmica bidimensional

• 18,798 km2 de sísmica tridimensional

• 320 pozos exploratorios

• 693 pozo de desarrollo

• 1,492 reparaciones mayores

• 3,171 reparaciones menores

• 600 taponamientos

Con respecto al proyecto Río Bravo, las actividades realizadas en este mismo periodo se indican a continuación:

• 8,223 km2 de sísmica tridimensional

• 42 pozos exploratorios

• 650 pozo de desarrollo

• 156 reparaciones mayores

• 10 taponamientos

El proyecto Burgos es el principal productor de gas no asociado de la Sub-dirección de Producción Región Norte, razón por la cual no se contabiliza el aceite, aunque se cuenta con producción de condensados. La producción promedio de gas en el periodo 2006-2011 fue de 7,132 MMpcd y la máxima producción alcanzada hasta el momento es de 1,344 MMpcd, obtenida como promedio anual en 2011.

De lo anterior se observa que 5% de volumen extraído de gas corresponde a la producción incremental derivada de las actividades estratégicas ejecutadas en el proyecto. Durante el proceso de ejecución del proyecto, se ha caracteri-zado el éxito volumétrico en la terminación de pozos de desarrollo, equivalente a 80% del total de pozos; en el caso de las reparaciones mayores, se ha tenido un éxito de 85%.

Pemex

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Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo 2006-2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras, las cuales apoyaron este proceso. Entre las más relevantes cabe mencionar las siguientes:

Año 2006 Año 2007 Año 2008

Construcción de seis estaciones de recolección de gas: Arcos-4, Cañón-3, Fundador-1, Sigma-2, Arcabuz-5 y Velero-3

Construcción de 13 gasoductos de diferentes diámetros (132.6 km)

Construcción de cuatro sistemas de trasiego en diferentes estaciones.

Construcción de un sistema de inyec-ción agua congénita en la estación kilómetro 19

Construcción de tres estaciones de recolec-ción de gas: Calabaza-1, Velero-4 y Ricos-1

Construcción de seis gasoductos de dife-rentes diámetros (80.4 km)

Construcción de siete estaciones de recolección de gas: Arcabuz-6, Arcabuz-7, Velero-5, General-1, Bonanza-1, Calabaza-3 y Mareó-grafo-1

Construcción de 19 gasoductos de diferentes diámetros (114.4 km)

Construcción de un gasolinoducto de 6” de diámetro por 41.2 km

Año 2009 Año 2010 Año 2011

Construcción de dos estaciones de re-colección de gas: Murex-1 y Oporto-1

Construcción de tres gasoductos de diferentes diámetros (66 km)

Construcción de un gasolinoducto de 6” de diámetro por 47.0 km

Construcción de cuatro estaciones de recolección de gas: Calabaza-2, China-1, Culebra-11 y Duna-2

Construcción de tres gasoductos de dife-rentes diámetros (52.5 km)

Construcción de ocho estaciones de recolección de gas: Palmito-4, Palmito-3, Axón-1, Comitas-2, Rusco-1, Chapul-2, Ecatl-2 y Cuitláhuac-8

Construcción de ocho gasoductos de diferentes diámetros (116.4 km)

Construcción de dos gasolinoduc-tos de 4” de diámetro por 25.9 km

Año 2007 Año 2008

Construcción de estructura ligera tipo trípode para seis con-ductores Carpa-B

Construcción de la estructura recuperadora de pozos Lobina-1

Construcción de dos oleogasoductos de 16” de diámetro, cada uno (34.45 km)

Construcción del oleogasoducto de 16” de diámetro por 13 km de la plataforma Atún-D a la plataforma Bagre-A

Construcción de la plataforma recuperadora Atún-D

Año 2009 Año 2010

Construcción de la plataforma recuperadora de pozos Bagre-C Construcción de la plataforma recuperadora de pozos Carpa-B

Proyecto integral ArenqueComo una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo 2006-2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras que apoyaron este proceso. Entre las más relevantes cabe mencionar las siguientes:

Pemex

234

Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosComo una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo 2006-2011 llevo a cabo la construcción de diversas obras para apoyar este proceso. Entre las más relevantes se mencionan las siguientes:

Año 2009 Año 2010 Año 2011

Construcción de la batería de separación Temapache.

Construcción del gasoducto de 12” de diámetro por 7.49 km de batería Cerro del Carbón a Chote I.

Construcción del oleoducto de 10” de diámetro por 12.5 km de la batería Temapa-che a interconexión con el oleoducto de 12” de diámetro Potrero-Naranjos.

Construcción del oleo-ducto de 12” de diámetro por 12.1 km de la batería Aguacate a la planta des-hidratadora Naranjos.

Construcción del gasoducto de 10” de diámetro por 40 km de la batería Toteco a la batería Compresión Soledad

Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesPara el seguimiento del proyecto se realizan reuniones de revisión del cum-plimiento físico-volumétrico-presupuestal, que consiste en analizar el presu-puesto ejercido y los avances de las actividades en ejecución, así como, los programas de actividades pendientes. Esta evaluación se realiza cada tres meses, y la cuarta evaluación engloba todo el año.

Puesta en operaciónEl proyecto Reingeniería de Recuperación Secundaria Campo Tamaulipas-Constituciones, se pone en marcha en el año 2000.1

Proyecto integral Aceite Terciario del GolfoMetas físicasPozos de desarrollo y reparaciones mayores de pozos

Para continuar con el incremento de la producción es necesario mantener un ritmo ascendente de perforación de pozos de desarrollo, así como de repara-ciones mayores, por lo que durante todo el desarrollo de este proyecto en el periodo 2007-2021 se requiere perforar y terminar 6,055 pozos de desarrollo y realizar al menos 9,129 reparaciones mayores. El programa de perforación, terminación y reparaciones de pozos se muestra en las gráficas siguientes:

1 Documentos Coordinación de Diseño de Explotación, Documentos Coordinación de Pro-gramación y Evaluación.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación, Coordinación de Progra-mación y Evaluación, activo integral Poza Rica-Altamira, área Altamira y área Poza Rica.

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7 88 66 75 39 279

633

868

1,03

0

1,02

0

850

695

478 97 0 30 55 20

3 58 86 74 53 93 86 301

391

533

602

802

920

1,129

1,24

2

1,03

1

928

518

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

POzOS De DeSARROllO

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

POzOS A RePARAR

Pemex

236

Infraestructura de producciónPara el planteamiento de la infraestructura de producción, se tomaron en cuenta los siguientes aspectos:

• La infraestructura existente para definir el alcance que deberán tener las instalaciones del proyecto, buscando siempre la optimización de las mismas.

Obviamente el dimensionamiento de la infraestructura será en función de la estrategia elegida, ya que esta última marcará el ritmo de producción espe-rado o pronóstico de producción. Es evidente que la estrategia seleccionada implicará un determinado movimiento de equipos de perforación. Por lo tanto, la estrategia de desarrollo de la infraestructura de producción propuesta po-drá absorber cualquier escenario de producción elegido a corto, mediano y/o largo plazos.

Otros aspectos que conforman la estrategia de explotación son:

• Iniciar el desarrollo de uno o varios campos nuevos en lugares cerca-nos a la infraestructura existente (baterías, estaciones de compresión y ductos), lo cual permitirá incorporar lo más pronto posible la pro-ducción temprana del proyecto y simultáneamente construir la nueva infraestructura requerida debidamente calendarizada, acorde con el ritmo de explotación establecido.

• Seleccionar un esquema de desarrollo integral.

Tomando en cuenta lo anterior y considerando que el arreglo actual de distri-bución de los pozos es en forma hexagonal, se seleccionó un arreglo similar para plantear el esquema de desarrollo de la infraestructura de producción.1

Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo 2006-2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras para apoyar este proceso. Entre las más relevantes se mencionan las siguientes:

1 Documento de Análisis Costo-beneficio (Cambio de Monto y Alcance del Proyecto Ama-titlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco) cambio de nombre a PATG; noviembre 2006.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del activo integral Aceite Terciario del Golfo.

Plataforma

Pemex

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Año 2007 Año 2008

Construcción de nueve oleoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (13.8 km)

Construcción de 16 ramales de BN del anillo de BN Coapechaca-Tajín a diferentes pozos de diferentes pulgadas de diámetro

Construcción de estación de compresión soledad Norte

Construcción de dos módulos de separa-ción portátil: Popote 1 Agua Fría 283

Construcción de tres gasoductos de diferentes pulgadas de diámetro para sistemas de BN

Construcción de 30 oleogasoductos de diferentes pulgadas de diámetro (47.3 km)

Construcción de ocho oleoductos de dife-rentes pulgadas de diámetro (38.3 km)

Construcción de siete gasoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (41.5 km)

Construcción de dos baterías de separa-ción: Agua Fría II y Coapechaca I

Construcción de estación de bombeo baja presión a sistema de inyección de agua congénita para el campo Agua Fría

Construcción de estación de bom-beo alta presión para sistema de inyección de agua congénita

Construcción de planta de tratamiento agua congénita para inyección al campo Agua Fría

Construcción de cuatro módulos de separación portátil: Tajín 662, Tajín 727, Furbero 1,554, Coape-chaca 419 y Esfena 1

Año 2009 Año 2010 Año 2011

Construcción de 64 oleogasoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (139.5 km)

Construcción de 11 oleoductos de dife-rentes pulgadas de diámetro (61.2 km)

Construcción de cinco gasoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (47.2 km)

Construcción de 11 módulos de separa-ción portátil: Tajín V, Agua Fría III, Coyula I, Humapa 505, Huiscuautla I, Humapa I, Escobal 247, Cenit I, Coapechaca 24, Corralillo 667 y Presidente Alemán 1614

Construcción de dos acueductos de dife-rentes pulgadas de diámetro (4.2 km)

Construcción de batería de separación Tajín V

Construcción de ocho gasoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (29.7 km)

Construcción de siete oleoductos de dife-rentes pulgadas de diámetro (168.0 km)

33 módulos de separación portátil: Pre-sidente Alemán 1,614, Fresa 1 (amplia-ción), Presidente Alemán 1,623, Chorlo 1, Coapechaca 376, Escobal 107, Presi-dente Alemán 1,365, Presidente Alemán 1,708, Agua Fría 898, Coapechaca 458, Agua Fría 76, Presidente Alemán 1,729, Corralillo 874, Furbero 1,481, Furbero 1,165, Presidente Alemán 2,094, Furbero 1,286, Remolino 4,077, Remolino 4,034, Furbero 175, Furbero 1,489, Furbero 2,362, Furbero 1,567, Humapa 807, Coyu-la 1,196, Humapa 1,643, Furbero 1,245, Coapechaca 458 (Ampliación), Fobos, Furbero 1,073, Tajín 171, Coyotes 331 y Presidente Alemán 1,825

Construcción de cuatro baterías de sepa-ración: Agua Fría III, Coyula I, Furbero I y Humapa

Construcción de 70 oleogasoductos de di-ferentes pulgadas de diámetro (120.3 km)

Construcción de 40 oleogasoduc-tos de diferentes pulgadas de diámetro (76.1 km)

Construcción de seis gasoductos de diferentes pulgadas de diáme-tro (15.4 km)

Construcción de seis oleoductos de diferentes pulgadas de diáme-tro (23 km)

Construcción de dos baterías de separación: Fobos I y Remolino III

Construcción de planta de inyec-ción de agua congénita Furbero

Construcción de separador bifásico en patín de medición gas húmedo

Pemex

238

Proyecto integral Bellota-ChinchorroUna de las estrategias principales para la ejecución del proyecto es asegurar la buena operación de la infraestructura de pozos, el procesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, mediante la inversión adecuada a la conservación de pozos e instalaciones dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Para el periodo del informe, se han erogado recursos por 20,661 MM$ que permitieron realizar la perforación de 28 pozos y terminar 23 pozos de desarro-llo, además de llevar a cabo 63 reparaciones mayores a pozos y 54 reparacio-nes menores. Todo lo anterior ha permitido obtener una producción promedio de 59 Mbpd de aceite y 92 MMpcd de gas.

Resultado de los pozos En actividad física durante el periodo de diciembre 2006 hasta noviembre de 2012, en desarrollo de campos (perforaciones), el cumplimiento es de 97%, asimismo en las terminaciones, el proyecto presentó un cumplimiento de 77% derivado de problemas técnicos-operativos que originaron incrementos en los tiempos de las intervenciones.

En el caso de las reparaciones mayores, se alcanzó un cumplimiento del 129% por arriba de lo programado; las reparaciones menores tuvieron un cumpli-miento de 284%, como resultado de mantener la plataforma de producción. En cuanto a las metas de producción y tomando en cuenta la actividad de conservación de pozos para el mismo periodo, se obtuvo un cumplimiento de 88% para el aceite y 91% para el gas.

Relación de pozos terminados en el periodo 2006-2011

Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011

Chinchorro 22 y 25

yagual 2-D

Cobra-11

Mora 41-A

Palangre-5

yagual-5

Mora 13-A

Paché 13, 21, 3 y 23

Bricol-21 Madrefil-21

Dos Bocas, Tabasco

Pemex

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Relación de pozos reparados en el periodo 2006-2011

Obras realizadas en el periodo 2006-2011Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo se ejecutaron di-versas obras entre las cuales, por su contribución al proyecto, se mencionan las siguientes:1

1 Bases de datos de carteras de proyectos para la inversión y perfiles de producción pro-gramados y bases de datos adicional para el ejercicio del presupuesto y perfiles de producción real, ambas proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur y Coordina-ción de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011

Jolote-45 Bellota 1-A

Chinchorro-1

Edén-67

Mora-21, 3, 44 y 22

yagual-2 y 2-D

Bellota-12, 138, 33 y 63

Mora-121, 41-A y 44

Bellota-138, 158-D y 41

Cupache-1

Jolote-21 y 41

Mora-43

yagual-1 y 1-D

Bellota 116-A, 138, 158, 1-A, 42 y 63

Mora-121, 21 y 41

Bricol 1-DL

Chipilín-3

Jolote-43

Pache-1, 13, 23 y 3

yagual-1

Bellota-41, 42 y 73

Bricol-2-DL

Jolote-2 y 21-3

Año 2006 Año 2007 Año 2008

Ampliación cabezal yagual

Cabezal de recolección yagual-33

Oleogasoducto de 10” de diámetro por 2 km de cabezal Chinchorro-5 a cabezal Chinchorro

Oleogasoducto de 10” de diámetro por 2 km de cabezal yagual-33 a cabezal yagual

Ampliación cabezal Chinchorro-1

área de mezclado y distribución El Misterio-1

Construcción cabezal de recolección Chinchorro-5

Red de BN de 6” de diámetro por 14 km a batería Cárdenas norte a batería Mora y ramales de 3” de diámetro

Red de BN de batería Bellota a batería Bellota-114 de 6” de diámetro por 6.9 km y ramal de 3” de diámetro

Cabezal periférico Palangre-1

Año 2009

Cabezal de recolección Cobra-1

Cabezal periférico yagual-101

Gasoducto de 30” de diámetro por 17.46 km área de mezclado y distri-bución El Misterio 1–Cárdenas norte

Oleogasoducto 10” de diámetro por 14 km cabezal Cupache-1 a Cabezal Paché-1

Oleogasoducto 12” de diámetro por 8.4 km cabe-zal Bricol 1-A a cabezal Chinchorro 1

Oleogasoducto 16” de diámetro por 15 km cabezal Chinchorro batería Bellota-114

Oleogasoducto 12” de diámetro por 12.5 km cabezal Paché-1-batería Bellota

Pemex

240

Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeDesde el inicio del proyecto en 2002 al cierre de 2011 se han efectuado 27 perforaciones, 26 terminaciones, 104 reparaciones mayores y 88 reparacio-nes menores y 112 estimulaciones a pozos, lo que ha permitido extraer una producción acumulada de 63 MMb de aceite y 186 MMpc de gas logrando un factor de recuperación de la reserva 2P de 1.9% de aceite y 3.1% de gas. En el periodo diciembre de 2006 a diciembre 2011 se autorizaron recursos por 9,080.8 MM$ y se ejercieron 9,444.6 MM$ a pesos corrientes.

La producción promedio fue de 17.7 Mbd de aceite y 58.9 MMpc de gas aso-ciado, lo que permitió obtener una producción acumulada en el periodo de 34 MMb de aceite y 115 MMMpc de gas, mediante la realización de 15 perfora-ciones y terminaciones, 60 reparaciones mayores, 62 reparaciones menores y 69 estimulaciones a pozos.

Durante el proceso de ejecución se ha obtenido un éxito volumétrico en la ter-minación de pozos de 80%, mientras que en las reparaciones mayores el éxito ha sido de 95%; en las reparaciones menores la cifra ha sido de 92%.

• 16 oleogasoductos de diferentes diámetros (50.46 km)

• 3 oleoductos de diferentes diámetros (33 km)

• 7 gasoductos de diferentes diámetros (23.85 km)

• 3 gasolinoductos de diferentes diámetros

• 6 salinoductos de diferentes diámetros (14.3 km)

• 0.35 km de acueducto de 12” de diámetro

• 1 estación de recolección y medición de gas Cactus

A continuación se detallan las obras realizadas por año:

Año 2006 Año 2007 Año 2008

Oleoducto de 12” de diámetro por 14.6 km batería Sitio Grande a área de trampas Cactus IV

Salinoducto de 16” de diámetro por 1.684 km cabezal Cactus Níspero a pozo Cactus 52

Gasoducto de 6” de diámetro por 0.645 km del paquete de regulación Si-tio Grande a compresoras Sitio Grande

Oleogasoducto de 4” de diámetro por 1.639 km cabezal foráneo Cactus 1 a batería Cactus I

Gasoducto de 24” de diámetro por 4.2 km trampas Cactus I a trampas Cactus II

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 3.4 km cabezal Níspero 96-batería Cactus II

Gasoducto de 24” de diámetro por 12.4 km trampa de envío Sitio Grande a trampa de recibo Cactus

Oleogasoducto de 2” de diámetro por 12.4 km Juspí a batería Cactus I

Salinoducto de 6” de diámetro por 3 km planta de inyección de agua Sitio Grande a pozo Sitio Grande 1

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 5.637 km cabezal Rio Nuevo a batería Sitio Grande

Estación de recolección y medi-ción de gas Cactus

Pemex

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Año 2009 Año 2010 Año 2011

Gasoducto de 24” de diámetro por 4.15 km trampa de envío Cactus II a trampa de recibo Cactus I

Gasoducto de 8” de diámetro por 0.119 km paquete de regulación trampas Sitio Grande a batería Sitio Grande

Salinoducto de 6” de diámetro por 6.282 km Planta Ecológica Cactus I a pozo Cactus 20

Gasoducto de 6” de diámetro por 0.962 km planta de inyección de agua Sitio Grande a pozo Sitio Grande 801

Salinoducto de 6” de diámetro por 1.157 km batería Sitio Grande a planta de inyección de agua

Oleogasoducto de 4” de diámetro por 2.414 km cabezal Cactus 5 a batería Cactus I

Oleogasoducto de 8” de diámetro por 2.121 km cabezal foráneo Níspero 90 a Cabezal Níspero 96

Gasolinoducto de 8” de diámetro de batería Agave a Sitio Grande

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 3.28 km Níspero 96A a batería Cactus II 1

Oleoducto de 24” de diámetro por 14.9 km batería Sitio Grande a trampas Cactus I

Salinoducto de 4” de diámetro por 1.1 km cabezal Cactus 52 a pozo Cactus 42

Oleogasoducto de 8” de diámetro por 3.809 km cabezal Arroyo Zanapa a cabezal Juspí

Gasolinoducto de 10” de diámetro por 0.462 km compresoras Sitio Grande a batería Sitio Grande

Salinoducto de 6” de diámetro por 1.091 km cabezal Cactus 52 a pozo Cactus 42

Oleogasoducto de 10” de diámetro por 2.532 km cabezal Cactus 5 a batería Cactus I

Oleoducto b ateria 6” por 3.5 km Cactus I a Cactus IV

Gasoducto de 6” de diámetro por 1.373 km planta de inyección de agua Sitio Grande a pozo Sitio Grande 911

Oleogasoducto de 8” de diámetro por 2.7 km Cactus 6 a batería Cactus I

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 4.122 km cabezal Teotleco 01 a batería Cactus I 1

Oleogasoducto de 10” de diámetro por 2.383 km trampa de envío Teotleco 51 a trampa de recibo Teotleco 13

Oleogasoducto de 16” de diámetro por 2.881 km trampa de envió Teotleco 13 a trampa de recibo Teotleco 1

Oleogasoducto de 4” de diámetro por 0.256 km cabezal foráneo Cac-tus 3 a cabezal periférico Cactus I

Acueducto de 2” de diámetro por 0.350 km batería Sitio Grande a compresoras Sitio Grande 1

Gasolinoducto de 8” de diámetro por 0.716 km compresoras Agave a batería Agave

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 0.257 km cabezal foráneo Cac-tus 3 a cabezal periférico Cactus I

Oleogasoducto de 6” de diámetro por 1.7 km cabeza Juspí 1004 a cabezal Juspí 1ª

SIPOP, Reservas oficiales certificadas de 2002-2011. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Macuspana-Muspac, Subgerencia de reservas de hidrocarburos y proyectos de inversión.

Pemex

242

Proyecto integral CárdenasUna de las estrategias principales a seguir para la ejecución del proyecto es asegurar la buena operación de la infraestructura de pozos, el procesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, mediante la inversión ade-cuada a la conservación de pozos e instalaciones dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Para el periodo del informe, se han erogado recursos por 4,840 MM$, que permitieron realizar la perforación de siete pozos y concluir cinco pozos de desarrollo, realizar 12 reparaciones mayores a pozos y nueve reparaciones menores, lo que ha permitido obtener una producción de 14 Mbpd de aceite y 30 MMpcd de gas. El promedio de aceite máximo alcanzada en el periodo fue de 16 Mbpd en el año 2010.

Resultado de los pozos En actividad física durante el periodo 2006-2011 para desarrollo de campos (terminaciones) se alcanzó un cumplimiento de 83%. En el caso de las repara-ciones mayores, se alcanzó un cumplimiento de 92%; y en cuanto a las metas volumétricas de producción y considerando la actividad de mantenimiento de pozos para el mismo periodo, se obtuvo un cumplimiento de 82% en la pro-ducción de aceite y 94% en la producción de gas, respectivamente.

Relación de pozos terminados en el periodo 2006-2011Con respecto a la actividad física de terminación de pozos realizada durante el periodo, se tiene lo siguiente:

Núm. Nombre del pozo Fecha de inicio Fecha de terminación Año Mes fin

1 Cárdenas 139B 13/08/2007 19/03/2008 2008 3

2 Cárdenas 807 06/09/2008 14/10/2008 2008 10

3 Cárdenas 701 27/08/2009 13/09/2009 2009 9

4 Cárdenas 839 25/08/2009 14/09/2009 2009 9

5 Cárdenas 439 04/04/2010 03/05/2010 2010 5

KU-MALOOB-ZAAP

Pemex

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Núm. Nombre del pozo Fecha de inicio Fecha de terminación Año Mes fin

1 Cárdenas 134A 04/12/2006 01/02/2007 2007 2

2 Cárdenas 121 05/02/2007 21/05/2007 2007 5

3 Cárdenas 308 07/06/2007 17/07/2007 2007 7

4 Cárdenas 121 29/08/2007 25/09/2007 2007 9

5 Cárdenas 139B 28/07/2008 12/09/2008 2008 9

6 Cárdenas 121 27/11/2008 02/12/2008 2008 12

7 Cárdenas 104A 01/01/2009 14/01/2009 2009 1

8 Cárdenas 134A 01/11/2008 05/01/2009 2009 1

9 Cárdenas 162 15/12/2008 21/01/2009 2009 1

10 Cárdenas 807 26/01/2009 23/06/2009 2009 6

11 Cárdenas 102A 24/11/2009 18/05/2010 2010 5

12 Cárdenas 812 24/06/2010 26/10/2010 2010 10

Relación de pozos reparados en el año

Obras realizadas en el periodo 2006-2011Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo se ejecutaron di-versas obras, entre las cuales, por su contribución al proyecto, se mencionan las siguientes:1

Proyecto integral Carmito-ArtesaPor lo que respecta al proyecto integral Carmito-Artesa, desde 2002 al cierre de 2011 se han efectuado ocho perforaciones y terminaciones, 42 reparacio-nes mayores, 33 reparaciones menores y 76 estimulaciones a pozos, así como el taponamiento de seis pozos; se ha extraído una producción acumulada de 28 MMb de aceite y 474 MMMpcde gas para un factor de recuperación de aceite de 2.6% y 11.8% de gas.

1 Bases de datos de carteras de proyectos para la inversión y perfiles de producción pro-gramados y bases de datos adicional para el ejercicio del presupuesto y perfiles de producción real, ambas proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur y Coordina-ción de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009

Reposición tanque TV-1 de almacenamiento de 55,000 barriles de cúpula flotante en batería Cárdenas

Reposición tanque TV-1 de almacenamiento de 55,000 barriles de cúpula flotante en batería Cárdenas

Reposición tanque TV-1 de alma-cenamiento de 55,000 barriles de cúpula flotante en batería Cárdenas

Deshidesalado e inyección agua congénita batería Cárdenas

Reposición tanque TV-1 de almacenamiento de 55,000 barriles de cúpula flotante en batería Cárdenas

Pemex

244

Para el periodo diciembre 2006 a diciembre de 2011 se autorizaron recursos por 3,832.2 MM$, de los cuales se ejercieron 2,788.7 MM$.

La producción promedio fue de 6,536 bd de aceite y 92 MMpcd de gas aso-ciado, lo que permitió obtener una producción acumulada en el periodo de 12 MMb de aceite y 166 MMMpc de gas, mediante la realización de dos perfora-ciones y terminaciones, 20 reparaciones mayores, 27 reparaciones menores y 55 estimulaciones a pozos.

De las intervenciones realizadas, en la perforación y terminación de pozos se obtuvo un éxito volumétrico de 50% debido a que el pozo Secadero 11 resultó invadido de agua. En las reparaciones mayores realizadas se obtuvo un éxito volumétrico de 95%, mientras que en las reparaciones menores se obtuvo un éxito volumétrico de 92%. Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, se efectuó la construcción de diversas obras para apoyar este proceso.

Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaUna de las estrategias principales a seguir para la ejecución del proyecto es asegurar la buena operación de la infraestructura de pozos, el procesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, mediante la inversión ade-cuada al mantenimiento de pozos e instalaciones dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Para el periodo del informe, se han erogado recursos por 12,804 MM$ que permitieron realizar la perforación de 61 pozos y concluir 62 pozos de desarro-llo, además de realizar 125 reparaciones mayores a pozos y 72 reparaciones menores, lo que permitió obtener una producción de 38 Mbpd de aceite y 28 MMpcd de gas. El promedio de aceite máximo alcanzada en el periodo fue de 38 Mbpd en 2011.

Resultados de los pozosEn actividad física durante el periodo de diciembre 2006 hasta noviembre de 2012 se registró un cumplimiento del 145% en perforaciones; en cuanto a las terminaciones, el cumplimiento fue de 138%.

En el caso de las reparaciones mayores, se alcanzó un cumplimiento de 164% por arriba de lo programado; este incremento fue el resultado de mantener la plataforma de producción. En cuanto a las reparaciones menores se obtuvo un cumplimiento de 147%.

En cuanto a las metas de producción y tomando en cuenta la actividad de conservación de pozos para el mismo periodo, se obtuvo un cumplimiento de 86% para el aceite y 93% para el gas.

Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011

Oleoducto Acuyo-batería Artesa de 10” de diámetro por 8.5 km

Oleoducto área de trampa Artesa-Sitio Grande de 10” de diámetro por 7.5 km

Oleogasoducto cabezal Guacho-Acuyo Artesa de 8” de diámetro por 22.868 km

Estación de compresión Artesa

Pemex

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Relación de pozos terminados en el periodo 2006-2012Con respecto a la actividad física de terminación de pozos realizada durante el periodo, se tiene lo siguiente:

Relación de pozos reparados en el periodo 2006-2012

Año 2007 Año 2008 Año 2009

Santuario 28D

Puerto Ceiba 162

Santuario 28H, 208, 18 y 17T

Tajón 103, 105 y 121

Santuario 31T, 304, 305, 30, 35, 3D, 14D, 16D y 34T

Tupilco 79

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Santuario 13D y 5D

Tupilco 84D, 153, 133, 83D y 75T

El Golpe 3C y 41

Tupilco 75D, 85D, 202, 132 y 203

Puerto Ceiba 108

Tupilco 206, 204, 140, 126D, 140, 141 y 84T

Santuario 120 y 121

Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009

Santuario 5 El Golpe 29, 404A, 27 y 3

Puerto Ceiba 139, 121B, 129, 119 y 119

Tupilco 135A

Santuario 5, 28D

Puerto Ceiba 162

Santuario 28D y 32D

El Golpe 405, 85, 28T

Tupilco 150, 105

Tajón 101

Santuario 35D, 14D, 208, 28H, 34T, 3D y 17T

Tupilco 150, 85, 152, 2001, 127

El Golpe 103, 85, 32

Tajón 103

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Puerto Ceiba 139 y 101A

Santuario 17T, 34, 28D, 28D, 5D, 35T, 30, 304, 3D, 208 y 34T

Tajón 101

Tupilco 83, 93, 94, 135A, 150, 8, 83D y 133

Castarrical 21

El Golpe 41D y 67

Santuario 31T, 34T, 16D, 208, 32D, 35T, 18, 17T, 34T, 31T, 13D, 304, 35T, 3D, 28H, 30, 305, 31T y 34

Tupilco 105, 153, 2001, 132, 75D, 132D, 126, 75D, 83D, 202, 153, 75D, 133, 75T, 127, 75D y 85D

El Golpe 3, 28T, 3

Tital 4, 4, 3, 8, 8, 8,

Tupilco 153, 153, 85, 94, 94, 124, 134, 134, 94, 126D y 124

Puerto Ceiba 137A, 108,

El Golpe 67

Santuario 14D, 16D, 14D, 13D, 16D, 13D, 208, 14D, 16D

Ayapa 1AS

Pemex

246

Obras realizadas en el periodo 2006-2012Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo se ejecutaron di-versas obras, entre las cuales por su contribución al proyecto se mencionan las siguientes:1

Proyecto integral Jujo-TecominoacánUna de las estrategias principales a seguir para la ejecución del proyecto es asegurar la buena operación de la infraestructura de pozos, el procesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, mediante la inversión ade-cuada al mantenimiento de pozos e instalaciones dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente.

Para el periodo comprendido de diciembre 2006 a noviembre de 2012 se pro-gramó ejercer un presupuesto de 25,241 MM$; al 31de julio se han erogado recursos por 30,232 MM$ (120%), de los cuales 19,774 MM$ (61%), corres-ponden a recursos del PEF, principalmente para los años 2010, 2011 y 2012; para los años restantes se erogaron recursos PIDIREGAS por un monto de 10,458 MM$ (32%) y se tiene programado ejercer para los meses de agosto a noviembre 2,103 MM$ que corresponden a 7% del presupuesto inicial.

Estos recursos permitieron realizar la perforación de 34 pozos y terminar 33 pozos de desarrollo, realizar 137 reparaciones mayores y 43 reparaciones me-nores a pozos, lo que ha permitido obtener una producción promedio de 59 Mbpd de aceite y 109 MMpcd de gas.

Resultado de los pozosEn actividad física durante el periodo de diciembre 2006 hasta abril de 2012 en desarrollo de campos, el cumplimiento en perforaciones fue de 77% y en

1 Bases de datos de carteras de proyectos para la inversión y perfiles de producción pro-gramados y bases de datos adicional para el ejercicio del presupuesto y perfiles de producción real, ambas proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur y Coordina-ción de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011

Construcción de oleoga-soducto de 12” de diámetro por 7.1 km pla-taforma GPC PM-2-TMDB

Construcción de cabezal de reco-lección Puerto Ceiba 153 y ducto de transporte de 12” de diámetro a interconexión.

Construcción de línea de descarga de 8” de diámetro por 5.5 km pozo Tajón 101 A

Construcción de oleogasoducto de 12” de diámetro por 1 km plataforma EGPC PM1-lin 16” yaxche

Construcción de cabezal de reco-lección Tajón 101

Construcción de cabezal perifé-rico macropera Santuario

Construcción de oleogasoducto de 8” de diámetro por 1.3 cabezal ma-cropera Santuario a cabezal batería Santuario

Construcción de plataforma Golpe-Puerto Ceiba PM-1

Construcción de oleogasoducto de 10” de diámetro por 12.3 cabe-zal Tupilco 2001 cabezal Bricol

Construcción de oleogasoducto de 6” de diáme-tro por 1.5 km cabezal medición Santuario-batería Santuario

Pemex

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terminaciones de 73% debido a problemas técnicos-operativos que originaron incrementos en los tiempos de las intervenciones.

En el caso de las reparaciones mayores, se alcanzó un cumplimiento de 269% y en reparaciones menores de 860% por arriba de lo programado; este incre-mento fue el resultado de mantener la plataforma de producción.

En cuanto a las metas de producción y tomando en cuenta la actividad de conservación de pozos para el mismo periodo, se obtuvo un cumplimiento de 76% para el aceite y 105% para el gas.

Relación de pozos terminados en el periodo 2006-2012Con respecto a la actividad física de terminación de pozos realizada durante el periodo, se tiene lo siguiente:

Relación de pozos reparados en el periodo 2006-2012

Año 2007 Año 2008 Año 2009

Tecominoacán 807, 566 y 507

Jujo 852

Tecominoacán 525, 527, 529, 825, 547 444A y 514

Jacinto 1002

Jujo 547, 505, 863 y 552

Jujo 652, 513A, 52A, 612 y 23

Tecominoacán 910

Tepeyil 102

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Tecominoacán 628, 614, 658 y 426A

Tecominoacán 711 Tecominoacán 705

Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009

Jujo 600 Jujo 25, 654, 703, 523, 69, 5, 26, 600, 600, 4, 600 y 69

Tecominoacán 800, 147, 408A, 107, 408A, 129 y 408C

Jacinto 5

Jujo 703, 16, 654, 542A, 23A

Tecominoacán 422A, 119, 488, 513, 117, 429, 120, 446, 468, 448, 466, 167 y 519

Jujo 505, 522, 22A, 34, 24, 25, 22A, 24, 42, 532, 4, 552, 703, 26, 506, 38, 45, 25, 852, 27 y 654

Tecominoacán 466, 515, 107, 519, 514, 513, 123, 189, 466, 807, 517 y 444A

Jacinto 3ª

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Tecominoacán 513, 825, 444A, 115, 117, 120, 444A, 109, 115, 143A, 426, y 408

Paredón 11 y 12

Jujo 13A, 23B, 52, 38, 552, 9, 652, 24, 12, 2B, 52, 612, 65

Jujo 542A, 13A, 438, 502A, 502A y 522

Tecominoacán 444A, 807, 614, 513 y 566

Jacinto 3A

Fénix 2

Jujo 24, 852, 34, 38 y 45

Tecominoacán 446, 189, 143A, 107, 444A y 426A

Pemex

248

Relación de obras relevantesUna de las estrategias principales para la ejecución del proyecto es asegurar la buena operación de la infraestructura de pozos, el procesamiento de los hidrocarburos y el transporte de los mismos, mediante la inversión adecuada al mantenimiento de pozos e instalaciones dentro de un marco estricto de seguridad y respeto al medio ambiente. A continuación se enlistan diversas obras que, por su magnitud y fines, son relevantes para el activo.1

Proyecto integral Delta del GrijalvaEl seguimiento presupuestal del proyecto es controlado mediante reportes de justificaciones a las desviaciones, los cuales son emitidos vía correo electróni-co a la Gerencia de Programación, de acuerdo con lo siguiente:2

1 Bases de datos de carteras de proyectos para la inversión y perfiles de producción pro-gramados y bases de datos adicional para el ejercicio del presupuesto y perfiles de producción real, ambas proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur y Coordina-ción de Programación y Evaluación del Activo de Producción Bellota-Jujo.

2 Coordinación de Programación y Evaluación, Activo de Producción Samaria-Luna. Base de datos de presupuesto autorizado y presupuesto ejercido. SHCP, Subsecretaría de Egresos.

Año 2007 Año 2008 Año 2009

Construcción de cabezal de recolección Jacinto 1001

Construcción de gasoducto de 8” de diámetro por 6.2 km Jujo a batería Tecominoacán.

Construcción de gasoducto de 8” de diámetro por 1.2 km medición Teco119-trampa Teco129

Construcción de oleogasoducto de 8” de diá-metro por 4 km cabezal Jujo 18-batería Jujo

Construcción de oleogasoducto de 8” de diá-metro por 2.1 km cabezal Jujo 3-batería Jujo

Construcción de línea de descarga de 6” de diámetro por 3 km Jujo 852-cabezal batería Jujo

Construcción de oleogasoducto de 10” de diámetro por 3.2 ca-bezal Jujo 52 a cabezal batería Jujo

Año 2010 Año 2011 Año 2012

Construcción de oleogasoducto de 12” de diámetro por 2.2 cabezal Jujo 22 a cabezal batería Jujo

Construcción de oleogasoducto de 12” de diámetro por 3.2 cabezal Jujo 52 a cabezal batería Jujo

Construcción de gasoducto de 8” de diámetro por 15.510 km trampas Paredón-batería Jujo

Construcción de gasoducto de 8” de diámetro por 28.8 km trampa Cárdenas norte-trampa Teco

Construcción de gasoducto de 8” de diámetro por 15.510 km trampas Paredón-batería Jujo

Construcción de gasoducto de 36” de diámetro por 4 km Paredón-Macayo

Construcción de oleogasoducto 12” de diámetro por 1.2 km cabezal Tecominoacán 109 a cabezal batería Tecominoacán

Construcción oleoga-soducto 12” de diámetro por 3.2 km de cabezal Jujo 52 a cabezal bate-ría Jujo

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Presupuesto (flujo de efectivo en MM$)

Año Original enero-diciembre

Ejercicio enero-diciembre

Variación

PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS

2006 0.0 1,467.0 12.0 1,592.0 12.0 125.0

2007 0.0 1,981.0 80.0 1,816.0 84.0 (165.0)

2008 0.0 2,023.0 5.0 310.0 5.0 (2,817.0)

2009 0.0 3,127.0 4,626.0 310.0 4,626.0 (2,817.0)

2010 5,833.0 0.0 6,282.0 0.0 449.0 0.0

2011 6,154.0 0.0 7,138.0 0.0 984.0 0.0

2012 2,935.0 0.0 2,879.0 0.0 56.0 0.0

Total 14,922.0 8,598.0 21,022.0 4,028.0 6,216.0 (5,674.0)

En relación a los resultados operativos durante el ciclo 2006-2012 para pozos terminados, en el cuadro siguiente se muestran reparaciones menores y repa-raciones mayores.

Relación de pozos terminados en el periodo 2006-2012Con respecto a la actividad física de terminación de pozos realizada durante el periodo, cabe mencionar lo siguiente:

Resultados operativos anuales

Actividad /Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Pozo terminados 1 2 9 8 14 12 6

Intervenciones menores 0 7 3 1 5 2 4

Intervenciones mayores 0 10 4 6 3 7 9

*Enero-julio real y proyección POT III agosto-noviembre 2012.

Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012

Tizón 31 Sen 138

Tizón 214

Pijije 25 y 27

Sen 98, 99,118 y 136

Tizón 1DL y 222

Cráter 51

Pijije 29

Sen 92, 116 y 201

Tizón 212 y 231

Cráter 13 y 21

Pijije 13, 103, 105, 107, 111, 112, 113 y 123

Sen 203 y 221

Tizón 236

Cráter 52 y 91

Terra 23

Palapa 302

Pijije 33, 117, 125 y 127

Sen 211, 212, 213, 233 y 302

Tizón 232

Terra 3

Escarba-do 6

Pijije 34

Sen 231 y 232

Palapa 303

Terra 11

Pemex

250

Relación de pozos con reparación mayor en el periodo 2006-2012

Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012

Caparroso 15, 15, 41 y 41

Escuintle 13

Sen 3, 3, 37, 51 y 72

Caparroso 41

Escuintle 13

Pijije 27

Sen 78

Caparroso 15

Escarbado 4

Escuintle 201

Sen 3, 71 y 116

Caparroso 15

Pijije 1A

Tizón 1DL

Pijije 2, 101 y 111

Sen 1DL, 138, 138 y 233

Escarbado 1

Pijije 127

Sen 1DL, 111, 136, 201 y 233

Tizón 1DL y 214

Fuente: SIPOP, Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Proyecto integral Ayin-AluxCon respecto a la actividad física que se ha realizado durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012 en el proyecto Ayin-Alux, se puede mencionar lo siguiente:

• 1 pozo de desarrollo

• 2 reparaciones mayores

• 22 km de ductos

En 2010 inicia la producción del proyecto con la recuperación del pozo explo-ratorio Alux-1A, obteniendo un promedio de 3.2 Mbd de aceite y 1.1 MMpcd en el periodo 2010-2011. La máxima producción alcanzada hasta el momento es de 5.3 Mbd de aceite y 1.7 MMpcd de gas obtenida como promedio anual en 2010.

Durante el proceso de ejecución del proyecto, se han presentado problemas que afectan el éxito volumétrico en la terminación de pozos de desarrollo, ya que el primer pozo de desarrollo que se perforó resultó improductivo por baja permeabilidad, provocando el diferimiento del segundo pozo de desarrollo programado.

En el caso de las reparaciones mayores, se ha tenido un éxito de 50%, ya que en 2009 se logró la recuperación exitosa del pozo exploratorio Alux-1ª. Sin embargo, en el mes de agosto de 2010, dicho pozo presentó problemas de aportación de agua por lo que se realiza una reparación mayor con el propó-sito de corregir el problema, aunque no se tuvo éxito.1

Proyecto integral YaxchePara septiembre de 2001, la cartera de proyectos consideraba una reserva 2P documentada de 47 MMbpce, basada en un modelo geológico elaborado con 20 líneas sísmicas bidimensionales de calidad regular a buena.

El incremento de las reservas del campo yaxche en 2002 se debió a la inter-pretación sísmica-estructural del cubo sísmico tridimensional Kuche-Tupilco recientemente adquirido, con base en 47 a 133 MMbpce.

1 SIKPOP y base de datos institucional (BDI).

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Proyecto integral Och-Uech-KaxEl presente documento tiene como finalidad informar a las autoridades de PEP la evolución del proyecto integral Och-Uech-Kax a través de las versiones do-cumentadas en los ciclos de planeación en septiembre de 2001, julio de 2002, agosto de 2003, noviembre de 2004, agosto de 2005, junio de 2006, junio de 2007, marzo de 2008, marzo de 2009, marzo 2010, febrero 2011 y abril de 2012, incluyéndose los resultados de la evaluación económica de cada documentación.

Los campos Och, Uech y Kax se encuentran en una fase avanzada de explo-tación presentando acuíferos activos, por lo que se deben controlar los gastos de explotación en los pozos para evitar el surgimiento prematuro de agua.

Debido a lo anterior, es necesario efectuar intervenciones mayores y menores a los pozos para garantizar la producción de los mismos, así como el man-tenimiento a estructuras, ductos y equipos para mantener la plataforma de producción, evitar riesgos al personal y al medio ambiente.

El presente documento muestra la propuesta de inversión para los campos Och, Uech y Kax, en la cual se busca mantener la plataforma de explotación de hidrocarburos a través de la perforación de pozos de desarrollo, repara-ciones de pozos mediante las intervenciones mayores y menores, además del mantenimiento a la infraestructura de explotación existente.

La información que alimenta a los modelos estáticos y dinámicos se proporcio-na desde la planeación de la perforación del pozo exploratorio hasta terminar su reserva certificada, en caso de tenerla; para su análisis y utilización se ha trabajado en equipo entre personal de Pemex y compañías especializadas.

Los indicadores económicos de este proyecto lo hacen sumamente rentable. La inversión de capital está distribuida entre la perforación y terminación de dos pozos, intervenciones mayores, menores y el mantenimiento de la infraes-tructura de explotación existente.

El presente documento muestra la propuesta de inversión para los campos Och, Uech y Kax, en la cual se busca acelerar la explotación de hidrocarburos a través de la perforación de un pozo en el campo Kax, así como efectuar reparaciones de pozos mediante las intervenciones mayores y menores, ade-más del mantenimiento a la infraestructura de explotación existente.2

Proyecto integral CaanEl proyecto Caan actualmente se encuentra en etapa avanzada de explotación. Los campos que lo componen son Abkatun, Caan, Taratunich, Kanaab, que en otro tiempo llegaron a ser los más productivos de la Región Marina Suroeste y se espera que alcancen la etapa de agotamiento en 2024, por lo que la actual estrategia regional considera la optimización y el aprovechamiento de la infraes-tructura de explotación y distribución de hidrocarburos existente en el área, así como la actual plataforma de precios de mercado para los hidrocarburos.

2 Documento de Evolución del Proyecto a Diciembre de 2011 y Costo-beneficio 2012. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción Litoral de Tabasco.

Pemex

252

En el horizonte 2002-2024, y dentro de la actividad física relevante para el proyecto, se programaron la perforación de nueve pozos de desarrollo, la rea-lización de 59 reparaciones mayores, así como la implantación de sistemas artificiales para reforzar la extracción de aceite crudo. De esta actividad física, parte ya se ha realizado.

Se espera alcanzar un producción acumulada de 593 MMb de aceite y 1,196 MMMpc de gas durante el periodo 2002-2024, recuperando una reserva de hidrocarburos de 106 MMb de aceite y 327 MMMpc de gas durante el periodo 2010-2024, mediante la explotación de los campos Abkatun, Caan, Kanaab y Taratunich, productores de aceite ligero y gas mediante la aplicación de sistemas artificiales de producción, BN, perforación de pozos y operación y mantenimiento a pozos.

Este proyecto está alineado a los principales objetivos del PND, específica-mente a los numerales tres, cuatro y ocho de los objetivos nacionales ya que su implementación favorecerá una economía más competitiva, resultado de incrementar la inversión para promover una mayor tasa de crecimiento econó-mico. Lo anterior se logra por la rentabilidad económica de este proyecto. El desarrollo del mismo también contempla la sustentabilidad ambiental, progra-mando actividades de tal manera que se evite el deterioro del medio ambiente y se optimicen los recursos energéticos.

Proyecto integral LakachEl objetivo del proyecto es maximizar el valor económico de las reservas pro-badas (1P) y probables (2P) del campo Lakach, que corresponden a 866 MMMpc de gas natural y serán recuperadas en el periodo 2014 a 2025.

Las premisas económicas utilizadas en la evaluación son las emitidas por la Gerencia de Planeación y Evaluación, Región Marina Suroeste; el precio para el gas es de 5.83 US$ por millar de pie cúbico, y el precio del condensado es de 88.87 US$ por barril. 1

La estrategia para iniciar la producción está fundamentada en la perforación en bache de los pozos, una práctica internacional que significa que iniciará con una campaña exclusivamente de perforación, dejando los pozos en aban-dono temporal, para posteriormente regresar con una campaña de termina-ción de los mismos. Se tiene programado que en 2013 dé inicio la perforación de pozos, la cual concluiría en el segundo semestre de 2014. Posteriormente iniciaría la campaña de terminación. Con los cuatro primeros pozos termina-dos se dará inicio a la explotación del campo, lo cual se espera que ocurra en el primer semestre de 2015 alcanzando una producción inicial de 200 MMpcd; posteriormente se incorporarán los tres pozos restantes hasta alcanzar una plataforma de producción de 400 MMpcd a fines del mismo año.

Durante este periodo, la producción será procesada en la estación de acondi-cionamiento de gas Lakach (EAGL), para ser incorporada al gasoducto de 48” de diámetro Cactus-San Fernando perteneciente al sistema troncal de ductos.

1 Documento Técnico del Proyecto de Inversión Lakach, Ddciembre de 2011. Resguardo y ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Pro-

yecto de Desarrollo Lakach.

Dos Bocas,Tabasco.

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Tecnología utilizadaLa necesidad de explotación de campos en aguas profundas ha llevado a incor-porar la producción de yacimientos de gas natural que por su ubicación y natu-raleza dificultan su proceso y almacenamiento en una estructura flotante, siendo necesario transportarlo sin procesar a grandes distancias en condiciones am-bientales adversas. En términos generales los campos de explotación de hidro-carburos en aguas profundas presentan condiciones cada vez más críticas, con mayores presiones y altas temperaturas de yacimiento, que una vez fluyendo al lecho marino, se enfrentan a las bajas temperaturas y grandes presiones hidros-táticas, así como a condiciones metoceánicas y topográficas adversas.

El reto es transportar el gas en flujo multifásico por ductos a grandes distan-cias en combinación con los peligros típicos de la operación de campos en aguas profundas identificados por la formación de hidratos en la envolvente de fases, la producción de arenas y agua en los pozos y la creación de patro-nes de flujo indeseables en los gasoductos que provocarían bacheos cíclicos, formación de condensados, acumulación y taponamientos por líquidos que requerirían el uso de diablos de limpieza para su desalojo, lo cual obligaría a cierres temporales de producción.

Por otra parte, en otras partes del mundo se monitorean proyectos similares al concepto de desarrollo del proyecto Lakach (aguas profundas con tirantes de agua mayores a 500 m con producción de gas y longitudes tie back superiores a los 60 km.2

Proyecto integral Ek-BalamDe 2006 al cierre de 2011 se obtuvo una producción acumulada de aceite del orden de 79.6 MMbls y 6.2 MMMpc de gas. La actividad física que se ha reali-zado durante el periodo comprendido desde el 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 en el proyecto integral Ek-Balam, se indica a continuación:

• 5 pozos de desarrollo

• 23 reparaciones mayores

• 66 reparaciones menores

• 1 plataforma habitacional

Como actividad sustancial para la correcta operación del proyecto en el ma-nejo de la producción, durante el periodo 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras. Entre las más relevantes cabe mencionar las siguientes:

2 Documento Técnico del Proyecto de Inversión Lakach, diciembre de 2011. Resguardo y ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Pro-

yecto de Desarrollo Lakach.

Año 2010

Plataforma habitacional HA-EK-1

Pemex

254

Proyecto CantarellDurante el periodo 1 de diciembre del 2006 al 31 de diciembre de 2011, se ha construido la infraestructura requerida para producir aceite. A continuación se muestra el número de las principales obras realizadas:

Como una actividad sustancial para llevar a cabo el correcto desarrollo del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011, se llevó a cabo la construcción de diversas obras estratégicas y actividades, para apoyar este proceso. Entre las más re-levantes se mencionan las siguientes:

Infraestructura

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Estructuras 4 2 3 9 4 1 23

Ductos 12 4 23 29 68

Año 2008

1 gasoducto de 24” de diámetro por 0.3 km Sihil-4 de Sihil-A a CA-AC-2

1 gasoducto BN de 12” de diámetro por 1.5 Media Luna Sur hacia Sihil

Tres oleogasoductos de 6” de diáme-tro, tres gasoductos de BN de 3” de diámetro, tres umbilicales para tres pozos (3074, 3075, 3076) de Akal-BN

Tres oleogasoductos de 6” de diáme-tro, tres gasoductos de BN de 3” de diámetro, tres umbilicales para tres pozos (3055, 3072, 3073) de Akal-TM

Tres oleogasoductos de 6” de diáme-tro, tres gasoductos de BN de 3” de diámetro, tres umbilicales para tres po-zos (1017D, 3020, 3051) en Akal-MB

Instalación de un módulo habitacional HA-AJ-01

Proyecto Reducción de Contrapresión Dos Plataformas Satélites Akal-TM y Akal-MB

Planta de eliminación de nitrógeno (NRU)

Akal-BN (1092): de un oleogasoducto de 6” de diámetro por 168, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 180, un umbilical

Un oleogasoducto de 20” de diámetro por 0.3 km Sihil-3 de Sihil-A a CA-AJ-1

Akal-TM (3072): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 36.3 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 36.3 km, un umbilical

Akal-DB (3084): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 73 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 69 km, un umbilical

Akal-TM (3055): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 44.5 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 44.5 km, un umbilical.

Akal-TM (3073): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 33.5 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 33.5 km, un umbilical

Akal-MB (1017D): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 38.5 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 38.5 km, un umbilical

Año 2007

Instalación de dos plataformas, un trípode de perforación PP-Takin-A y una plataforma tetrápodo perforación Akal-TQ

1 gasoducto de BN de 8” de diámetro por 0.35 MLN hacia Akal-TQ

Un Oloeogasoducto de 16“ de diámetro por 2.75 km de Tq a E-AL-1

Un oleogasoducto de 16“ de diámetro por 10.2 km de Takin-A a NH

Gasoducto de 36” de diámetro por 3 km de Akal-G a Akal-C7

Instalación del primer árbol submari-no en la historia petrolera de México, 11 de junio de 2007: pozo C-1092

Implementación del BN profundo con energía del yacimiento o casing puncher (uso de energía de gas del casquete como BN)

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Año 2009 Año 2010 Año 2011

Instalación de ocho plataformas tetrápodos de perforación en Akal-TE, Akal-TN, TO, Akal-TGP2, Akal-TR, Akal-TMA, Akal-TTM, Akal-TQA y una plataforma satélite para el proyecto contrapresión en Akal-M

Akal-KL (3017, 3029D): dos oleogasoductos de 6“ de diámetro, dos gasoductos de BN de 6“ de diámetro y dos umbilicales

Un gasoducto BN de 20” de diámetro por 2 km SIHIL-5 de interconexión submarina de 20” de diámetro de L-156 a SIHIL-A

Un oleogasoducto de 12“ de diámetro por 2.85 km Tq-1 de Akal-Tq a E-AL-1

Un oleogasoducto de 16“ de diámetro por 10.2 km de Takin-A a Nh-A.

Implementación de intervenciones rápidas para control de agua y gas: estimulación, limpieza de pozos, control de gas, moc-one, aparejos de producción con colas y reingeniería de diseño de pozos

Instalación de cuatro platafor-mas tetrápodos de perforación: Akal-TH, Akal-TI, Akal-TKL y una plataforma habi-tacional en Cayo Arcas.

Instalación de una estructura recuperadora de pozos PP-Kambesah

Aprovecha-miento del gas producido con módulos de alta-baja y de inyección de gas al yaci-miento, para el manejo actual de 97.5% del gas producido

Año 2008 (cont.)

Tres oleogasoductos de 6” de diáme-tro, tres gasoductos de BN de 3” de diámetro, tres umbilicales para tres pozos (3055, 3072, 3073) de Akal-TM

Tres oleogasoductos de 6” de diá-metro, tres gasoductos de BN de 3” de diámetro, tres umbilicales para tres pozos (1017D, 3020, 3051) en Akal-MB

Un oleogasoducto de 6” de diámetro, un gasoducto de BN de 3” de diáme-tro, un umbilical para un pozo (3077) de plataforma Akal-DB

Akal-BN (3051): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 28.3 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 28.3 km, un umbilical

Inyección adicional de gas al yacimiento: operación de dos turbocompresores, uno adicional en Akal-C y 1 Akal-G

Control de pozos no críticos mediante el concepto de gasto másico constante, cer-canos a la zona de transición gas-aceite

Akal-TJ (3020): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 30.5 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 32.5 km, un umbilical

Akal-DB (3077): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 31.6 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 31.4 km, un umbilical

Akal-BN (3074): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 38.9, un gasoduc-to de BN de 6” de diámetro por 38.9 km, un umbilical

Akal-BN (3075): de un oleogasoducto de 6” de diámetro por 36.2 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 36.2 km, un umbilical

Akal-BN (3076): un oleogasoducto de 6” de diámetro por 42.5 km, un gasoducto de BN de 6” de diámetro por 42.5, un umbilical

El proyecto tiene un ejercicio en el periodo 2006-2011 de 243,667 MM$, infor-mación que podrá ser consultada con mayor detalle en el libro concentrador de los proyectos.

Pemex

256Cuadro de las principales obras de infraestructura

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Ducto 7 24 1 3 1 2 38

Estructuras marinas 6 5 1 1 0 1 14

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapDurante el periodo 2006-2011 se ha construido infraestructura requerida para producir aceite. A continuación se muestra el número de las principales obras realizadas:

Como una actividad sustancial para llevar a cabo la correcta operación del proyecto integral Ku-Maloob-Zaap en el manejo de la producción, durante el periodo 2006-2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras estra-tégicas y actividades; entre las más relevantes se mencionan las siguientes:

Año 2006

Plataforma de perforación PP-Zaap-B

Plataforma de perforación PP-Zaap-D

KMZ-51 oleogasoducto de 14” de diámetro por 5 km de Lum a Bacab

KMZ-13 oleoducto de 24” de diámetro por 2.2 km de PP-Ku-C a PP-Ku-S

KMz-27 gasoducto de BN de 12” de diámetro por 1.0 km de L-19 a PP-Ku-S

KMZ-16 gasoducto de gas amargo de 36” de diámetro por 21.1 km de E-Ku-2 a CA-AC-2

KMZ-32 gasoducto de BN de 12” de diá-metro por 2.6 km de L-26 a PP-Zaap-A

KMZ-31 gasoducto de BN de 12” de diá-metro por 3.5 km de L-26 a PP-Zaap-D

KMZ-4 oleogasoducto de 24” de diámetro por 1.6 km de PP-Zaap-D a PP-Zaap-A

Instalación de plems C1, C2 y C3 del FPSO

Estructuras adosadas de PP-Zaap-A y PP-Zaap-D

Año 2007

Arranque del FPSO

Plataforma de producción PB-Ku-M

Plataforma de producción PB-Ku-A2

Plataforma de producción PB-Ku-S

Plataforma habitacional HA-Zaap-C

Plataforma habitacional HA-Ku-M

Plataforma habitacional HA-Ku-S

Plataforma de telecomunicaciones TE-Ku-H

Estructuras adosadas de PP-Maloob-B, PP-Zaap-B y PP-Maloob-A

KMZ-42 oleogasoducto de 24” de diáme-tro por 0.19 km de L-6 a PP-zaap-C

KMZ-46 oleogasoducto de 24” de diáme-tro por 0.71 km de L-4 a L-6

KMZ-6 oleoducto de 24” de diámetro por 2.2 km de PP-Zaap-A a PB-Ku-A2

KMZ-30 gasoducto de BN de 12” de diá-metro por 1.0 km de L-24 a PP-Zaap-B

KMZ-43 oleogasoducto de 24” de diáme-tro por 0.8 km de L-1 a L-3

KMZ-38 oleogasoducto de 30” de diáme-tro por 3.73 km de L-1 a Plem-1

KMz-39 oleogasoducto de 30” de diáme-tro por 4.93 km de L-4 a Plem-1

KMZ-44 oleogasoducto de 24” de diámetro por 0.24 km de L-7 a L-3

KMZ-22 gasoducto de BN de 20” de diámetro por 4.8 km de PB-Ku-H a PP-Maloob-A

KMZ-40 oleoducto de 30” de diáme-tro por 7.18 km de L-8 a Plem-2

KMZ-41 gasoducto de gas amargo de 24” de diámetro por 7.25 km de PP-Zaap-C a Plem-2

KMZ-45 oleogasoducto de 24” de diámetro por 0.8 km de L-6 a L-3

KMZ-33 nitrogenoducto de 36” de diámetro por 17.2 km de PP-Ak-C1 a PB-Ku-S

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Año 2007 (cont.)

KMZ-8 oleoducto de 30” de diámetro por 7.0 km de PB-Ku-A2 a E-Ku-A2

KMz-7 oleogasoducto de 24” de diámetro por 2.4 km de PP-Zaap-B a PP-Zaap-C

KMz-47 oleoducto de 24” de diámetro por 7.0 km de PB-Ku-A2 a Plem-2

KMz-17 gasoducto de gas amargo de 20” de diámetro por 4.0 km de PP-Ku-S a E-Ku-A2

KMZ-15 oleoducto de 24” de diámetro por 0.2 km de PP-Ku-S a L-110

KMZ-21 gasoducto de BN de 20” de diámetro por 3.5 km de PB-Ku-M a PB-Ku-H

KMZ-48 oleoducto de 24” de diá-metro por 7.0 km de PB-Ku-A2 a E-KU-A2

Año 2008

Plataforma de perforación PP-Lum-A

Plataforma habitacional HA-Ku-H

KMZ-5 gasoducto de gas amargo de 30” de diámetro por 2.2 km de PP-Zaap-A a PB-Ku-A2

KMZ-35 nitrogenoducto de 24” de diáme-tro por 14.0 km de PB-Ku-S a PP-Zaap-C

KMZ-2 gasoducto de gas amargo de 30” de diámetro por 3.7 km de PP-Maloob-A a PB-Ku-A2

KMZ-34 nitrogenoducto de 24” de diámetro por 6.5 km de PB-Ku-S a PP-Ku-M

Año 2009

Plataforma de producción PB-Ku-H

Plataforma de perforación PP-Maloob-C

KMZ-50 nitrogenoducto de 24” de diámetro por 4.5 km de L-35 a PP-Maloob-A

KMZ-52 oleogasoducto de 24” de diámetro por 2.1 km de PP-Maloob-C a PP-Ku-H

KMZ-53 gasoducto de BN de 12” de diámetro por 0.5 km de L-22 a PP-Maloob-C

Instalación de cuatro bombas BEC horizontales en PP-Zaap-A

Puesta en operación del separador trifásico en PP-Bacab-A

Sustitución, instalación, interconexión y puesta en operación de cuatro TBBAS tipo tornillo en E-Ku-A1

Puesta en operación de dos turboge-neradores TG-A y TG-B en E-Ku-A2

Inyección de nitrógeno como BN en PP-Ku-M

Instalación de cuatro bombas BEC hori-zontales en PP-Maloob-A

Instalación y puesta en operación de turbocompresor Booster en PB-Ku-S

Instalación de monitores tipo corazón en el 2° nivel de E-Ku-A2 para protección de los compresores de BN de alta presión.

Instalación de línea de 10” de diámetro en la descarga de bombas BEC, inter-conexión de Zaap-D hacia FPSO en la plataforma Zaap-A

Ampliación de puente peatonal entre E-Ku-A1 y PP-Ku-A

Puesta en operación de TG-A E-Ku-A1

Obra electromecánica en Ku-H para la perforación de seis pozos adicionales, modificación y ampliación de cabezales de grupo, prueba y BN en general

Interconexión temporal en PB-Zaap-C para desvío de producción por la libranza del FPSO

Instalación de un sistema fotovoltaico en PP-Zaap-D para alimentar el sistema de paro de emergencia de la plataforma

Instalación y operación de cromato-grafía en línea para el monitoreo de nitrógeno en corrientes de hidrocar-buros en las plataformas del AIKMZ.

Actividades de obras complemen-tarias en plataformas PP-zp-A/B/D, PP-Mb-A/B, PP-Ku-S y PP-Ku-C

Rehabilitación de TC-5 Taurus, inter-conexión, integración y puesta en operación en E-Ku-A1

Interconexión eléctrica de TC PA-3200A/B, trabajos para la interco-nexión y puesta en servicio.

Preparativos de 20” de diámetro con hot taping en la línea de descarga BN a los TC´s BN2 y BN3 en E-Ku-A2.

Instalación de un quemador temporal tipo Boom en la plataforma E-Ku-A2 para sustitución del quemador princi-pal CB-3701 del CP-Ku-A.

Suministro, habilitado, transporte, instalación, interconexión y puesta en operación de un tanque depurador de gas la plataforma Zp-A.

Pemex

258

Año 2009 (cont.)

Cabezal y peine de inyección de nitrógeno de alta presión como BN de PP-Ku-M.

Instalación de válvula submarina en la línea 156

Modificación de venteos de módulos de compresión de nitrógeno de PB-Ku-S

Línea temporal para desvío de flujo para la Instalación de paquete de regulación de presión recuperado de PB-AC-2 a PB-Ku-S.

Año 2010

KMZ-55 gasoducto de gas amargo de 20” de diámetro por 3.4 km de PP-Ku-I a PB-Ku-S

Puesta en operación de un separador multiciclónico en E-Ku-A2

Instalación de 5a. turbobomba BEC en PP-Maloob-A

Puesta en operación de los turbo-compresores VRU´s L-1200A y B en PB-Zaap-C

Obra electromecánica para los pozos adosados de Maloob-B y Zaap-B

Cantilliver en PB-Ku-S para mantenimiento de la pluma de la grúa existente.

Reubicación y puesta en operación de MG auxiliar en PB-Ku-S.

Habilitado de cobertizo de residuos peli-grosos en PB-Ku-S.

Instalación de hot tap de 24” de diámetro en cabezal de mezcla, plataforma PP-Ku-I.

Integración de los sistemas auxiliares en PP-Zp-C

Suministro e instalación de climas (HVAC) para cuartos de control de las plataformas PP-zp-A/B/D y PP-Mb-A/B

Instalación de preparativos en líneas de proceso y servicios auxiliares para la interconexión futura de un TC-boos-ter para 60 MMpcd en el C.P. Zaap-C

Interconexión de la descarga de los VRU, incluye hot tap de 8” de diáme-tro, plataforma PB-Zaap-C

Año 2011

ntegración, pruebas y puesta en ope-ración de un paquete turbobomba tipo tornillo marca Solar, modelo Saturno 20 en la plataforma E-Ku-A1

Suministro, instalación y puesta en operación de un sistema de separa-ción remota (trifásica)en plataforma de perforación PP-Ku-I

Procura y construcción de un ga-soducto de 36” de diámetro por 23.5 km aproximadamente de longitud, de la plataforma E-Ku-A2 hacia Akal-C6 (KMz-59)

Procura y construcción de un ga-soducto de BN de 24” de diámetro por 8.4 km aproximadamente de la interconexión submarina de la línea L-156 hacia E-Ku-A2 (KMZ-58)

Adquisición, integración, pruebas y puesta en operación de un turbocom-presor marca Solar, modelo Taurus 60 en PB-Zaap-C (4o. TC)

Arranque de plataforma de generación eléctrica PG-Zaap-C

Puesta en operación de un turbocompre-sor centauro 50 Solonox, para inyección de gas de BN en la plataforma PP-Ku-M (BN1 Ku-M) Repotenciación de tres com-presores centrífugos en PB-Ku-M de 30 a 43 MMpcd

Puesta en operación de la séptima turbo-bomba tipo tornillo en PB-Zaap-C

Instalación de sistema contra incendio en tres cuartos de baterías (UPS’S y TAB’S del 1er nivel, y cuarto turbocompresores de 2º nivel), así como los tres cuartos de cargadores de baterías (uno en 1er nivel y dos en 2º nivel), (anomalía núm. 7000003888) E-Ku-A1

Instalación de dos microturbinas en PP-Ku-C

Instalación de sistema de supresión de fue-go en el cuarto de baterías de turbo bombas y UPS en PP-Ku-A (anomalía 7000003877)

Adecuación del cabezal de succión de bombas en PB-zaap-C (modifica-ción del cabezal de succión de las turbobombas para eliminar omega)

Instalación de un sistema supresión de fuego en el cuarto de control de Maloob-A (anomalía No.7000003930).

Instalación de un sistema de supre-sión de fuego en los cuartos de bate-ría y eléctrico de Maloob-A (anomalía núm. 7000003930).

Instalación de una válvula de control de presión en el cabezal de descarga general de bombas en PB-Zaap-C

Instalación de un paquete de recir-culación a tanque de balance de las turbobombas en PB-Zaap-C

Instalación de un cabezal para segregación de corrientes húmedas en Zaap-A.

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Año 2011 (cont.)

Instalación de un cabezal para se-gregación de corrientes húmedas en Maloob-A.

Interconexión en la plataforma E-Ku-A2 para enviar gas residual a Ku-M sin pasar los turbocompresores

Adecuación de los anillos de asper-sión de agua contra incendio del separador remoto de PP-Maloob-A. (anomalía núm. 7000003935).

Interconexión para inyectar el gas excedente del compresor a boca de pozo al anillo de BN en Ku-M

Adecuación del sistema de conden-sados por falta de capacidad en PB-Zaap-C.

Instalación de válvula reguladora de 10” en el paquete de regulación de aceite del separador remoto de la plataforma Ku-F.

Instalación de bote de salvamento en la plataforma habitacional de KU-A.

Instalación de preparativos para el desfogue de gas a quemador para cambio de puente E-Ku-A1.

Instalación de red de tapones fusibles en los pozos adosados de Maloob-B.

Instalación de red de tapones fusibles en los pozos adosados de Zaap-B

Instalación de red de aspersión en la trampa del gasoducto 278 llegada de Ku-S en la plataforma E-Ku-A2 (anomalía 7000003903)

Instalación de anillo contra incendio en el depurador de gas combustible (anomalía núm. 7000006283) E-Ku-A1.

Adquisición de 16 bombas multifásicas para las plataformas PP-Maloob-B, PP-Zaap-B y PP-Zaap-D.

Instalación de un cabezal de desfogue de 16” de diámetro y cabezal de gas com-bustible de 4” de diámetro en el centro de proceso Ku-M.

Instalación de helipuerto en Maloob-A.

Instalación de preparativos de proceso y servicios auxiliares, reforzamiento y ade-cuación área para la séptima turbobomba en Zaap-C.

Retiro, izaje, desmantelamiento, adecua-ciones estructurales, aislamiento y retiro de líneas de proceso, servicios auxiliares y servicios eléctricos propios del turbocom-presor VRU-B en E-Ku-A1

Fabricación del templete para pre-perfo-ración en la ubicación de la plataforma de perforación PP-Zaap-E

Instalación de línea para pozo Ku-49 inyec-tor de nitrógeno en PP-Ku-S. (primera fase)

Instalación de un drenaje presurizado en PP-Ku-H y su integración a PB-Ku-H (anomalía 7000005680)

Ingeniería, suministro, fabricación, interconexión, instalación, pruebas y puesta en operación de cabezal para inyección de gas de BN a pozos en la plataforma PP-Ku-F

Adecuaciones estructurales para la instalación e izaje de un TC-4 en PB-Zaap-C

Ampliación de un cuarto de baterías para alojar cuatro bancos de baterías en PP-Ku-C (Anomalía 7000003848)

Adecuación del área, análisis estruc-tural integral y local de un TC BN-1 en PP-Ku-M para inyección a boca de pozo.

Instalación de un drenaje atmosférico en PP-KU-H y su Integración a PB-KU-H (anomalía 7000006949)

Instalación de sistemas auxiliares para PP-KU-H (aire de planta e instru-mentos, agua potable y de servicios, diesel).

Instalación de la sexta turbobomba centrífuga en PB-Ku-S

Desde el periodo 2006-2011, se han erogado recursos para el proyecto inte-gral Ku-Maloob-zaap que permitieron terminar 93 pozos de desarrollo, siete pozos inyectores (siete inyectores de nitrógeno), un pozo exploratorio Maloob-DL3, así como 81 reparaciones mayores a pozos y 617 reparaciones meno-res, lo que ha permitido obtener una producción acumulada de 1,506 MMb, alcanzando su máxima producción en 2010 y una producción acumulada de gas de 612 MMMpc. Lo anterior indica el crecimiento y cumplimiento de las expectativas del proyecto.

Pemex

260

Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezEl seguimiento presupuestal del proyecto correspondiente a las componentes de Complejo Antonio J. Bermúdez y Samaria Somero se presenta a continuación:

La ejecución del proyecto correspondiente al componente de explotación Ogarrio-Magallanes se muestra a continuación:

Presupuesto (flujo de efectivo en MM$)

Año Original enero-diciembre

Ejercicio enero-diciembre

Variación

PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS

2006 0 3,902 9.2 4,629.0 9.2 728

2007 0 4,670 317.0 5,585.0 317.0 915.0

2008 0 5,605 39.0 7,189.0 39.0 1,584.0

2009 0 4,568 6,317.0 697 6,317.0 (3,871.0)

2010 681 0.0 965.0 0.0 284.0 0.0

2011 6,791 0.0 7,745 0.0 954 0.0

2012 3,157.0 0.0 3,008.0 0.0 (149.0) 0.0

Total 10,629.0 18,745.0 18,400.2 18,100.0 7,771.2 (644.0)

Presupuesto (flujo de efectivo en MM$)

Año Original enero-diciembre

Ejercicio enero-diciembre

Variación

PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS

2006 0.0 633.0 172.5 1,530.0 172.5 897.0

2007 0.0 1,218.0 24.0 2,541.0 24.0 1,323.0

2008 0.0 1,484.0 360.0 3,372.0 360.0 1,888.0

2009 3,378.0 0.0 4,351.0 383.0 973.0 383.0

2010 3,378.0 0.0 4,351.0 0.0 973.0 0.0

2011 5,153.0 0.0 4,554.0 0.0 (599.0) 0.0

2012 3,701.0 0.0 2,600.0 0.0 (1,101.0) 0.0

Total 15,610.0 3,335.0 16,412.5 7,826.0 802.5 4,491.0

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Presupuesto (flujo de efectivo en MM$)

Año Original enero-diciembre

Ejercicio enero-diciembre

Variación

PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS PEF PIDIREGAS

2006 0.0 740.0 0.0 630.0 0.0 (110.0)

2007 0.0 774.0 0.0 199.0 0.0 (575.0)

2008 0.0 740.0 0.0 630.0 0.0 (110.0)

2009 329 0.0 506.0 18.0 177 18.0

2010 271.0 0.0 625.0 0.0 354.0 0.0

2011 693.0 0.0 965.0 0.0 272.0 0.0

2012 828.0 0.0 300.0 0.0 (110.0) 0.0

Total 2,121.0 2,254.0 2,396.0 1,1473.0 693.0 (777.0)

La ejecución del proyecto correspondiente al componente de explotación Cuichapa es la siguiente:1

Los resultados operativos durante el ciclo 2006-2012 para pozos terminados, reparaciones menores y reparaciones mayores en el Complejo Antonio J. Ber-múdez, Samaria Somero y la componente de explotación Ogarrio-Magallanes y de exploración Cuichapa se muestran en el cuadro siguiente.

Proyecto integral ChucEl proyecto integral Chuc es administrado por el activo de producción Abka-tun-Pol-Chuc, que pertenece a la Subdirección de Producción Región Marina Suroeste; está formado por 13 campos, de los cuales 10 son de aceite ligero (Pol, Chuc, Batab, Homol, Tumut, Onel, Chuhuk, Kuil, Pokoch y Wayil), dos son de gas y condensado (Che y Etkal) y uno de gas seco, el campo Uchak.

Como se puede observar en las gráficas, la producción del proyecto integral Chuc muestra un comportamiento promedio de 119 MMb diarios de aceite y 131 MMpcd de gas en el periodo 2002-2010, con una proyección para 2011 de 98 MMb diarios de aceite y 129 MMpcd de gas. Estas últimas cifras están tomadas del POT-I. En el cuadro se observa el perfil de producción anualizado de aceite y gas.

1 Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur. Base de datos de presupuesto autorizado y presupuesto ejercido.

Resultados operativos anuales

Actividad /Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Pozo terminados 2 46 74 76 76 85 160

Intervenciones menores 3 37 30 56 90 120 198

Intervenciones mayores 9 105 167 143 133 154 153

*Enero-julio real y proyección POT III agosto-noviembre 2012.

Pemex

262

(Mbd)

PRODuCCIóN hISTóRICA De ACeITe

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

50

100

150

200

(MMpcd)

PRODuCCIóN hISTóRICA De GAS

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

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Producción histórica de aceite y gas

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite (Mbd) 154 138 120 123 124 112 96 98 102 98 1067

Gas (MMpcd) 177 157 119 129 130 125 106 115 123 129 1310

Metas físicas históricas

Actividad física (número) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Pozos de desarrollo - 1 3 3 - - 2 - - 2 11

Rec. de pozos exploratorios - - - - - 1 - - 1 - 2

Reparaciones mayores 1 7 4 3 4 5 8 2 2 6 42

Estructuras marinas - - - - 1 - - 1 - 1 3

Ductos - - 4 - - 1 - 1 1 2 9

Metas A continuación se muestra la actividad física real en el proyecto integral Chuc para el periodo 2002-2010; para 2011 se considera lo programado en el POT-I 2011.

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Asimismo, se muestra el estado de pozos histórico, de 2002 a septiembre de 2011.

En el cuadro se observa la declinación de la producción histórica de los campos, considerando para ello la producción inicial y final del año respec-tivo. En el anexo C se muestra la producción promedio anual para cada uno de los pozos en el periodo 2002-2010.

InversiónLa inversión histórica se puede observar en el cuadro, donde se muestra el perfil anualizado en el periodo 2002- 2011.

Histórico del estado de pozos

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Pozos en operación 37 36 34 36 32 34 33 33 33 38

Pozos cerrados con oportunidad

9 10 12 8 9 2 4 3 5 4

Pozos cerrados sin oportunidad

8 10 13 19 22 27 29 31 30 30

Total 54 56 59 63 63 64 66 67 68 72

Declinación histórica de los campos del proyecto integral Chuc

Campo Unidades 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Batab Qo (Mbd) 5,278 2,524 4.529 3.161 3.587 3.398 4.179 2.672 3.052

Dec. (% anual) 16.35 52.18 -79.44 30.20 -13.46 5.26 -22.98 36.06 -14.24

Che Qo (Mbd) 0 0 0 0 0 0 0 0 1.82

Dec. (% anual) 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.49

Chu Qo (Mbd) 101.72 95.53 94.62 117.56 97.76 74.70 62.57 71.04 71.01

Dec. (% anual) 10.32 6.09 0.96 -24.24 16.84 23.59 16.23 -13.54 0.05

Homol Qo (Mbd) 0 0 0 0 0 7.62 15.61 14.54 46.50

Dec. (% anual) 0 0 0 0 0 0 -104.87 6.81 -13.43

Polhu Qo (Mbd) 35.10 31.64 20.50 20.50 17.08 13.92 11.51 11.46 7.62

Dec. (% anual) 34.84 9.87 35.21 35.21 -8.86 0.89 31.97 0.50 33.49

Pemex

264

Inversión estratégica y operacional histórica (MM$)

Programa 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Estratégico

Administración 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 26

Desarrollo de campos 82 1,795 2,467 838 325 1,509 900 660 611 1,049 10,236

Ductos 0 0 0 12 23 308 227 792 405 975 2,742

Infraestructura 0 0 690 329 384 239 763 1,732 1,009 1,426 6,571

Intervenciones mayores a pozos

33 654 102 24 80 63 0 291 200 718 2,166

Mantenimiento 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 2

SIPA 0 0 0 0 0 00 0 0 0 8 0

Sistemas artificiales de pro-ducción

0 115 154 75 80 1 16 0 48 1 490

Otros 56 247 130 179 279 157 0 0 0 0 1,048

Total estratégico 171 2,811 3,543 1,456 1,171 2,276 1,907 3,475 2,272 4,202 23,286

Operacional

Abandono de campos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 109 109

Administración 84 531 810 484 828 556 482 353 300 498 4,925

Conservación de pozos 140 222 423 101 188 179 580 428 536 1,039 3,837

Mantenimiento 1,314 1,609 2,360 1,523 2,760 2,242 2,354 1,030 1,230 2,006 18,428

SIPA 2 81 196 73 65 155 85 69 22 101 847

Otros 0 0 0 0 0 0 63 0 0 0 63

Total operacional 1,538 2,442 3,789 2,181 3,841 3,133 3,564 1,880 2,087 3,753 28,209

Total 1,710 5,253 7,332 3,638 5,02 5,409 5,472 5,355 4,361 7,955 51,49

Gasto de operaciónDe la misma manera, en el siguiente cuadro se muestran el gasto de operación real hasta 2010 y para el año 2011 el adecuado-II 2011.

IngresosA continuación se muestran los ingresos anualizados reales en el horizonte 2002-2010; para 2011 se considera el POT-I 2011 y el adecuado-II 2011

Gasto de operación histórico (MM$)

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Gasto de operación

1,647 2,23 1,783 1.018 666 877 1,014 2,020 2,204 2,687 16,146

Ingresos históricos (MM$)

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Ingresos 16,892 26,633 28,426 41,574 54,997 56,899 74,607 29,492 32,723 40,299 402,542

Pemex

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ón

En este apartado se muestran resultados operativos anuales de la producción de los hidrocarburos (gas y aceite) que fueron reportados en el SIPOP (Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción) en el periodo 2006-2011.

Durante el periodo 2006-2011 se terminaron seis pozos de desarrollo, se reali-zaron 28 reparaciones mayores, 28 reparaciones menores y 20 estimulaciones.

Actividades relevantes enero-julio 2012Las actividades más importantes llevadas a cabo durante el periodo de enero a julio de 2012 fueron las siguientes:

La terminación del pozo de desarrollo Tumut-5 en la plataforma Tumut-A, con el equipo de perforación A/E Pánuco, que se incorporó a producción en abril de 2012 con 2,598 bpd y 2.4 MMpcd de gas con 0% de fracción de agua.

La terminación del pozo de desarrollo Homol-41 en la plataforma Homol-A, con el equipo de perforación A/E Grijalva, incorporándose a producción en mayo de 2012 con una producción de aceite de 6,282 bpd y 6.4 MMpcd de gas con 0% de fracción de agua.

La terminación del pozo de desarrollo Kuil-21 en la plataforma Kuil-A, con el equipo de perforación A/E Carl Norberg, incorporándose a producción en agos-to del 2012 con 8,579 bpd y 14.1 MMpcd de gas con 1.6% de fracción de agua.

Resultados operativos anuales (bd)

Resultados operativos anuales, (bpd)

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Batab 3,435 3,364 3,034 3,160 3,384 5,148

Chuc 106,696 87,293 69,279 68,056 768 57,961

Che 0 0 0 0 0 1,496

Homol 13,755 3,196 10,843 15,061 73,599 27,511

Pol 0 17,713 12,749 12,317 14,946 7,064

Tumut 0 0 0 0 9,554 900

Total 123,886 111,565 95,906 98,594 102,251 100,079

Resultados operativos anuales (MMpcd)

Resultados operativos anuales (MMpcd)

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Batab 1.7 1.7 1.5 1.7 1.8 2.7

Che 0 0 0 0 8.2 15.8

Chuc 115.2 97.7 75.7 75.8 76.7 67.4

Homol 0 3.4 12.0 17.4 19.2 36.2

Pol 12.7 21.7 16.9 20.3 17.2 13.9

Tumut 0 0 0 0 0 0.89

Total 129.8 124.6 106.2 115.3 123.3 137.1

Pemex

266

Con referencia a las obras físicas, se instaló la estructura adosada Kuil-A, en el Campo Kuil, como parte de la estrategia del activo de producción Abkatun-Pol-Chuc para desarrollar a corto plazo campos nuevos y utilizar la perfora-ción simultánea de dos equipos de perforación en una misma estructura. Esta misma estrategia se seguirá en la estructura Kuil-B.

Programa estratégico de GasEl PEG está integrado por proyectos que aprovecharán oportunidades para incrementar la oferta de gas en las áreas de mayor potencial del país. Por ello, se están ejecutando diversas actividades operativas en tierra, tanto explorato-rias como de explotación, en los estados de Veracruz, Tabasco y Chiapas, y en la plataforma continental de los estados de Veracruz, Tamaulipas, Tabasco y Campeche.

Las áreas de mayor interés, tanto desde el punto de vista exploratorio como de producción, son las cubiertas por los proyectos integrales Cuenca de Ve-racruz, Cuenca de Macuspana y Crudo Ligero Marino.

Durante la ejecución de los diversos tipos de proyectos (exploratorios, desa-rrollo de campos, infraestructura) que contempla el PEG se han presentado diversos problemas, tales como:

• Resultados adversos en algunos pozos exploratorios.

• Capacidad de ejecución para el desarrollo de los proyectos.

• Cuotas iniciales de producción menores a las programadas.

• Procesos concursales desiertos .

• Retrasos en la ejecución y el desarrollo de ingenierías de las obras.

Para hacer frente a las situaciones anteriormente descritas, PEP espera con-tratar los servicios de asesorías especializadas que permitan mejorar el enten-dimiento del subsuelo y así reducir la incertidumbre en las cuotas de produc-ción y en los perfiles de producción programados.

Adicionalmente, se estima contar con una cartera de oportunidades explora-torias y de desarrollo más robusta, con planes alternativos más sólidos para enfrentar cualquier eventualidad.

Por cuanto a la capacidad de ejecución, PEP implementará las acciones ne-cesarias para incrementar su capacidad, particularmente en la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo, en la construcción de caminos y peras de las localizaciones e infraestructura para la explotación de campos no desarrolla-dos como los proyectos integrales Crudo Ligero Marino y Cuenca de Veracruz.

Dada la importancia de los proyectos que componen el PEG, se comenta lo referente a los siguientes proyectos componentes.

Proyecto integral Crudo Ligero MarinoDesde la autorización del proyecto en 2001 hasta 2011, se han erogado re-cursos que permitieron realizar la perforación de 61 pozos de desarrollo, ter-minar 56 pozos de desarrollo, realizar reparaciones mayores de 34 pozos y

Pemex

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ón

reparaciones menores de 73 pozos, así como dar mantenimiento a través de estimulaciones y toma de información de los pozos productores. Todo ello ha permitido obtener una producción promedio anual de aceite de 165 Mbd y de 533 MMpcd de gas al cierre de 2011 en el proyecto PEG Crudo Ligero Marino en su componente de explotación.

La actividad física que se ha realizado durante el periodo comprendido entre 2001 y 2011 en el PEG Crudo Ligero Marino se indica a continuación.

• 18 plataformas marinas

• 30 ductos marinos

• 61 pozos de desarrollo perforados

• 56 pozos de desarrollo terminados

• 34 reparaciones mayores a pozos

• 73 reparaciones menores a pozos

El volumen de producción para el proyecto PEG Crudo Ligero Marino del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 fue de 303 MMb de aceite y 845 MMMpc de gas; la máxima producción alcanzada hasta el momento es de 174 Mbd de aceite y 195 MMpcd, obtenida como promedio anual en los años 2010 y 2011, respectivamente.

De lo anterior se observa que el porcentaje de volumen extraído de gas co-rresponde a la producción incremental, a raíz de las actividades estratégicas ejecutadas en el proyecto.

Durante el proceso de ejecución del proyecto, se ha caracterizado el éxito volumétrico en la terminación de pozos de desarrollo.

Durante el periodo 2006-2011, se llevó a cabo una serie de obras de infraes-tructura que favorecieron la producción de gas.

evolución de las reservasEn el siguiente cuadro se presenta la evolución de las reservas certificadas re-manentes para el proyecto al 1 de enero de cada año, desde 2000 hasta 2011.

Pemex

268

811

895

868

956

775

957

948

1,02

3

1,04

1

1,22

3

1,32

8

1,69

5

340

471 83

419

476 28

414

464 88

380

576 181

393

382 18

2

464

493 8

459

489 79

505

523 13

550

491 183

627

596 10

5

696

632 36

7

913

782

2000

Inc/

Dec

2001

Inc/

Dec

2002

Inc/

Dec

2003

Inc/

Dec

2004

Inc/

Dec

2005

Inc/

Dec

2006

Inc/

Dec

2007

Inc/

Dec

2008

Inc/

Dec

2009

Inc/

Dec

2010

Inc/

Dec

2011

evOluCIóN De lAS ReSeRvAS PROBADA y PROBABle Del PROyeCTO.

Probada Probable Incremento Decremento Total

Fuente de información: Documento Análisis Costo Beneficio, junio 2011 del proyecto PEG Crudo Ligero Marino.Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Integral Litoral de Tabasco.

Cabe señalar que también se indica el incremento o decremento de las reservas que corresponden a los campos documentados en cada cartera de proyectos.

Como una actividad sustancial para llevar a cabo el desarrollo, explotación y la correcta operación del proyecto en el manejo de la producción, durante el periodo del 1 de diciembre del 2006 al 31 de diciembre del 2011 se llevó a cabo la construcción de diversas obras, perforación, terminación y manteni-

Año 2006 Año 2007 Año 2008Construcción de una plataforma marina.

Reparación mayor de un pozo.

Construcción de una plataforma marina.

Construcción de tres ductos marinos (43 km).

Perforación de nueve pozos de desarrollo.

Terminación de seis pozos de desarrollo.

Reparaciones mayores de dos pozos.

Reparaciones menores de dos pozos.

Construcción de dos plataformas marinas.

Construcción de cuatro ductos marinos (65 km).

Perforación de nueve pozos de desarrollo.

Terminación de once pozos de desarrollo.

Reparaciones menores de 15 pozos.

Pemex

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prod

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ón

Año 2009 Año 2010 Año 2011Construcción de una plataforma marina.

Construcción de dos ductos marinos (3 km).

Perforación de cinco pozos de desarrollo.

Terminación de cinco pozos de desarrollo.

Reparaciones mayores de cinco pozos.

Reparaciones menores de 12 pozos.

Perforación de cinco pozos de desarrollo.

Terminación de cuatro pozos de desarrollo.

Reparaciones mayores de cinco pozos.

Reparaciones menores de 21 pozos.

Construcción de dos plataformas marinas.

Construcción de un ducto marino (0.5 km).

Perforación de seis pozos de desarrollo.

Terminación de cuatro pozos de desarrollo.

Reparaciones mayores de cuatro pozos.

Reparaciones menores de cuatro pozos.

miento de pozos para apoyar este proceso. Entre las más relevantes podemos mencionar las siguientes:1

Proyecto Cuenca de VeracruzDesde diciembre de 2006 al cierre de 2011 se han erogado recursos por 23,231 MM$ que permitieron realizar el levantamiento de 2,326.6 km2 de sís-mica tridimensional; terminar 52 pozos exploratorios y 128 pozos de desarrollo, realizar 61 reparaciones mayores a pozos y 654 reparaciones menores, así como el taponamiento de 24 pozos. La producción promedio de gas máxima alcanzada fue de 957 MMpcd, promedio anual en 2008.

La producción de aceite alcanzó su máximo promedio anual en el 2010 con 4,866 bd. Por otra parte, la producción promedio de gas en 2011 fue de 717 MMpcd y la máxima producción alcanzada es de 1,012 MMpcd, obtenida el 12 de abril de 2008.

Durante el proceso de ejecución del proyecto, destaca el éxito volumétrico en la terminación de pozos de desarrollo, equivalente a 86% del total de pozos; en el caso de las reparaciones mayores se ha tenido un éxito del 57%.

Durante el periodo 2006-2011 se ha construido la infraestructura requerida para llevar a cabo la correcta operación del proyecto en el manejo de la pro-ducción. A continuación se muestran las principales obras:

• 135 localizaciones y caminos de acceso

• 18 líneas de descarga

• 38 gasoductos y oleogasoductos

• 6 estaciones de recolección

• 4 estaciones de medición y control

• 6 estaciones de compresión

1 Documento de Evolución, diciembre 2011 del proyecto PEG Crudo Ligero Marino. Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-

ducción integral Litoral de Tabasco.

Pemex

270

En el caso de la producción de aceite, las principales obras fueron las siguientes:

• 23 localizaciones y caminos de acceso

• 3 líneas de descarga

• 12 oleoductos y oleogasoductos1

Informe final del responsable de su realizaciónPor lo que respecta a este apartado, el informe final del responsable se pre-senta en el numeral x. Informe final del servidor público responsable de la ejecución del programa y/o proyecto, de este mismo documento.

1 SIPOP, relación de obras realizadas, Coordinación de Servicios a Proyectos activo inte-gral Veracruz.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación, Coordinación de Servicio a Proyectos del activo integral Veracruz.

Pemex

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SamariaLuna.

Pemex

272

VII. Acciones realizadasa. Programa de trabajoUna de las actividades sustantivas en el negocio de Exploración y Producción es la adquisición de sísmica bidimensional (2D) y tridi-mensional (3D), la cual apoya sustancialmente a la interpretación del subsuelo, y permite un mejor conocimiento de la geología estructural, estratigrafía y petrofísica de los yacimientos. Por lo tanto esta ayuda a reducir el riesgo en la perforación exploratoria y en la identificación de nuevas áreas de oportunidad en campos de desarrollo.

En el levantamiento de información sísmica bidimensional y tridimen-sional se programó en el POA (Programa Operativo Anual) para el periodo del 1° de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 la adquisición de 43,332.0 km de 2D y 87,372.1 km2 de sísmica 3D. Asi-mismo, en lo que corresponde al periodo del 1 de enero al 30 de noviembre de 2010 se programó el levantamiento sísmico de 1,095 km de sísmica 2D y 23,541.1 km2 de sísmica 3D, como se muestra en el cuadro siguiente.

Programa de levantamiento de información sísmica

Actividad sísmica Periodo

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Proyección agosto-noviembre POT III Oficial

Sísmica 3D (km2) 87372.1 23541.1

Sísmica 2D (km) 43332.0 1095

Fuente de información: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Asimismo, el Proyecto Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incrementos de Producción se destaca por su gran actividad en la perforación y terminación de pozos, tanto exploratorios como de desarrollo. Por ello, durante el periodo 1° de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011 se programó la perforación de 7,149 pozos, de los cuales 6,814 corresponden a desarrollo y 335 a pozos exploratorios.

Por otra parte y durante el periodo de enero a noviembre de 2012 se programó la perforación de 756 pozos, 41 exploratorios y 715 de desarrollo.

Pemex

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Pemex

274

Programa de perforación de pozos exploratorios por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Terminación de pozos exploratorios (Núm.)

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Arenque 6 0

Integral Cuenca de Burgos 127 16

Integral Lakach 2 0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

11 2

Integral Bellota-Chinchorro 21 0

Integral Jujo-Tecominoacán 6 0

Programa Estratégico de Gas 162 23

Total 335 41

Programa de perforación de pozos de desarrollo por proyecto de inversión

Proyecto de Inversión Perforación de pozos de desarrollo

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Aceite Terciario del Golfo 3761 415Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

214 7

Integral Poza Rica Tres Hermanos 124 13Integral Arenque 12 3Integral Cuenca de Burgos 1714 102Integral Bellota-Chinchorro 24 5Integral Cactus-Sitio Grande 12 4Integral Cárdenas 11 0Integral Carmito-Artesa 9 0Integral El Golpe-Puerto Ceiba 44 9Integral Delta del Grijalva 47 10Integral Jujo-Tecominoacán 30 3Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

325 60

Integral Ayin-Alux 1 1Integral Chuc 7 5Integral Yaxche 14 3Integral Och-Uech-Kax 3 0Integral Caan 1 0Integral Lakach 2 0Integral Ek-Balam 21 3Cantarell 120 27Integral Ku-Maloob-Zaap 68 15Programa Estratégico de Gas 250 30Total 6,814 715

Pemex

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ón

En cuanto a la terminación de pozos, para el periodo 1 de diciembre 2006 al 31 de diciem-bre de 2011 se programó la terminación de 6,726 pozos; de éstos 6,384 corresponden a desarrollo y 342 a pozos exploratorios. Asimismo, se programó en POA para el periodo enero-noviembre de 2012 la terminación de 749 pozos, 713 de desarrollo y 36 exploratorios.

Programa de terminación de pozos exploratorios por proyecto de Inversión

Proyecto de inversión Perforación de pozos xxploratorios

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Cuenca de Burgos 136 16Integral Arenque 6 0Integral Lakach 2 0Programa Estratégico de Gas 163 17Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

12 2

Integral Bellota-Chinchorro 23 0Integral Jujo-Tecominoacán 6 0Total 342 36

Programa de terminación de pozos de desarrollo por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Terminación de pozos de desarrollo

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Aceite Terciario del Golfo 3377 422Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

206 7

Integral Poza Rica Tres Hermanos 124 13Integral Arenque 15 3Integral Cuenca de Burgos 1702 100Integral Bellota-Chinchorro 23 6Integral Cactus-Sitio Grande 14 5Integral Cárdenas 12 0Integral Carmito-Artesa 9 0Integral El Golpe-Puerto Ceiba 43 8Integral Delta del Grijalva 35 6Integral Jujo-Tecominoacán 33 3Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

311 62

Integral Chuc 6 3Integral Ayin-Alux 1 1Integral Yaxche 13 4Integral Och-Uech-Kax 3 1Integral Caan 1 0Integral Ek-Balam 21 1Cantarell 125 27Integral Ku-Maloob-Zaap 59 10Programa Estratégico de Gas 251 31Total 6,384 713

Pemex

276

Otra de las actividades sustantivas y/o complementarias que se realizan para incrementar y/o mantener la plataforma de producción son las intervenciones mayores a pozos.

Para ello, durante el periodo del 1° de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011, se programó en POA la realización de 4,447 intervenciones, asimismo, para el periodo de enero a noviembre de 2012 se programaron 901 intervenciones.

Programa de intervenciones mayores a pozos por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Intervenciones mayores a pozos

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Aceite Terciario del Golfo 1389 274

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

28 0

Integral Poza Rica Tres Hermanos 339 35

Integral Arenque 15 2

Integral Cuenca de Burgos 1499 290

Integral Bellota-Chinchorro 35 12

Integral Cactus-Sitio Grande 31 7

Integral Cárdenas 23 0

Integral Carmito-Artesa 12 2

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 51 13

Integral Delta del Grijalva 12 0

Integral Jujo-Tecominoacán 49 22

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

523 117

Integral Chuc 14 6

Integral Ayin-Alux 1 1

Integral Yaxche 1 1

Integral Och-Uech-Kax 7 0

Integral Caan 12 6

Integral Ek-Balam 21 5

Cantarell 200 53

Integral Ku-Maloob-Zaap 33 14

Programa Estratégico de Gas 152 41

Total 4,447 901

Pemex

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Las reparaciones menores, son intervenciones que se realizan para disminuir la declinación natural del pozo, proporcionando un mantenimiento conducen-te. Para esta actividad, el proyecto programó en POA la realización de 7,106 intervenciones para el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011 y para el periodo de enero a noviembre 2012 se programaron 1,844 intervenciones.

Programa de intervenciones menores a pozos por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Intervenciones menores a pozos

1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre de 2011

Programa enero-noviembre 2012 (POA)

Integral Aceite Terciario del Golfo 1283 707

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

764 45

Integral Poza Rica Tres Hermanos 1271 108

Integral Arenque 17 0

Integral Cuenca de Burgos 2599 525

Integral Bellota-Chinchorro 6 6

Integral Cactus-Sitio Grande 14 2

Integral Cárdenas 5

Integral Carmito-Artesa 19 3

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 41 6

Integral Jujo-Tecominoacán 2 6

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

111 32

Integral Chuc 32 7

Integral Yaxche 3 1

Integral Och-Uech-Kax 12 3

Integral Caan 29 8

Integral Ek-Balam 27 6

Cantarell 94 115

Integral Ku-Maloob-Zaap 314 96

Programa Estratégico de Gas 463 168

Total 7,106 1,844

Fuente de información: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de ProducciónResguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo Integral Burgos.

Pemex

278

Con base en el programa de las actividades antes mencionadas, el proyecto estimó obtener una producción promedio de gas y aceite como se indica en el cuadro siguiente.

Programa de producción promedio de aceite por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Producción promedio de aceite (Mbpd)

1 de enero 2006 al 31 de diciembre de 2011 Promedio anual

Programa enero-noviembre 2012 (POA) Promedio mensual

Integral Aceite Terciario del Golfo 54.3 67.1

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

16.1 12.2

Integral Poza Rica Tres Hermanos 37.0 30.4

Integral Arenque 23.9 15.7

Integral Bellota-Chinchorro 60.5 90.7

Integral Cactus-Sitio Grande 17.0 31.8

Integral Cárdenas 15.2 0

Integral Carmito-Artesa 6.3 5.0

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 43.2 21.5

Integral Delta del Grijalva 76.0 154.5

Integral Jujo-Tecominoacán 81.7 40.7

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez 170.6 148.2

Integral Ayin-Alux 5.0 0

Integral Chuc 91.0 97.1

Integral Yaxche 23.6 82.5

Integral Och-Uech-Kax 23.0 25.2

Integral Caan 82.5 47.1

Integral Ek-Balam 44.1 61.1

Cantarell 1075.2 459.9

Integral Ku-Maloob-Zaap 667.9 841.7

Programa Estratégico de Gas 299.1 324.4

Pemex

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Programa de producción promedio anual de gas por proyecto de inversión

Proyecto de inversión Programa de producción promedio anual de gas por proyecto de inversión

1 de enero 2006 al 31 de diciembre de 2011 Promedio anual

Programa enero-noviembre 2012 (POA) Promedio mensual

Integral Aceite Terciario del Golfo 67.7 115.0

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

16.5 21.0

Integral Poza Rica Tres Hermanos 48.3 48.0

Integral Arenque 38.3 26.0

Integral Cuenca de Burgos 1452.5 1270.0

Integral Bellota-Chinchorro 88.3 146.0

Integral Cactus-Sitio Grande 48.2 106.7

Integral Cárdenas 29.1 0

Integral Carmito-Artesa 91.3 72.0

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 27.4 17.0

Integral Delta del Grijalva 247.5 474.0

Integral Jujo-Tecominoacán 120.1 116.0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez 342.0 370.8

Integral Ayin-Alux 1.2 0

Integral Chuc 106.5 128.0

Integral Yaxche 13.6 51.0

Integral Och-Uech-Kax 43.6 52.0

Integral Caan 189.3 149.0

Integral Ek-Balam 4.5 4.0

Cantarell 873.1 862.0

Integral Ku-Maloob-Zaap 273.5 348.0

Programa Estratégico de Gas 1,820.8 1,808.0

Fuente de información: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de ProducciónResguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo Integral Burgos.

Pemex

280

b. Presupuesto y calendario de gasto autorizadoPresupuesto autorizado de los proyectos de inversión

Presupuesto autorizado de los proyectos de inversión

Presupuesto autorizado

Periodo fiscal 2006-2011

Periodo fiscal 2012

Total

Aceite Terciario del Golfo 97562.48 18322.3 115884.7

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

8401.5 2999.4 11400.9

Integral Poza Rica Tres Hermanos 14859.9 2715.3 17575.2

Integral Arenque 15489.2 3105.4 18594.6

Integral Cuenca de Burgos 121468.5 18104.2 139572.7

Integral Bellota-Chinchorro 26899.2 5803.2 32702.40

Integral Cactus-Sitio Grande 9080.8 2264.2 11345.00

Integral Cárdenas 1715.3 0 1715.30

Integral Carmito-Artesa 3832.2 785.3 4617.50

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 15423.5 2321.1 17744.60

Integral Delta del Grijalva 20918.2 6033.5 26951.70

Integral Jujo-Tecominoacán 28954.7 5657.1 34611.80

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

58817.5 13579.2 72396.70

Integral Ayin Alux 5042.7 1086.7 6129.40

Integral Chuc 30340.7 11261.2 41601.90

Integral Yaxche 14688.0 5359.8 20047.80

Integral Och-Uech-Kax 6085.5 1178.1 7263.60

Integral Caan 16644.6 2250.6 18895.20

Integral Lakach 3323.0 1524.0 4847.00

Integral Ek Balam 14816.6 5266.9 20083.50

Cantarell 261506.3 49545.6 311051.90

Integral Ku-Maloob-Zaap 153168.6 39399.1 192567.70

Programa Estratégico de Gas 182316.2 45800.2 228116.40

Fuente de información: Base de Datos de Presupuesto de Inversión (Gerencia de Formula-ción y Control Presupuestal) Resguardo y ubicación: Gerencia de Control de Gestión de la Subdirección de Administra-ción y Finanza, Sede México

Pemex

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c. Integración de expedientes y/o de proyectos ejecutivosProyecto Integral Cuenca de Burgos

Estudios realizados durante 2006

Nombre del estudio Área responsable Resguardo de la información

Evaluación geodinámica de la estabili-dad de pozo

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudio de los plays oligoceno frio deltaico y oligoceno vicksburg

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Mareógrafo Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas General-8 Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Cachas-1 Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Bonanza-1 Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudios realizados durante 2007

Nombre del estudio Área responsable Resguardo de la información

Estudio de plays la Casita, Padilla, la Vir-gen, la Peña y Glen Rose

Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudio de los plays oligoceno frio deltaico y oligoceno vicksburg

Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas pozo Quintal-1 Coordinación de Prospectos y caracterización inicial

Coordinación de prospectos y Caracte-rización Inicial

Evaluación del potencial de los principales plays de las cuencas de Burgos y Sabinas

Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Caracterización y delimitación inicial de yacimientos, incorporación de reservas pozo Antiguo-7

Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas pozo Rosal-2 Coordinación de Prospectos y caracterización inicial

Coordinación de prospectos y caracte-rización inicial

Incorporación de reservas pozo Explora-dor-115

Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Caracterización estática de los yacimientos cretácicos Ku-Maloob-Zaap y Kurtz

Coordinación de Prospectos y caracterización inicial

Coordinación de prospectos y caracte-rización inicial

Calibrador-1 incorporación de reservas Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Inversión simultánea y caracterización del yacimiento para el proyecto Genoma

Fugro-jason Coordinación de Prospectos y Caracte-rización inicial

Incorporación de reservas Mareógrafo Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Pemex

282

Incorporación de reservas General-8 Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Caravana-1 Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Cachas-1 Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Vigilante-1 Coordinación de Prospectos y caracterización inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Yunque Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Incorporación de reservas Bonanza-1 Coordinación de Prospectos y caracterización inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Caracterización geológica del play frio bloque Ricos, proyecto 43466 bloques Euro-18 de Marzo Fco Cano Treviño Brasil, Treviño-Cano Reynosa Monterrey pozo 2001 pozo Tundra

Instituto Mexicano del Petrolero (IMP)

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudios realizados durante 2008

Nombre del estudio Área responsable Resguardo de la información

Vicksburg profundo Sub-Dirección Técnica de la Coordina-ción de Exploración

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Localización Zarzon-1, Cobi-1, Elnat-1 Proyecto Presa Falcón Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Localización Febos-1 Proyecto Presa Falcón Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Localización Poas-1 Definición de fases VCDPY del proyec-to de inversión exploratoria Múzquiz

Sub-Dirección Técnica de la Coordina-ción de Exploración

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Definición de fases VCDPY del pro-yecto de inversión exploratoria Burgos Herrera documento de diagnóstico

Sub-Dirección Técnica de la Coordina-ción de Exploración

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Definición de fases VCDPY del pro-yecto de inversión exploratoria Burgos Camargo documento de diagnóstico

Sub-Dirección Técnica de la Coordina-ción de Exploración

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Definición de fases VCDPY del pro-yecto de incorporación de reservas Burgos Presa Falcón documento de diagnóstico

Sub-Dirección Técnica de la Coordina-ción de Exploración

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión locali-zación Descubridor-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión locali-zación Perone-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Pemex

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Documento soporte de decisión locali-zación Serengeti-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización DSD-V localización Chispa-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión locali-zación Lctiosaurio-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión locali-zación Chamomilla-1

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de prospectos y caracte-rización inicial

Documento soporte de decisión locali-zación Parritas-2001

Equipo VCD pozos exploratorios Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudios realizados durante 2009

Nombre del estudio Área responsable Resguardo de la información

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Laúd-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Cataviña-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Castañuela-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Paquidermo-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Contornita-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Localización exploratoria Cotorro-1, Laúd-1, Paquidermo-1, Trasbordador-1, Rizadura-1

Proyecto Herreras Coordinación de prospectos y caracte-rización inicial

Actualización y evaluación de riesgo de los plays oligoceno superior mioceno

Equipo de estudios de play. Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Estudios realizados durante 2010

Nombre del estudio Área responsable Resguardo de la información

Justificación técnico-económica locali-zación exploratoria Cougar-1001

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Documento soporte de decisión fase de visualización (DSD-V) localización Alambra-1

Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Coordinación de prospectos y Caracte-rización Inicial

Localizaciones Paje-1, Bocaxa-1 y Jornalero-1

Servicios Múltiples de Burgos Coordinación de Prospectos y Caracte-rización Inicial

Pemex

284

Proyecto Integral Arenque

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Reporte Bioestratigráfico del Jurásico Superior área Lobina (2007)

Realizar una correlación bioestratigrá-fica entre los pozos Lobina para ver su comportamiento a nivel Kimmeridgiano (yacimiento) y Tithoniano,

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Caracterización inicial del yacimiento Jurásico San Andrés área Merluza (2007)

Establecer el modelo geológico integral del yacimiento Jurásico San Andrés de edad Kimmeridgiano.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Revisión de ingeniería básica del cam-po Arenque (2007)

Análisis del comportamiento dinámico del yacimiento, cálculo de volúmenes originales de hidrocarburos y evalua-ción de áreas de mayor oportunidad.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Balance de materia campo Arenque Bloque AIII y área Merluza (2007)

Cálculo de volúmenes originales de hidrocarburos, estimación de reservas y caracterización del acuífero.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Balance de materia yacimiento JSA del campo Arenque (2008)

Cálculo de volúmenes originales de hidrocarburos, estimación de mecanis-mos de empuje y análisis de interferen-cia entre bloques.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Análisis del límite técnico, campo Aren-que (2009)

Proceso metodológico mediante el cual se puede ejecutar la perforación de un pozo en el menor tiempo, costo e índice de accidentabilidad empleando el mejor recurso humano y tecnológico disponible.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Documento soporte de decisiones I. Sector Arenque Lobina (2011)

Documentación bajo la metodología FEL del sector Arenque Lobina, fase visualización.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Modelo de simulación del campo Arenque, en la formación Jurásico San Andrés (2011)

Realizar un modelo de simulación para pronosticar el comportamiento del cam-po mediante la evaluación de diferentes escenarios de explotación.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Pemex

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Proyecto Integral Poza Rica Tres Hermanos

Relación de los principales estudios realizados

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Estudio de factibilidad técnico económico Optimización de las baterías de separa-ción Poza Rica V y X del área urbana de Poza Rica y diseño de la infraestructura del campo Aguacate.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Revisión, adecuación e integración de bases técnicas

Documentación del proyecto y estimados de costos para la planta de separación CO2 y gasoductos del campo Tres Her-manos.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Construcción de Modelo Integral de la Zona Marina

Construcción del modelado (simulación en Software ReO) del sistema Yacimiento-Pozo-Red superficial de producción- pro-ceso en Punta de Piedra de la Faja de Oro Marina.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Construcción del Modelo Integral de los Campos Temapache y Aguacate

Construcción del modelado (simulación en Software ReO) del sistema Yacimiento-Pozo-Red superficial de producción- proceso en los campos Aguacate y Temapache.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Servicio de evaluación para determinar la vida remanente, reforzamiento, análisis de riesgo, factibilidad y proceso de abandono, en las plataformas marinas de la Región Norte de PEP

Estudio técnico para evaluar la vida útil, análisis de riesgos y reforzamiento estruc-tural para soportar un equipo empaque-tado de perforación en las plataformas octápodo de la Faja de Oro Marina

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Relación de los principales estudios realizados

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Estudio integrado de yacimiento del campo Poza Rica, ver. reporte final FASE III Español Tarea 1-4

Evaluación de reservas remanentes y estrategia para su recuperación, estu-dios de ROM

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Informe Final / Análisis de presión capilar por inyección de mercurio. Estudios de muestras en SEM. Poza Rica (Varios) PR-63, 319, 358, 362, 364, 374 y 380

Caracterización de los yacimientos del APPRA en lo correspondiente a la parte estática y dinámica de los yacimientos.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Caracterización estática y simulación numérica del campo Santa Águeda - Fase I

Actualización del modelo geológico-es-tratigráfico y la simulacion actualizada-

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Quick Value Assessment San Andrés Field

Evaluation de la productividad de los yacimientos mesozóicos y terciarios.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Estudio integral de yacimientos de campo Poza Rica, Ver., (fase 3)

Evaluación de reservas remanentes y estrategia para su recuperación

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Pemex

286

Estudio Integral de yacimientos de campo Poza Rica, Ver., (fase 1 y 2)

Evaluación de reservas remanentes y estrategia para su recuperación

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Evaluación de la prueba de trazadores químicos en el campo Poza Rica

Prueba de readecuación del sistema de inyección

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Inyección de trazadores químicos Identificación de las rutas y canales preferenciales de barrido

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Caracterización integrada de yaci-mientos en el campo Poza Rica, en un marco de estratigrafía de secuencias (fases 1 y 2)

Modelos sedimentarios estructurales y petrofísicos de los diferentes cuerpos productores en el yacimiento Tamabra

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Inversión acústica cubo sísmico campo Poza Rica

Conocimiento de la distribución de las diferentes calidades de rocas almacén del yacimiento Tamabra.

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Interpretación sísmica e inversión acústica, integración con datos de producción

Propuesta de pozos de desarrollo en las áreas de mayor saturación

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Dynamic fluid method and its applica-tion in optimizing the Poza Rica field development plan (DFM)

Mapas con la distribución de áreas de alta y baja presión debido a las respuestas sísmicas

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Reporte final de asesoría del estudio integral del campo Poza Rica

Recomendaciones de actividades para acelerar la recuperación de las reservas

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Certificación de la reserva remanente del campo Poza Rica

Evaluación de las reservas remanentes para su certificación

Edificio Administrativo de la Coordina-ción de Diseño de Explotación del Acti-vo de Producción Poza Rica-Altamira

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

Relación de estudios realizados

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Laboratorios de campo Estudio tanto de la información técnica existente, así como de los modelos estático y dinámico

• Tecpetrol, • Baker Hughes, • Halliburton, • Schulumbergher y • Weaterfhord

Centro de monitoreo en tiempo real Asegurar la operación continua, así como para el análisis y optimización de los pozos

Sala de Juntas Presidente Alemán

Medición de pozos “Chicónmetros I y II”. Área de Chicontepec

Libros de Gestión Azul, blanco, rojo, amarillo, gris, verde, naranja Edif. Administrativo de AIATG

“Comandos Operativos” Unidad móvil equipada Área de Chicontepec

Grupo de productividad de pozos Grupo enfocado a operar con la máxima eficiencia

Área de Chicontepec

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Proyectos y/o documentos de información técnica-económica

Sector Descripción del sector Ubicación y resguardo

1 Tenexcuila Coordinación de Diseño de Explotación

2 Coyotes Coordinación de Diseño de Explotación

3 Amatitlán-Agua Nacida Coordinación de Diseño de Explotación

6 Agua Fria-Coapechaca Coordinación de Diseño de Explotación

Relación de estudios realizados

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Estudio estratigráfico estructural de las turbiditas del Chicontepec porción Sures-te de la Cuenca Tampico-Misantla

Definir el marco sedimentario y estruc-tural del paleocanal de Chicontepec

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio integral para el desarrollo del Paleocanal de Chicontepec en los campos Coyula, Agua Fría, Corralillo, Escobal y Tajín

Definir la distribución espacial de los cuerpos arenosos y proponer una estrategia de optimización

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio regional Chicontepec Caracterizar la geología regional y actualizar los medios estratigráficos, sedimentológicos y petrofísicos

Subgerencia de Reservas Región Norte

Evaluación y certificación de reservas del Paleocanal de Chicontepec

Certificar las reservas de hidrocarbu-ros contenidas en el paleocanal de Chicontepec

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio actualizado de la simulación de yacimientos del campo Agua Fría

Predecir el comportamiento de la inyec-ción de agua en el campo Agua Fría cuerpos 10 y 20

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Modelo geoestadístico del yacimiento Chicontepec

Modelar las distribuciones de los cuer-pos de areniscas del área Agua Fría, Coapechaca y Tajín

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Caracterización estática-dinámica, inge-niería de pozos-yacimientos y simulación numérica de yacimientos campo Coyotes (Chicontepec Norte)

Realizar la caracterización estática–di-námica de Chicontepec Norte

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio de simulación numérica en los yacimientos Agua Fría y Tajín

Predecir el comportamiento de los yacimientos citados

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Modelo geológico, ingeniería de yaci-mientos y simulación de yacimientos, complejo Amatitlán (Chicontepec Norte), estrategias de desarrollo

Desarrollar un modelo geológico para definición de objetivos en el área de Amatitlán

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Actualización del modelo geológico e ingeniería de yacimientos, campos Sole-dad y Soledad Norte

Actualizar el modelo geológico campos Soledad y Soledad Norte

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Estudio sedimentológico utilizando electrofacies para los campos Agua Fría y Tajín

Establecer un modelo sedimentario que defina mejor los objetivos de desarrollo

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Pemex

288

Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaría del Campo Tamaulipas Constituciones

Relación de estudios y/o documentos con información técnica y económica

Estudio Descripción Ubicación y resguardo

Plan de desarrollo integral campo Tamaulipas Constituciones (2007)

Contar con una guía o plan de refe-rencia de las diferentes actividades programadas en el campo.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Prueba piloto de inyección de agua congénita tratada en el yacimiento JSA campo Tamaulipas Constituciones (2007)

Programar las actividades necesarias para la realización de la prueba piloto de campo donde se evaluarán los efec-tos de la inyección de agua congénita tratada en el yacimiento JSA.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Informe geológico del Jurásico Supe-rior, campo Tamaulipas Constituciones (2007)

Elaboración del modelo estático del campo, que reúna los aspectos estrati-gráficos, la distribución lateral y vertical de facies y los espesores.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Petrofísica del campo Tamaulipas Constituciones (2008)

Elaboración del modelo petrofísico del campo.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Caracterización estática del campo Barcodon (2008)

Evaluación de la reserva de gas del yacimiento Jurásico Superior Kimme-ridgiano por medio de actividades estratégicas en el campo Barcodon.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Plan maestro del Proyecto de Reinge-niería del Sistema de Recuperación Secundaria Campo Tamaulipas Consti-tuciones (2008)

Análisis de las condiciones técnicas, económicas y de mercado para el desarrollo del proyecto.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Documento Análisis Costo Beneficio del Proyecto de Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Cam-po Tamaulipas Constituciones (2009).

Análisis de las condiciones técnicas, económicas y de mercado para el desarrollo del proyecto.

Gerencia de Programación y Evalua-ción, Región Norte

Dictamen del Proyecto Reingeniería de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas Constituciones (2009)

Análisis de las condiciones técnicas, económicas y de mercado para el desarrollo del proyecto.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Documento Soporte de Decisiones I. Sector Tamaulipas Constituciones Barcodon (2011)

Documentación bajo la metodología FEL del sector Tamaulipas Constitucio-nes Barcodon, fase Visualización.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

Documento Soporte de Decisiones I. Sector Ébano Panuco Cacalilao (2011)

Documentación bajo la metodología FEL del sector Ébano Panuco Cacali-lao, fase Visualización.

Coordinación de Diseño de Explotación Tampico, del Activo de Producción Poza Rica Altamira

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Proyecto Cantarell

Estudio de factibilidad ambiental.Para el año 2006 con el objeto de dar continuidad operativa a los diversos pro-yectos de la Región Marina Noreste, incluido el Proyecto Cantarell, se autoriza el Proyecto Región Marina Noreste Fase II, con la Resolución No. S.G.P.A./DGIRA.DDT.1078.06, del 30 de mayo del 2006.

Autorización en materia de impacto ambiental del Proyecto Cantarell.

Resolución Denominación del proyecto

Emisión

S.G.P.A./DGIRA.DDT.1078.06

Proyecto Región Marina Noreste Fase II

30 de mayo del 2006

Con el fin de incrementar el factor de recuperación de los campos, el Grupo Estratégico Cantarell (GEC) tiene como uno de sus objetivos la visualización de métodos de recuperación mejorada para los campos del Activo bajo un programa para realizar pruebas de laboratorio a núcleos y fluidos del yaci-miento, construcción de modelos de simulación con opciones de inyección de químicos y métodos térmicos, diseño y aplicación de pruebas piloto y a un largo plazo la implantación de la mejor opción seleccionada.

EstudiosLos estudios están enfocados en las diferentes áreas de diseño de explota-ción, como son: caracterización de yacimientos, ingeniería de instalaciones, ingeniería de yacimientos y diseño de pozos. Para el proyecto propuesto se considera efectuar los siguientes estudios:

• Actualización de los modelos de fracturamiento de los campos en desarrollo

• Análisis especiales en núcleos de roca.

• Estudios Sedimentológico-Diagenético de los campos. • Actualización de los modelos estáticos y dinámicos.

• Actualización de modelos petrofísicos. • Estudios de doble desplazamiento para Akal.

• Generación y actualización de modelos geomecáni-cos en los campos Akal, Sihil, Ixtoc y Kambesah.

• Prueba piloto para deshidratación, desalado o manejo de agua de inyección en instalaciones del proyecto.

• Análisis de muestras de fluidos Presión Volumen Tem-peratura (PVT) de los campos del proyecto.

• Sistema de monitoreo permanente de presión y tem-peratura de yacimientos.

En este anexo, se enuncian en orden cronológico algunas de las versiones que se han generado de la propuesta de explotación.

• Documento análisis costo beneficio 2006-2007-2008 y 2009 último con cambio de monto y alcance autorizado.

• Documento análisis costo beneficio 2012 (actual) con cambio de monto y alcance en autorización ante SHCP.

Pemex

290

Proyecto Integral Ek-BalamPara el año 2006 con el objeto de dar continuidad operativa a los diversos proyectos de la Región Marina Noreste, incluido el Proyecto Integral Ek Balam, se autoriza el Proyecto Región Marina Noreste Fase II, con la Resolución No. S.G.P.A./DGIRA.DDT.1078.06, del 30 de mayo del 2006.

Autorización en materia de Impacto Ambiental del Proyecto Integral Ek-Balam

No. de Resolución Denominación del Proyecto Año de Emisión

S.G.P.A./DGIRA.DDT.1078.06 Proyecto Región Marina Noreste Fase II 30 de mayo del 2006

Proyecto Integral Ku-Maloob-ZaapEl presente proyecto está fundamentado en el análisis de diversos estudios, a partir de los cuales se llega a la propuesta de explotación, enfocada al mante-nimiento de presión y el desarrollo de los campos.

Es preciso comentar que para dar origen a cada una de estas propuestas, se llevan a cabo diversos estudios, los cuales sustentan el plan de explotación, a continuación se enuncian algunos de los estudios que se han llevado a cabo, así como los que se tiene programado realizar en el corto plazo.

Durante el año 2006, se llevaron a cabo diversos estudios por parte de las áreas, los cuales se listan a continuación:

• Optimización de gas de BN y detección de cuellos de botella en pozos del AIKMZ.

• Formulación de emulsiones de crudo extrapesado en agua de los campos del proyecto de explotación

• Evaluación de pozos exploratorios con equipo BEC. • Campeche Oriente para el mejoramiento en su trans-porte y comercialización.

• Estudio en el Efecto de Calentamiento Pozos Produc-tores de Aceite Pesado.

• Asistencia Técnica en la Automatización y Optimiza-ción en las Instalaciones Actuales del AIKMZ

• Optimización del Desarrollo de los campos Maloob y Zaap con equipos de Bombeo Electro Centrífugo.

• Asistencia técnica en el modelo del sistema integral de producción en estado estacionario en el AIKMZ

• Implantación del Sistema BEC en las plataformas Ku-M y Zaap-C. (BEC-BN).

• Análisis de los factores que influyen en el tiempo y costo de la perforación de pozos del Activo.

• Evaluación, zonificación y distribución del sistema de triple porosidad en el yacimiento Cretácico de Bacab y Lum

• Optimización de la estimulación de los pozos para el incremento de la productividad.

• Estudio de fractura miento de los campos KMZ • Determinación de propiedades de rocas fracturadas en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

• Estudio de caracterización estática del yacimiento Cretácico de los campos Bacab y Lum

• Estudios experimentales para la determinación de parámetros petrofísicos de núcleos de los campos del Activo Integral Ku, Maloob y Zaap.

• Estudio de caracterización estática del yacimiento Kimeridgiano de los campos KMZ.

• Análisis e interpretación de pruebas de interferencia realizadas entre pozos de la RMNE.

• Estudio de factibilidad y asistencia técnica para análi-sis de cargas para suministro

• Análisis PVT en campos del Activo Ku-Maloob-Zaap.

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• Asistencia técnica para optimizar el sistema de pro-cesamiento de hidrocarburos.

• Actualización de caracterización dinámica del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

• Elaboración de Ingeniería Conceptual de los Sistemas de Desalado y Deshidratación en KU-M y ZAAP-C.

• Estudio de simulación numérica del complejo Ku-Maloob-Zaap-Kutz.

• Análisis de laboratorio de las corrientes de Hidrocar-buros en superficie del AIKMZ.

• Estudio de balance de materia de Ku, Maloob, Zaap, Ixtoc a nivel Cretácico.

• Proyecto de desarrollo integral del campo Lum.

Durante el año 2007, se llevaron a cabo diversos estudios por parte de las áreas, los cuales se listan a continuación:

• Asistencia Técnica en el Mantenimiento del Modelo de los Pozos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Análisis de laboratorio de las corrientes de Hidrocar-buros en superficie del AIKMZ.

• Documentación del Proyecto de Productividad de Pozos del activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Estudio de factibilidad técnica y de costo beneficio de la aplicación de mejoradores de flujo en el crudo pesado del Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Optimización del Desarrollo de los campos Maloob y Zaap con equipos de Bombeo Electro Centrífugo.

• Adquisición de licencia de software especializado para el diseño de la perforación y terminación de pozos.

• Proyecto de Monitoreo. • Asistencia en la implantación en PEP del proceso de modelado y diseño integral de pozos (dip).

• Estudio de factibilidad para adquisición o procesamien-to de información sísmico en el área Maloob-Zaap.

• Asistencia técnica para elaborar ingeniería de detalle de pozos no convencionales.

• Modelo de velocidades por procesos GEO-esta-dísticos y conversión tiempo-profundidad para los campos Ku Maloob Zaap.

• Gerenciamiento, registros, desviaciones de pozos del AIKMZ.

• Estudio de geoquímica de yacimientos. • Planeación, diseño, supervisión y optimización de perforación y terminación de pozos del AIKMZ.

• Evaluación de incertidumbre en los modelos de yaci-mientos de los campos Ku Maloob Zaap a través de interpretaciones sísmicas cuantitativas.

• Estudio de estabilidad mecánica y físico-química de las formaciones de los campos Ku, Maloob y Zaap.

• Estudios de bioestratigrafía de alta resolución en pozos estratégicos del AIKMZ.

• Actualización del modelo de geo mecánica de los campos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

• Discretización de porosidad total en porosidades de matriz, fracturas y Vugulos.

• Análisis de muestras de fluidos PVT de los campos del Activo AIKMZ.

• Estudio de factibilidad y asistencia técnica para análi-sis de cargas para suministro eléctrico.

• Asistencia técnica en ingeniería de yacimientos y simu-lación numérica del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Estudio para la optimización del sistema integral de producción del AIKMZ.

• Determinación de parámetros petrofísicos de núcleos de los campos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Estudio para el aseguramiento del flujo en los sistemas de producción del Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Asistencia técnica para estudios de ingeniería de yacimientos.

• Sistema de monitoreo permanente de presión y tem-peratura de yacimientos del AIKMZ.

Pemex

292

En 2009 se visualizo el efectuar los siguientes estudios:

• Estudio de factibilidad para adquisición o procesa-miento de información sísmico en el área Maloob-Zaap (segunda fase).

• Documentación del proyecto de productividad de pozos del proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Análisis químico-isotópico de las aguas de formación para definir la migración hidráulica de los acuíferos y el grado de comunicación entre bloques de las es-tructuras de los campos de la Región Marina Noreste.

• Documentación del proyecto de optimización y desa-rrollo de sistemas artificiales de producción.

• Determinación de las causas de la salinidad de-tectada en los aceites de producción del complejo Ku-Maloob-Zaap.

• Proyecto de monitoreo OVS (Monitorear las operacio-nes diarias de producción, estimación automatizada diaria de gastos de producción (Software OVS-PROSPER))

• Análisis cualitativo y cuantitativo de fracturas y actua-lización del Modelo Geológico 3D de los campos en desarrollo: KMZ.

• Análisis de cargas y suministro eléctrico en el pro-yecto.

• Análisis de muestras de fluidos PVT de los campos del proyecto.

• Actualización y mantenimiento del modelo de simu-lación del sistema integral de producción para el proyecto.

• Ingeniería de yacimientos y simulación numérica del proyecto.

• Estrategias del manejo y procesamiento de los cru-dos del proyecto.

• Sistema de monitoreo permanente de presión y tem-peratura de yacimientos del proyecto.

• Análisis de laboratorio de las corrientes de hidrocar-buros en superficie del proyecto.

• Mantenimiento del modelo de los pozos del proyecto integral Ku-Maloob-Zaap (Optimizar la producción de aceite mediante la adecuada distribución del gas de BN en los pozos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap)

• Ambiental. La factibilidad ambiental del Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap, se sustenta en el estu-dio: “Manifiesto de Impacto Ambiental Modalidad Regional”, realizado en 2002. Adicionalmente se han realizado estudios de impacto ambiental y de riesgo en las instalaciones.

• Estudios de yacimientos fracturados

Durante el año 2010, se llevaron a cabo diversos estudios por parte de las áreas, los cuales se listan a continuación:

• Estrategias del manejo y procesamiento de los cru-dos del AIKMZ.

• Estudio de factibilidad para adquisición o procesa-miento de información sísmico en el área Maloob-Zaap (2a Fase).

• Análisis de registros convencionales de pozos para estudios de electrofacies y determinación de la satu-ración de aceite remanente.

• Análisis químico-isotópico de las aguas de formación para definir la migración hidráulica de los acuíferos y el grado de comunicación entre bloques de las es-tructuras de los campos de la Región Marina Noreste.

• Caracterización petrofísica de núcleos del complejo Ku-Maloob-Zaap mediante tomografía de Rayos X.

• Determinación de las causas de la salinidad de-tectada en los aceites de producción del complejo Ku-Maloob-Zaap.

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• Convenio para estudiar la factibilidad de aplica-ción de procesos de recuperación mejorada, con Instituciones nacionales y extranjeras; Estudios con la Universidad de RICE y Asociados; Estudio con el IMP, RERI Universidad de Yale; Estudio de obtención de CO2 en instalaciones de la RMNE.

• Análisis cualitativo y cuantitativo de fracturas y actua-lización del Modelo Geológico 3D de los campos en desarrollo: KMZ.

• Estudio de doble desplazamiento en núcleos. • Análisis de muestras de fluidos PVT de los campos del Activo AIKMZ.

• Actualización de los modelos estáticos y dinámicos de los Campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab, Lum, Ayatsil y Pit.

• Sistema de monitoreo permanente de presión y tem-peratura de yacimientos del AIKMZ.

• Estudio de comportamiento y presión y avance del contacto gas-aceite y agua-aceite.

• Asistencia técnica en estudios de yacimientos frac-turados.

• Estudio de aseguramiento de flujo de hidrocarburos del Activo AIKMZ.

• Análisis de Incertidumbre Aplicando Interpretación Cuantitativa a los Modelos Sedimentarios, petrofísi-cos y de Fracturas en Intervalos del Cretácico de los Campos Ku-Maloob-Zaap.

• Determinación del volumen de aceite remanente en el yacimiento Ku – Cretácico

• Documentación de estrategias para la deshidratación y desalado de crudos y tratamientos de las aguas producidas AIKMZ.

• Integración e interpretación bioestratigráfica y pa-leobatimétrica en pozos de los yacimientos de Crudo extrapesado.

• Asistencia técnica para la realización del diseño y evaluación de escenarios factibles y viales en el transporte de hidrocarburos.

• Asistencia Técnica en el Mantenimiento del Modelo de los Pozos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap (Optimizar de la producción de aceite mediante la adecuada distribución del gas de BN en los pozos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap).

• Asistencia técnica en la implementación, entrena-miento, actualización y mantenimiento del sistema OVS AIKMZ.

• Documentación del Proyecto de Productividad de Pozos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Proyecto de Monitoreo OVS (Monitorear las operaciones diarias de producción. Estimación automatizada diaria de gastos de producción (Software OVSPROSPER).

• Documentación del Proyecto de Optimización y Desa-rrollo de SAP.

• Asistencia técnica para el análisis de cargas y sumi-nistro eléctrico en el AIKMZ.

• Asistencia Técnica en el desarrollo de proyectos de deshidratación y desalado en los campos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

• Actualización y mantenimiento del modelo de simu-lación del sistema integral de producción para el AIKMZ.

• Optimización de las instalaciones de producción del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

Pemex

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Durante el año 2011, se llevaron a cabo diversos estudios por parte de las áreas, los cuales se listan a continuación:

• Asistencia técnica en ingeniería de yacimientos y simu-lación numérica en el Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Procesamiento de información sísmica 3D para el estudio integral de los campos Ku, Maloob y Zaap.

• Evaluación de procesos de recuperación mejorada con inyección de gases.

• Estudio de fracturamiento y bioestratrigrafía.

• Estudios de recuperación mejorada de campos de la RMNE.

• Estudio cuantitativo de fracturas y modelos geológicos 3D en los campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Pruebas experimentales sobre procesos de recupera-ción mejorada por inyección de gases en campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap

• Estudios de caracterización físico químico de fluidos de hidrocarburos para la actualización de modelos de transporte y proceso.

• Actualización de los modelos estáticos y dinámicos de los campos Ayatsil, Tekel y Pit.

• Asistencia técnica y estudios para el desarrollo de los campos de crudo extrapesado.

• Estudio de factibilidad por modelado sismológico para el diseño de sísmica de yacimientos de crudo extrapesado en los campos Ayatsil y Tekel

• Estudios geofísicos y geotécnicos en el campo Ayatsil.

• Análisis cualitativo de fracturas en las formacio-nes mesozoicas de los campos Ayatsil-Tekel, Utsil, Baksha-Pit y Pohp-Tson.

• Estudios geofísicos y geotécnicos en el campo Pit.

• Procesamiento de información sísmica 3D para el estudio integral de los campos Ku, Maloob y Zaap.

• Análisis de muestras de fluidos PVT de los campos del Activo

• Estudio de fracturamiento y bioestratrigrafía. • Sistema de monitoreo permanente de presión y tem-peratura de yacimientos del Activo

• Estudio cuantitativo de fracturas y modelos geológicos 3D en los campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Asistencia técnica en estudios de yacimientos frac-turados.

• Estudios de caracterización físico químico de fluidos de hidrocarburos para la actualización de modelos de transporte y proceso.

• Asistencia técnica en el mantenimiento del modelo de los pozos del Activo Integral Ku Maloob Zaap (optimi-zar de la producción de aceite mediante la adecuada distribución del gas de BN en los pozos del Activo Integral Ku Maloob Zaap).

• Asistencia técnica y estudios para el desarrollo de los campos de crudo extrapesado.

• Documentación del Proyecto de Productividad de Pozos del Activo Integral Ku Maloob Zaap.

• Estudios geofísicos y geotécnicos en el campo Ayatsil.

• Documentación del Proyecto de Optimización y Desa-rrollo de SAP.

• Estudios geofísicos y geotécnicos en el campo Pit. • Estudios de impacto ambiental en los campos Baksha-Pit.

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Proyecto Integral Bellota-ChinchorroLos estudios relevantes realizados para el proyecto Bellota-Chinchorro se presenta a continuación:

Año Estudio Responsable Ubicación

2006 Migración pre-apilado en tiempo con atenuación de ruido alea-torio sin filtro y sin ganancia; cmg 2005 (unión Puerto Ceiba-Shuco Colibrí-Yachipa).

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2006 Estudio VCD para diseñar la perforación y terminación de pozos no-convencionales, realizado por PEP.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2007 Migración pre-apilado en tiempo sin filtro y sin ganancia; cnps 2007 (Cubo Canela).

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2007 Estudio integral Bellota – Edén – Jolote. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2008 Estudio Integral Yagual-Chinchorro-Palangre (Generación de modelo estático y dinámico).

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2010 Migración pre-apilado en profundidad beam sin filtro y sin ganancia; pgs 2010 (Cubo Canela).

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2010 Migración post-apilado en tiempo con filtro y con ganancia; Comesa 2010 (Cubo Bellota Mora Chipilín).

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2011 Estudio FEL proyecto Bellota Chinchorro (Visualización). Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2012 Control geológico de la perforación de los pozos del proyecto Bellota-Chinchorro, Activo Integral Bellota-Jujo.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2012 Servicio especializado al personal del proyecto de explotación Bellota-Chinchorro, para la elaboración del marco estructural y la evaluación de arenas para el terciario del campo Cárdenas e identificar nuevas áreas de oportunidad y de menor riesgo.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

2012 Estudio de caracterización de yacimiento del campo Bricol Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota

Fuente de Información: Estudios relevantes realizados por la Coordinación de Diseño de Explotación.Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota. Activo de Producción Be-llota – Jujo.

Pemex

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Proyecto Integral Cactus-Sitio GrandeEn el periodo del 1 de diciembre de 2006 a diciembre de 2011 los estudios que se han efectuado con el objetivo de asegurar el éxito de los proyectos de inversión mejorando el nivel de conocimiento de los yacimientos.

Año Estudios Área

2006 Estudio de balance de materia en el campo Cactus Coordinación de Diseño de Proyectos

2006 Estudio para la caracterización de yacimientos de los campos Cactus, Níspero y Río Nuevo

Coordinación de Diseño de Proyectos

2007 Asistencia técnica para la caracterización geológica, geofísica y modelado estáti-co y dinámico de los campos Cactus, Níspero y Río Nuevo.

Coordinación de Diseño de Proyectos

2007-2008 Estudio FEL Proyecto Cactus Sitio Grande (Visualización) Coordinación de Diseño de Proyectos

2008 Análisis PVT del pozo Teotleco 1 Exploración

2009 Estudio FEL Proyecto Cactus Sitio Grande (Conceptualización) Coordinación de Diseño de Proyectos

2010 Estudio FEL Proyecto Cactus Sitio Grande (Definición) Coordinación de Diseño de Proyectos

2010 Sísmica Bellota-Mora- Chipilín, 112 km2 Exploración

2010 Análisis PVT del pozo Juspí 101-A y Teotleco 42 Coordinación de Diseño de Proyectos

2011 Análisis PVT del pozo Juspí 1004 Coordinación de Diseño de Proyectos

2011 Reproceso de los cubos sísmicos: Juspí Arroyo Zanapa área 1100 km2, Unión-Tacotalpa-Agave 3D 721 km2 y Bellota-Mora Chipilín, 112 km2, Objetivo Mesozoico.

Coordinación de Diseño de Proyectos

Proyecto Integral CárdenasLos estudios relevantes realizados para el proyecto Cárdenas se presentan a con-tinuación:

Año Estudio Responsable Ubicación

2010 Estudio FEL proyecto Cárdenas (visualización) Diseño Diseño de Explotación Cárdenas

2011 Estudio FEL proyecto Cárdenas (Conceptualización) Diseño Diseño de Explotación Cárdenas

Proyecto Integral Carmito-ArtesaEn el periodo 1 de diciembre de 2006 a diciembre de 2011 los estudios que se han efectuado con el objetivo de asegurar el éxito de los proyectos de inversión mejorando el nivel de conocimiento de los yacimientos se enlistan en la tabla 7.3.1.

Año Estudios Área

2008 Sísmica Tacotalpa 3D y ampliación, 204 km2 Exploración

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Proyecto Integral El Golpe-Puerto CeibaAño Estudio Responsable Ubicación

2007 Estudio de factibilidad técnico y económica para la perforación de pozos de alcance extendido en el campo Puerto Ceiba.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2007 Modelo 3D Geomecánica del subsuelo campo Puerto Ceiba. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2008 Actualización del modelo geológico del campo Puerto Ceiba. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2008 Estudio de las condiciones de explotación de los campos Santuario, Tupilco, El Golpe y Mecoacán

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2008 Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los pozos del APBJ.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2010 Estudio de la caracterización de fracturas de los campos Tajón y Mayacaste.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2011 Estudio PVT para determinar la envolvente de fases y de depositación de asfáltenos en pozos terrestres de los campos Tajón y Mayacaste.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2012 Análisis y simulación dinámica de la red de pozos, líneas de transporte de hidrocarburos del campo Tupilco, del Activo de Producción Bellota-Jujo.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

2012 Construcción de modelo estático/dinámico y generación de localizacio-nes de pozos para el desarrollo del campo Tupilco y bloques adyacen-tes pertenecientes al proyecto de explotación El Golpe-Puerto Ceiba.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación Bellota.

Proyecto Integral Jujo-TecominoacánLos estudios relevantes realizados para el proyecto Jujo-Tecominoacán se presentan a continuación:

Año Estudio Responsable Ubicación

2007 Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico del APBJ. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2008 Estudios especializados del campo Jujo-Tecominoacán: Geomecánica, procesamiento e integración de registros geofísicos, pruebas petrofísicas y pruebas convencionales de núcleos y toma de registros especiales.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2009 Reinterpretación y reprocesamiento sísmica de Jujo–Tecominoacán. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2009 Estudios especializados para el desarrollo del VCD del plan de explo-tación de los campos del proyecto Jujo-Tecominoacán.

Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2010 Actualización del modelo geológico del campo Jacinto-Paredón. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2011 Caracterización de yacimientos Jujo–Tecominoacán. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2011 Evaluación del potencial de hidrocarburos en arenas del Terciario. Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

2012 Ingeniería de sistemas artificales de producción Diseño Coordinación de Diseño de Explotación, Jujo

Pemex

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Proyecto Integral Delta del GrijalvaGarantizar el éxito de los Proyectos es la plataforma de arranque que emplea Pemex Exploración y Producción; es por ello que consiente de la necesidad de proteger tanto su economía como el medio ambiente, realiza todo tipo de estudios tanto de factibilidad, impacto ambiental, de sísmica, etc., que le den la pauta de que la ejecución de cada una de sus actividades cumplirá con los requisitos técnicos económicos y ambientales correspondientes.

Descripción del Estudios Periodo de elaboración Ubicación Clase **

Caracterización estática del Campo Sen (nuevo modelo geológico).

24/Abr/00 25/Oct/01

Archivo técnico de la Coordinación de Diseño de Explotación, ubicado en la ExPia Samaria II R/a. Cumua-pa 2da. Sección Cunduacán, Tabasco.

Sísmica

Interpretación sísmica cubo Chopo. 01/Abr/06 31/May/07 Sísmica

Levantamiento Sísmico 3D Campo Tizón. 23/Abr/07 31/Oct/07 Sísmica

Modelo estático del Campo Escarbado. 01/Jul/01 15/Dic/07 Sísmica

Caracterización estática del Cretácico y Jurásico del área Escuintle-Gualas.

01/Mar/10 31/Jul/10 Sísmica

Análisis dinámico del campo Sen sur. 01/Abr/11 30/Nov/11 Yacimientos

FEL-II Proyecto Integral Delta del Grijalva. 01/Ene/10 28/Feb/11 Otros Estudios

FEL-III Proyecto Integral Delta del Grijalva. 01/Abr/10 30/Sep/11 Otros Estudios

Proyecto Integral Complejo Antonio J. BermúdezGarantizar el éxito de los Proyectos es la plataforma de arranque que emplea Pemex Exploración y Producción; es por ello que consiente de la necesidad de proteger tanto su economía como el medio ambiente, realiza todo tipo de estudios tanto de factibilidad, impacto ambiental, de sísmica, etc., que le den la pauta de que la ejecución de cada una de sus actividades cumplirá con los requisitos técnicos económicos y ambientales correspondientes.

Complejo Antonio J. Bermúdez.

No. Estudio Año

1 Resultados del estudio de simulación realizado al proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez por la Cía. Schlumberger

2002

2 Análisis de la Cía. Netherland, Sewell Internacional (NSI) al Estudio de factibilidad del proyecto de inyec-ción de Nitrógeno

2002-2003

3 “Evaluación ambiental proyecto Complejo Antonio J Bermúdez” 2002

4 “Bases de concurso para el suministro e inyección de nitrógeno al Complejo Antonio J. Bermúdez y al yacimiento Jujo-Tecominoacán”.

2002

5 Estudios de “Efectos de convección y difusión (campo Samaria)” y “Caracterización de núcleos me-diante tomografía de rayos X” por IMP

2003

6 Análisis de evaluación de reservas por la Cía. Netherland Sewell International 2003

7 Prueba de inyectividad al pozo Oxiacaque 24 2003

8 Caracterización estática del Campo La Central. 2003

9 Estudio Integrado Aceite pesado, Campo Samaria 2004

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10 Reporte: “Modelo de simulación del Complejo Antonio J. Bermúdez”. 2004

11 Proyecto. “Asistencia técnica para el servicio de suministro de nitrógeno para el mantenimiento de presión al Complejo Antonio J. Bermúdez” “Estudio del precio unitario de suministro de nitrógeno a boca de pozo”.

2004

12 Reporte:”Factibilidad de la Aplicación de Procesos de Recuperación Mejorada en la región Sur” 2004

13 Estudio para generación de prospectos exploratorios y áreas de desarrollo en el cubo Rodador. 2004

14 Estudio de Caracterización de los Sistemas de Fracturas en Rocas Mesozoicas del complejo Estructural C.A.J.B.

2005

15 Evaluación técnica de las propuestas de la compañías licitantes del proyecto “Suministro de Nitrógeno para el Mantenimiento de Presión al Complejo Antonio J. Bermúdez”

2005

16 Toma de sísmica tridimensional de 423 km2 2005

17 Caracterización de arenas del Terciario profundo, estimación de volumen original y reservas en los cam-pos Samaria, Íride y Platanal

2005

18 Modelo estático y plan de explotación Terciario somero fluyente campo Samaria 2005

19 Se desarrolló y completo la etapa FEL-V del C.A.J.B. detectando optimizaciones al proyecto de inyec-ción de nitrógeno y agua

2006

20 Análisis del Modelo Hidrogeológico de la Dinámica de los Acuíferos en el Yacimiento del Complejo Antonio J. Bermúdez

2006

21 Recommendations for VCD Study of ReservoirDepletionOptions, por KiranPanhde, estableciendo un diagnóstico de la inyección de agua y recomendaciones para la aplicación de procesos de recupera-ción secundaria y optimizaciones al modelo de simulación numérica

2006

22 Prueba de Inyectividad-Interferencia, inyectando N2 en el pozo Cunduacán 17, Oxiacaque 11 y Oxiaca-que 2 en seno de gas.

2006

23 Estudio para Generación de Prospectos en el Cubo Cabritos. 2006

24 Estudio de trayectorias preferenciales de flujo con trazadores para inyección de gas amargo a los cam-pos Oxiacaque y Cunduacán por el IMP

2006-2007

25 Postmortem de la inyección de agua en el C.A.J.B. 2007

26 Resultados del estudio CDGL de caracterización de yacimientos para actualización del modelo fractura-do y propuesta de localizaciones.

2007

27 Prueba piloto de inyección de gas amargo en el campo Oxiacaque, pozo inyector Oxiacaque 11 y Oxiacaque 2.

2007

28 Actualización del Modelo Geológico del Campo Rodador. 2007

29 Estudio de Inversión Sísmica en el Cubo Cabritos-Ogarrio Encrucijada. 2007

30 Caracterización estática de los Campos Tiumut y Nelash. 2007

31 Prueba de interferencia de presión entre los pozos Oxiacaque 11 (pozo inyector) y los pozos producto-res cerrados (Cunduacán 25 (JSK) y Cunduacán 17 (Jsox))

2008

32 Prueba de presión-producción curva de incremento, cerrando temporalmente el Iride 2164. 2008

33 Estudio del análisis de los elementos de riesgo dentro de los cubos Rosario Capulín-Ogarrio Encrucijada. 2008

34 Estudio de inversión sísmica en los campos Tiumut y Nelash. 2008

35 Monitoreo continuo de la presión con sensores de fondo permanentes. 2006-2009

Pemex

300

36 Análisis cromatogáficos de pozos cercanos a los inyectores de gas amargo y nitrógeno. 2009

37 Estimación del volumen atribuible a la inyección de nitrógeno 2009-Actual

38 Caracterización estática asistencia técnica para la explotación de yacimientos del Terciario Campo samaria 2009

39 Desarrollo de las etapas FEL-C y FEL-D donde se sientan las bases estratégicas para las inyecciones de gas amargo, gas contaminado con nitrógeno, optimizaciones a la inyección de nitrógeno y agua, identificación de necesidad de construcción de una NRU y el plan de producción óptimo en la fase de declinación del C.A.J.B. para maximización de reservas.

2009-2011

40 Adquisición de cubo sísmico Samaria Terciario 2011

41 Toma de 2 líneas sísmicas Samaria Somero 2011

42 Prueba Piloto del nuevo esquema de Inyección de agua enfocado al proceso de mantenimiento de presión para el CAJB

2012

Samaria Somero

Descripción del Estudios Periodo de elaboración Ubicación Clase **

Asistencia técnica para la explotación de yacimientos del Terciario en el Campo Samaria

24/may/08 25/may/09Archivo técnico de la Coordi-nación de Diseño de Explotación, ubicado en la ExPia Samaria II R/a. Cu-muapa 2da. Sección Cunduacán, Tabasco.

Geología

Estudio Petrofísico 01/Abr/06 31/May/07 Geología

Estudio Estratigráfico 23/Abr/07 31/Oct/07 Geología

Proyecto de Delimitación, Caracterización y desarrollo inicial, aceite pesad Campo Samaria Neógeno

01/Abr/06 25/Feb/07 Geología

Análisis e interpretación de secuencias estratigráficas y ambientes sedimentarios de los Campos Platanal, Sama-ria, Iride y Carrizo

01/Mar/10 31/Jul/10 Geología

Proyecto Piloto para Inyección Alterna de Vapor, Campo Samaria Neógeno

19/May/08 25/Ene/11 Otros Estudios

FEL-I Proyecto Integral Samaria Somero 01/Ene/10 28/Jul/10 Otros Estudios

FEL-II Proyecto Integral Samaria Somero 01/Feb/11 30/Nov/11 Otros Estudios

Ogarrio-Magallanes

Relación de principales estudios efectuados durante 2006-2011.

No. Estudio Año

1 Modelo geológico 3D campo San Ramón 2007

2 Modelo geológico 3D campo Nelash 2007

3 Modelo geológico 3D campo Tiumut 2007

4 Modelo geológico 3D campo Rodador 2008

5 Modelo geológico 3D campo Rabasa 2008

6 Modelo geológico 3D campo Ogarrio bloque “A” 2009

7 Modelo geológico 3D campo Otates 2009-2010

8 Modelo geológico 3D campo Rabasa 2010

9 Modelo geológico 3D campo Cinco Presidentes (bloque adyacente) 2010

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Componente exploratoria Cuichapa

Año. Programa. Real Variación Descripción

2006 10 7 3 Se reprogramaron 4 pozos, realizado 1 fuera de programa

2007 8 3 5 Se reprogramaron 4 pozos y 2 estudios de evaluación de campos, realizado 1 fuera de programa

2008 7 5 2 Se reprogramo 1 pozo y 2 estudios, 1 realizado fuera de programa.

2009 6 8 2 Se reprogramaron 4 estudios, 6 fuera de programa.

2010 3 7 4 Se realizaron 4 estudios fuera de programa.

2011 3 5 2 Se realizaron 2 estudios fuera de programa.

2012 3 en programa

Proyecto Integral Ayin-AluxEn la tabla siguiente se muestra la relación de estudios más importantes, lleva-dos a cabo durante la ejecución del Proyecto Integral Ayin-Alux, en el periodo del 01 diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012.

Tipo Descripción Ubicación Área de resguardo

Fecha Tipo de información

Publica Reservada

Estudio de Ca-racterización del campo Alux.

Estudio de Actualización del Campo Alux (Cía. SATIM).

Integró aspectos asociados a la caracterización estructu-ral, estratigráfica y petrográ-fica que conforma en modelo estático.

APLT Coordinación de Diseño de Proyectos de Geociencias (Archivos electrónicos)

may-07 X

Estudio de fracturamiento del campo Alux.

Estudio integral para la de-terminación del modelado de fracturas (Cía. AMGL).

APLT Coordinación de Diseño de Proyectos de Geociencias (Archivos electrónicos)

dic-10 X

Estudio de Ca-racterización del campo Ayin.

Estudio de Caracterización Inicial del campo Ayin con los pozos Ayin-1 y Ayin-2DL

(Activo de Exploración Plata-forma Continental Sur)

APLT Coordinación de Diseño de Proyectos de Geociencias (Archivos electrónicos)

sep-10 X

Estudio de aplicación de la metodología FEL en sus tres fases.

Documentación del proyecto aplicando el riesgo y la incertidumbre

APLT Coordinación de Diseño de Proyectos de Explotación (Archivos Electrónicos)

Inicio ene-08

Termino dic-10

X

Pemex

302

Proyecto Integral ChucLos estudios programados en el proyecto están enfocados a las áreas sustan-tivas de diseño de explotación, como: caracterización de yacimientos, inge-niería de instalaciones, ingeniería de yacimientos y diseño de pozos. Entre los más importantes están:

• Asistencia técnica en ingeniería de yacimientos y simulación numérica

• Evaluación y estudios de procesos de recuperación mejorada con in-yección de gas

• Pruebas experimentales sobre procesos de recuperación mejorada

• Actualización de los modelos estáticos y dinámicos de los campos en desarrollo

• Estudios de modelos de transporte y procesos

• Análisis de muestras de fluidos

• Sistema de monitoreo permanente de presión y temperatura de yaci-mientos

• Asistencia técnica en estudios de yacimientos fracturados

Proyecto Integral Yaxche

EstudiosEstos están enfocados a las áreas sustantivas de diseño de explotación, como: caracterización de yacimientos, ingeniería de instalaciones, ingeniería de yaci-mientos y diseño de pozos. Entre los más importantes están:

• Actualización de los modelos estáticos y dinámicos de los campos en desarrollo.

• Asistencia técnica en ingeniería de yacimientos y simulación numérica.

• Análisis de muestras roca-fluidos.

• Sistema de monitoreo de presión y temperatura de yacimientos.

En la tabla siguiente se muestra la relación de estudios más importantes, lle-vados a cabo durante la ejecución del proyecto Integral Yaxche, en el periodo del 01 diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011

Tipo Descripción Ubicación Área de resguardo Fecha Tipo de información

Publica Reservada

Estudio Proyecto de análisis de atributos espectrales de arenas del terciario en el área de Yaxche.

Edificio APLT

Coordinación de pros-pectos y caracteriza-ción inicial (archivos electrónicos)

Inicio mar/2007 termina sep./2007

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Proyecto Integral Och-Uech-KaxEn el periodo 01 diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012, los estudios rele-vantes con cargo al Proyecto Integral Och- Uech- Kax, son los siguientes:

• Adquisición de nueva sísmica con mayor resolución vertical

• Estudios de petrofísica avanzada (discretización de porosidad, satura-ción de agua, presión capilar, tipos de roca, etc.)

• Estudios de fracturamiento

• Actualización de Modelos Geológicos del Proyecto OUK

• Actualización de Modelos Simulación Numérica del Proyecto OUK-En proceso

• Estudios especiales a núcleos.

• Estudios experimentales para soporte de recuperación adicional.

• Estudios de fluidos (hinchamiento, depositación de asfaltenos, misci-bilidad)

• Actualización de modelos de flujo.

• Estudios para el control de la entrada de agua a los yacimientos

• Estudios de sistemas de levantamiento artificial.

• Estudios de impacto ambiental

Lo anterior de acuerdo a lo informado por la Coordinación de Diseño de Explo-tación del Activo Integral Litoral de Tabasco.

Proyecto Integral Caan

• “Estudio integral del campo Caan” AIAPCH – cree, realizado en 2007

Objetivo: evaluación petrofísica convencional y avanzada de los pozos perte-necientes al Campo Caan para la realización del estudio integral y la elabo-ración del Modelo de Simulación. Muestra los volúmenes de aceite con los parámetros geométricos del yacimiento y propiedades petrofísicas promedios por unidad litoestratigráfica.

• “Estudio de actualización geologico-petrofisico del campo Kanaab”, realizado en 2011

Objetivo: interpretar el modelo geológico-petrofísico del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano del Campo Kannab, así como la caracterización de los sistemas de fracturas. También, identificar los elementos que controlan el comportamiento dinámico del yacimiento, reevaluar el Volumen Original de Hidrocarburos e identificar y/o confirmar probables áreas de oportunidad para la localización de nuevos pozos.

• “Recuperación mejorada en el campo Abkatun mediante el proceso de doble desplazamiento”, realizado en 2011.

Pemex

304

Objetivo: Recuperar parte del aceite remanente en el campo Abkatun.

• “Ajuste histórico asistido por computadora y pronósticos de producción probabilísticos en el campo Abkatun-H del activo integral Abkatun Pol-Chuc”, realizado en 2011.

Objetivo: implementar el modelo geológico en una actualización del modelo dinámico con el propósito de confirmar el volumen original, ajuste histórico y pronósticos de producción para cada escenario de explotación.

• “Caracterización estratégica del yacimiento Brecha-Cretacico Superior del campo Abkatun Area H”, realizado en 2011.

Objetivo: interpretación del modelo geológico-petrofísico del yacimiento Bre-cha-Cretácico Superior del campo Abkatun área H, así como la caracteriza-ción de fracturas y calculo de volumen original.

• “Desarrollo a escala de laboratorio de doble desplazamiento y de in-yección de químicos para el campo Abkatun” realizado en 2011.

Objetivo: evaluar a través del apoyo de propiedades determinadas para fluidos y rocas, el producto más conveniente para ser utilizado en el campo Abkatún, bajo sus condiciones particulares de presión, temperatura, salinidad, propie-dades de aceite, litología, etc.

• “Desarrollo a escala de laboratorio de doble desplazamiento y de in-yección de químicos para el campo Caan”, realizado en 2011.

Objetivo: Caracterización de muestras de roca y fluidos, con el objetivo de obtener parámetros de diseño para el desarrollo y selección de los productos químicos.

Proyecto Integral LakachEn las siguientes Tablas, se muestran la relación de estudios más importantes que se han realizado durante la ejecución del proyecto.

Descripción Ubicación Responsable del resguardo

Fecha Tipo de información

Publica Reservada

Asistencia técnica en la Planeación de la perforación y terminación de pozos en aguas profundas del Activol Holok-Temoa

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

Inicio 02/06/08 Termino 30/06/09

X

Análisis de aseguramiento de flujo (estado estacionario)

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Enlace Operativo

2008 X

Asistencia técnica para el diseño de Ingeniería de Pozos, requeridos para el desarrollo del proyecto Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

Inicio 27/07/09 Termino 25/09/09

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Asistencia técnica especializada para realizar conjuntamente con el perso-nal de PEP, actividades relacionadas con los procesos de Ingeniería para el desarrollo de la infraestructura del proyecto Integral Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

Inicio 11/08/09 Termino 18/12/09

X

Servicios de Asistencia técnica en la ingeniería para la planeación y diseño de la perforación y terminación de po-zos del Activo Integral Holok-Temoa.

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

Inicio 11/01/10 Termino 28/05/10

X

Análisis FMCA de las terminaciones submarinas de Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

Inicio 18/10/10 Termino 30/11/10

X

Implementación del control y segui-miento del Plan Maestro del Proyecto Integral Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Análisis de la amplitud sísmica varia-ble con la distancia (AVO)

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Asistencia técnica especializada para estabilidad del pozo, predicción de la producción de sólidos a través del modelo del elemeto finito y del análisis 2D de la compactación en el yaci-miento campo Lakach, México

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Estudios de referencia en Topografía y Geotecnia en la zona seleccionada para la EAGL.

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Enlace Operativo

X

Servicios de Asistencia técnica en la ingeniería conceptual, básica y de detalle para la planeación, diseño, seguimiento, arranque, intervención y abandono de pozos del Activo Integral Holok-Temoa.

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Análisis FMCA de las terminaciones submarinas de Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Análisis y evaluación del riesgo so-mero en las localizaciones del campo Lakach, a partir de datos sísmicos en 3D del Bloque Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Elaboración de especificaciones téc-nicas para contratar los servicios de terminación definitiva de pozos y su puesta en la operación de pozos del campo Lakach

Edificio Administrativo Playa Norte, Ciudad del Carmen, Camp.

Coordinación de Ejecución de Proyectos

X

Pemex

306

Programa Estratégico de GasHistóricamente, la producción de gas natural en México ha estado influen-ciada por el desarrollo de la capacidad de extracción de crudo. Las razones de lo anterior se pueden encontrar en la orientación que ha tenido PEMEX al dedicarse a descubrir, desarrollar y aprovechar el gran potencial del país en materia de reservas de aceite, al reducido uso que hasta hace poco tiempo tenía el gas, además del alto valor comercial del crudo.

Sin embargo, en la última década del siglo pasado, por cuestiones tecnológi-cas y ambientales la demanda de gas natural comenzó a crecer.

En el año de 1998 la Secretaria de Energía identificó una problemática en el mercado de gas natural, la cual consistía en que de acuerdo a las estimacio-nes de esa época, y como consecuencia de diversos cambios dentro de la ac-tividad industrial en el país, tales como regulaciones ambientales más estrictas y el uso de la tecnología de ciclo combinado en la generación de energía eléc-trica, se estimaba un crecimiento acelerado de la demanda de gas natural en el mediano y largo plazos, muy superior al crecimiento de la oferta; lo anterior obligó a replantear la política nacional energética, haciéndose necesario tomar acciones encaminadas a disminuir el déficit previsto en el mercado nacional del gas natural.

En los campos que integran el proyecto PEG Crudo Ligero Marino se han lleva-do a cabo diferentes tipos de estudios relacionados con las geociencias. Por ejemplo, a los campos Sinan, May y Bolontiku, se le han realizado estudios de definición de facies con el objeto de determinar la orientación y distribución de los bancos oolíticos a nivel del JSK, utilizado la información sísmica, los regis-tros geofísicos y los datos aportados por los estudios realizados a los núcleos.

También se han llevado a cabo estudios de fracturamiento en núcleos, regis-tros de imágenes resistivas y registros geofísicos los cuales son ajustados y guiados por medio de atributos sísmicos en los yacimientos del Cretácico.

También se han realizado estudios de fracturamiento en los yacimientos de edad Cretácico, los cuales han sido calibrados con datos de núcleos, registros de imágenes resistivas y registros geofísicos, los cuales han sido guiados por medio de atributos sísmicos.

A los núcleos cortados en los yacimientos se les han hecho estudios básicos y especiales para determinar sus propiedades petrofísicas, estudios especiales como son permeabilidad relativa, factor de formación, propiedades eléctricas, presión capilar por drene e imbibición, etc.

A continuación se presenta la relación de los estudios especiales realizados al proyecto PEG Crudo Ligero Marino para el periodo del 1ro de diciembre del 2006 al 31 de diciembre del 2011, los principales estudios a los yacimientos se presentan a continuación.

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Avance en la obtención de permisos para la ejecución del proyecto.El plan estratégico de desarrollo del proyecto PEG Crudo Ligero Marino, fue sometido al proceso de Evaluación de Impacto Ambiental en primer instancia a través de la presentación de una manifestación de impacto regional, como lo establece el Art. 28 de la Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) mismo que fue aprobado en julio de 2001 por la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA) mediante oficio resolutorio S.G.P.A.-DGIRA.-002559 de fecha 2 de julio de 2001. Adicionalmente se pre-sentaron dos estudios de riesgo para las obras de la Etapa de Producción Temprana (Plataforma de Enlace y 5 oleogasoductos).

Sin embargo dada la creciente demanda de hidrocarburos se desarrollaron nuevas alternativas que repercutieron en cambios significativos al proyecto original, estos cambios se han expuestos a través de diferentes instrumen-tos de gestión ambiental entre los que destacan la Manifestación de Impacto Ambiental modalidad Regional y estudio de riesgo para el proyecto Fase II donde se incluye la instalación de 7 Plataformas Aligeradas de perforación con la perforación de 30 pozos adicionales, 7 oleogasoductos y la modifica-ción de obras incluidas en el polígono del proyecto PEG Crudo Ligero Marino, obteniendo la autorización del proyecto mediante resolución S.G.P.A/DGIRA.DDT.0378.06 emitida el 16 de marzo del 2006.

Recientemente se autorizó la Fase III del proyecto a través de la presentación de la Manifestación de Impacto Ambiental modalidad Regional y estudio de

Estudios de yacimientos del proyecto

Pemex

308

riesgo ambiental, a partir de la cual se derivó el resolutivo S.G.P.A/DGIRA/DG/7597/10 del 12 de noviembre del 2010. En esta última resolución se adicio-naron 26 plataformas marinas, 26 ductos de diferentes diámetros y longitudes y la perforación de 127 pozos. En la siguiente tabla se mencionan las principa-les autorizaciones relacionadas al proyecto.

Permisos para ejecución del proyecto.

También se han realizado una serie de estudios geofísicos y geotécnicos para la construcción de obras principalmente de plataformas marinas y ductos marinos, para el periodo antes señalado a continuación se enlistan los estudios realizados.

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Estudios para construcción de infraestructura del proyecto.

Fuente de información: Documento Análisis Costo Beneficio, junio 2011 del proyecto PEG Crudo Ligero Marino.Resguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Integral Litoral de Tabasco.

Pemex

310

Por otra parte en lo que corresponde al Proyecto Integral Cuenca de Veracruz, la La integración de expedientes y/o proyectos ejecutivos que se generaron y se encuentran vigentes para el periodo del 1° de diciembre de 2006 al 31 de diciembre de 2011, se describe a continuación:

Nombre del Proyecto o Expediente Año de realización

Área responsable Área donde se encuentra resguardado

Soporte técnico en la simulación y optimización de los sistemas de recolección de hidrocarburos en los activos de PEP, macropera 404 Mecayucan

2006 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Proyecto piloto de certificación de datos analógicos y digitales de los registros geofísicos de pozos del Activo Integral Veracruz

2006 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

2º proyecto de certificación de datos analógicos y di-gitales de los registros geofísicos de pozos del Activo Integral Veracruz

2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Actualización y optimización del sistema integral de producción del sector gas húmedo amargo del Activo Integral Veracruz

2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Actualización y optimización del sistema integral de producción del sector gas seco del Activo Integral Veracruz

2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Evaluación económica de Gas Seco 2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Caracterización de los sistemas de fracturas en áreas prioritarias mesozoicas de los campos Cópite, Mata Pionche y Mecayucan

2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Evaluación geofísica del cubo sísmico cosomapa-3d área central estructura Mata Violín

2007 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Análisis, documentación, gestión y seguimiento de obras para infraestructura de explotación en campos del Activo Integral Veracruz

2008 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

3er proyecto de certificación de datos analógicos y di-gitales de los registros geofísicos de pozos del Activo Integral Veracruz

2008 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Caracterización estática de los yacimientos del área sur de la plataforma de córdoba primera fase

2008 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Análisis, documentación, gestión y seguimiento de la optimización de la explotación en campos del Activo Integral Veracruz

2009 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Informe final evaluación geofísica del cubo sísmico San Pablo Nopaltepec área de los campos San Pablo Rincón Pacheco - Gloria

2009 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Análisis, documentación, gestión y seguimiento de la optimización de la explotación en campos del Activo Integral Veracruz

2010 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

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Nombre del Proyecto o Expediente Año de realización

Área responsable Área donde se encuentra resguardado

Análisis ergonómico, estaciones de recolec-ción de gas Lizamba, Cauchy, Mecayucan, Madera, Copite, Cocuite, Apertura

2010 Diseño de proyectos Archivo de concentración, Activo Integral Veracruz.

Análisis, documentación, gestión y segui-miento de la optimización de la explotación en campos del Activo Integral Veracruz

2011 Diseño de proyectos Coordinación Grupo Multi-disciplinario de Diseño de Proyectos, Activo Integral Veracruz

Evaluación técnico-económica de estrate-gias de explotación para el Campo Cauchy apoyado en el Modelado Integrado de Activo.

2011 Diseño de proyectos Coordinación Grupo Multi-disciplinario de Diseño de Proyectos, Activo Integral Veracruz

Adquisición de Información Sismológica Norte de Tesechoacán 3D

2006 Grupo Multidisciplinario de Proyectos de Exploración

Adquisición de Información Sismológica Tesechoacán 3D

2008 Grupo Multidisciplinario de Proyectos de Exploración

Adquisición de Información Sismológica Mata Verde 3D

2009 Grupo Multidisciplinario de Proyectos de Exploración

Adquisición de Informa-ción Sismológica Mata Verde 3D

Adquisición de Información Sismológica Múchite 3D

2009 Grupo Multidisciplinario de Proyectos de Exploración

Manifestación de Impacto Ambiental modali-dad Regional (MIA-R) del “Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010 (Programa Estratégico de Gas)”

2002 Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz

49 Manifestaciones de Impacto Ambiental modalidad Particular (MIA-P)

2005-2010 Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz

10 Estudios de Riesgo Ambiental 2006-2011 Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz

MIA-R del “Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2025 (Programa Estratégico de Gas)”

2010 Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz

Manifestaciones de Impacto Ambiental modalidad Particular (MIA-P) Sitio RAMSAR denominado “Sistema Lagunar de Alvarado”

2011 Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz

Fuente de Información: Coordinación Grupo Multidisciplinario de Diseño de Proyectos, Coordinación Grupo Multidisciplinario de Proyec-tos de Exploración del Activo Integral Veracruz, Oficios resolutivos emitidos por la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la SEMARNAT.Resguardo y ubicación: Coordinación Grupo Multidisciplinario de Diseño de Proyectos, Archivo de Concentración, Coordinación Grupo Multidisciplinario de Proyectos de Exploración, Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Activo Integral Veracruz.

Pemex

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El Activo Integral Veracruz (AIV), sometió el 29 de noviembre del 2001 al pro-ceso de evaluación en materia de impacto y riesgo ambiental, un conjunto de obras enmarcadas en el Artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Eco-lógico y la Protección al Ambiente (LGEEPA); así como, en el Artículo 5° del Reglamento de la LGEEPA, mediante la Manifestación de Impacto Ambiental modalidad Regional (MIA-R) del “Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010 (Programa Estratégico de Gas)”, la cual fue autorizada mediante el oficio S.G.P.A.-DGIRA.-DIA.-0660/02 el 07 de agosto del año 2002, con una vigen-cia de 10 años para las actividades de preparación del sitio y construcción; además de 20 años para la operación y mantenimiento de las obras, com-prendiendo una superficie de 37,089 km2 que incluye parte de los Estados de Puebla, Oaxaca y Veracruz, como se muestra en la imagen siguiente:

Cabe mencionar, que el desarrollo de la cartera de obras autorizadas se rea-lizó de acuerdo a lo presentado en la siguiente tabla, misma que actualmente se encuentra vigente para su desarrollo en las etapas de operación y manteni-miento; así como abandono del sitio.

Cartera de obras del Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010.

Obras Tipo Autorizadas Realizadas Pendientes de Realizar

Pozos Exploratorios (PE) 214 111 103

Pozos de Desarrollo (PD) 461 287 174

Sísmica 3D 11 5 6

Líneas de descarga (LDD) 162 50 112

Gasoductos 4 4 0

Estaciones de Compresión (ECG)

14 12 2

Plantas Endulzadoras 2 0 2

Plantas Deshidratadoras 13 7 6

Polígono del Proyecto Inte-gral Cuenca de Veracruz 2002-2010.

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Sistemas de Inyección de Agua Congénita (SIAC)

3 3 0

Estaciones de Recolección de Gas (ERG)

8 8 0

Total 892 487 405

Km de LDD 479.3 143.743 335.557

Km de Gasoductos 54.5 46.765 7.735

Km de Sísmica 3D 6210 6029.02 180.98

Sin embargo, debido a la necesidad del Activo de realizar más obras de in-fraestructura, generadas por la optimización en los campos de producción y al incremento de la producción del mismo y aunado a que el proyecto autorizado contemplaba una limitada cartera y volumen de obras, se tuvo la necesidad de realizar 49 Manifestaciones de Impacto Ambiental modalidad Particular (MIA-P), para algunas de las obras que conforman el Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010, las cuales se encuentran vigentes y corresponden a las obras listadas el cuadro siguiente.

Manifestaciones de Impacto Ambiental de obras del Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010.

No. Obra No. de Oficio Resolutivo Fecha

1 Construcción Gasoducto de 10” de Ø x 6 km. de la localización del pozo Madera 1 hacia el margen izquierdo del injerto Rio Blanco.

S.G.P.A./DGIRA.DEI.00629.05.05

07-mar-05

2 Construcción Gasoducto 16” de Ø x 20 km aproximadamente de la Estación de Recolección de Gas Cocuite 2 a la Estación de Reco-lección de Gas Playuela.

S.G.P.A./DGIRA.DDT.0240.05 24-may-05

3 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 3.50616 km. del Patín de Recolección de Gas Lizamba 63 a la Estación de Recolección de Gas Lizamba.

S.G.P.A./DGIRA.DDT.1290.05 10-nov-05

4 Construcción de Gasoducto de 8’’ de Ø x 6+442.68 km del Patín de Recolección de Gas Vistoso 87 a Estación de Recolección de Gas Vistoso.

S.G.P.A./DGIRA.DDT.1267.05 16-nov-05

5 Construcción Gasoducto 8” de Ø x 11 km localización Apertura 1 hacia el margen izquierdo del injerto Río Blanco.

S.G.P.A./DGIRA.DDT.1439.05 01-dic-05

6 Construcción de Estación de Medición y Control Campo Veinte. S.G.P.A./DGIRA.DDT.0254.06 10-feb-06

7 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 5.4 km del Patín de Recolección de Gas Apertura 432 a la Estación de Recolección de Gas Apertura.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0347.06 03-mar-06

8 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 2.653 km del Pozo Arqui-mia 31 a la Estación de Recolección de Gas Arquimia.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0346.06 03-mar-06

9 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 20 km de longitud de la PRG Apertura 1 a la ERG Playuela 1.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0345.06 03-mar-06

10 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 5+277.462 km de la Ma-cropera Arquimia 41 a la Estación de Recolección de Gas Arquimia.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0335.06 03-mar-06

Pemex

314

11 Construcción de Gasoducto de 8” de Ø x 22.7204469 km del Esta-ción de Recolección de Gas Fourier 1 a la Estación de Recolección de Gas San Pablo Rincón Pacheco.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0297.06 03-mar-06

12 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 17.075 km aproximada-mente del Pozo Arquimia 1 al Gasoducto de 30” de Ø Cd. Pemex-México.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0334.06 03-mar-06

13 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 34.141 km de la Estación de Recolección de Gas Lizamba a Estación de Medición y Control Campo Veinte.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0341.06 03-mar-06

14 Construcción de Gasoducto de 10” Ø x 2.09410 km del Pozo Lizam-ba 44 a la Estación de Recolección de Gas Lizamba.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0342.06 03-mar-06

15 Construcción de Gasoducto de 8” de Ø x 8+858.076 km del Pozo Lizamba 217 al Pozo Lizamba 63.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.0336.06 03-mar-06

16 Construcción de Oleogasoducto de 8” de Ø x 1+290.756 km del Pozo Papan 51 a la Estación de Recolección de Gas Papan.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1593.06 31-jul-06

17 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 8+226.665 km de la pera del Pozo Huace 1 a la Estación de Recolección de Gas Papan.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1599.06 04-ago-06

18 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 2+786.665 km de la pera del Pozo Papan 111 a la Estación de Recolección de Gas Papan.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1669.06 08-ago-06

19 Construcción de la Estación de Medición y Control Papan. S.G.P.A.DGIRA.DDT.1703.06 08-ago-06

20 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 4+922.967 km del Pozo Papan 1 a la Estación de Recolección de Gas Papan.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1766.06 16-ago-06

21 Batería de Separación Perdiz y Construcción de Oleoducto de 12” de Ø x 13+548.216 km de la Batería de Separación Perdiz al Oleo-ducto de 30” de Ø Nuevo Teapa-México.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.1731.06 16-ago-06

22 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 11.22 km de longitud de la Estación de Recolección de Gas Lizamba a la Estación de Reco-lección de Gas Cocuite.

S.G.P.A.-DGIRA.DDT.2323.06 22-nov-06

23 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 12+030.82 km de la Es-tación de Recolección de Gas Papan a la Estación de Recolección de Gas Apertura.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.2406.06 12-dic-06

24 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 31.221411 km de la Estación de Recolección de Gas Papan al Gasoducto de 30” de Ø Cosoleacaque-Venta de Carpio.

S.G.P.A.DGIRA.DDT.2356.06 13-dic-06

25 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 1+268.781 km de longitud del Patín de Recolección de Gas del pozo Perdiz 1 a Bate-ría de Separación Perdiz.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-0526/07 14-mar-07

26 Construcción de un Puente Vehicular sobre el Río Camarón. S.G.P.A./DGIRA.DG.-0579/07 15-mar-07

27 Construcción de Oleogasoducto de 8” de Ø x 2+714.30 km del Patín de Recolección de Gas del pozo Matagallina 4 a Patín de Recolec-ción de Gas pozo Perdiz 1.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-0462/07 29-mar-07

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28 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 1+867.60 km del Patín de Recolección de Aceite de la pera Perdiz 531 a la Batería de Separación Perdiz.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-1306/07 13-jun-07

29 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 4+111.33 km de longitud del Patín de Recolección de Aceite de la pera Mocarroca 1 a la Batería de Separación Perdiz.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-1307/07 13-jun-07

30 Construcción de Oleogasoducto de 8” de Ø x 1.8 km del Patín de Recolección de Aceite Perdiz 33 al Patín de Recolección de Aceite Perdiz 1.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-1308/07 13-jun-07

31 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 0.112451 km del Patín de Recolección de Aceite del pozo Perdiz 3 a la Batería de Separación Perdiz.

S.G.P.A./DGIRA.DG.-1309/07 13-jun-07

32 Construcción de Oleogasoducto de 8” de Ø x 1+907.13 km del pozo Mecayucan 350 a la Estación de Recolección Mecayucan.

S.G.P.A./DGIRA.DG.1924.07 27-ago-07

33 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø x 3.9 km del Patín de Recolección de Gas del pozo Fresnel 1 a la Estación de Recolec-ción de Gas Fourier.

S.G.P.A./DGIRA.DG.1989.07 07-sep-07

34 Construcción de Gasoducto de 8” de Ø x 7+251.66 km de la ma-cropera del pozo Lizamba 436 a la Estación de Recolección de Gas Fourier.

S.G.P.A./DGIRA.DG.2944.07 18-dic-07

35 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 3.4 km de Punto de Venta San Pablo Rincón Pacheco a Gasoducto Troncal de 30” de Ø de PGPB.

S.G.P.A.-DGIRA.DG.0847.08 14-mar-08

36 El Área Excedente del Estudio Sísmico Tesechoacan 3D. S.G.P.A/-DGIRA.DG.1423.08 09-may-08

37 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 26+196.5 km de la Estación de Recolección de Gas Aris a la Estación de Recolección de Gas Arquimia.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3101/08 03-oct-08

38 Ampliación de la Batería de Separación Perdiz y Construcción de Oleoducto de 12” de Ø x 13+548.216 km de la Batería de Separa-ción Perdiz al Oleoducto de 30” de Ø Nuevo Teapa México.

S.G.P.A./DGIRA.DG.0446.09 13-feb-09

39 Construcción de la Estación de Medición y Control Cauchy. S.G.P.A./DGIRA/DG/3109/09 23-jun-09

40 Construcción de Oleogasoducto de 8” de Ø x 10+434.37 km del pozo Barajas 1 al Colector 2 Matapionche.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3789/09 08-jul-09

41 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 0.601 km y Línea de Descarga de 4” de Ø x 0.597 Km. de la macropera Cauchy 1 a la Estación de Medición y Control Cauchy.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3580/09 08-jul-09

42 Construcción de Gasoducto de 8” de Ø x 2.201 km y Línea de Descarga de 4” de Ø x 2.205 Km. de la macropera Cauchy 2 a la Estación de Medición y Control Cauchy.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3579/09 08-jul-09

43 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 5.752 km y Línea de Descarga de 4” de Ø x 5.752 km de la macropera Cauchy 4 a la Estación de Medición y Control Cauchy.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3751/09 21-jul-09

Pemex

316

44 Construcción de Gasoducto de 16” de Ø x 1.211 km de la Estación de Medición y Control Cauchy a la Estación No. 5 Arroyo Claro.

S.G.P.A./DGIRA/DG/3788/09 21-jul-09

45 Construcción de Gasoducto de 8” x 2+886.72 km del Punto de Ven-ta San Pablo Rincón Pacheco a Interconexión Troncal al Gasoducto de 30” Cd. PEMEX - México.

S.G.P.A./DGIRA/DG/4799/09 18-ago-09

46 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 9+546.06 km del pozo Kabuki 1 al PRG Aris y Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 8+590.545 Km. del pozo Aris 1 al PRG Aris.

S.G.P.A./DGIRA/DG/1547/10 30-mar-10

47 Construcción de Línea de Descarga de 4” de Ø x 0+476.34 km del Sistema de Inyección de Agua Congénita de la Estación de Com-presión Lizamba al Pozo Parmen 1.

S.G.P.A./DGIRA/DG/4736/10 21-jul-10

48 Construcción de Oleogasoducto de 10” de Ø y Línea de Descarga de 4” de Ø x 4+114.83 km de longitud del Pozo Cauchy 81 a la Macropera Cauchy 2.

S.G.P.A./DGIRA/DG/4657/10 21-jul-10

49 Construcción de Línea de Descarga de 4" de Ø x 5+155.08 km del Sistema de Inyección de Agua Congénita de la Batería de Separa-ción Perdiz al pozo Perdiz 523.

S.G.P.A./DGIRA/DG/6336/10 01-oct-10

Asimismo, el Activo tuvo que realizar estudios de riesgo ambiental bajo el amparo de la NOM-115-SEMARNAT-2003, debido a la necesidad de explorar áreas produc-toras de gas que se ubicaban geográficamente fuera de los límites de la poligonal autorizada y que correspondían a zonas ganaderas, agrícolas y eriales, las cuales corresponden a los pozos exploratorios Pairo 1, Palmaro 1, Férulas 1, Caporal 1, Ga-sífero 1 y Chiltepec 1, así como los pozos de desarrollo Cauchy 202, 224, 261 y 282.

Por otro lado, debido a que la vigencia del proyecto autorizado estaba por vencerse y la cartera de algunas obras del proyecto ya se habían agotado, el AIV sometió al proceso de evaluación en materia de impacto y riesgo ambiental el 08 de octubre del 2009 la MIA-R del “Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2025 (Programa Estratégico de Gas)”, la cual fue autorizada mediante el oficio S.G.P.A./DGIRA/DG/4659/10 el 13 de julio del año 2010, con una vigencia de 17 años para las actividades de prepara-ción del sitio y construcción y 20 años para la operación y mantenimiento de las obras, comprendiendo una superficie de 36,578.38 km2 de los cuales la Dirección General de Impacto y Riego Ambiental (DGIRA) solo autorizó 30,951.44 km2 que abarca parte de los Estados de Puebla, Oaxaca y Veracruz, como se muestra en la imagen siguiente:

Polígono del Proyecto Integral Cuenca de Vera-cruz 2002-2025.

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Sin embargo, debido a la existencia de restricciones para la realización de obras y/o actividades en algunas áreas de influencia del proyecto, el Activo recurrió al proce-so de evaluación en materia de impacto y riesgo ambiental de los proyectos a rea-lizar en el Sitio RAMSAR denominado “Sistema Lagunar de Alvarado”, mediante la presentación de MIA’s-P, de las cuales actualmente se cuenta con la autorización de 8 proyectos, mismos que corresponden a las obras indicadas en la tabla siguiente.

Manifestaciones de Impacto Ambiental de obras del Proyecto Integral Cuenca de Veracruz 2002-2010.

No. Obra No. de Oficio Resolutivo Fecha

1 Construcción de Oleogasoducto de 6” de Ø x 5+581.07 km de la pera Chalpa 1 a la macropera Arquimia 31.

S.G.P.A./DGIRA/DG.-9336 08-Dic-11

2 Construcción de Gasoducto de 10” de Ø x 3.4 km de Punto de Venta San Pablo Rincón Pacheco a Gasoducto Troncal de 30” de Ø de PGPB.

S.G.P.A.-DGIRA.DG.0847.08 14-mar-08

3 Construcción de la Línea del Sistema de Inyección de Agua Congé-nita de 4” de Ø x 16+312.55 km de la Estación de Recolección de Gas Fourier a la Estación de Recolección de Gas Arquimia.

S.G.P.A./DGIRA/DG.-9346 08-Dic-11

4 Construcción de Línea de Descarga de 4” de Ø x 0+276.76 km del pozo Galil 1 al Injerto Oleogasoducto 6" de Ø Chalpa 1 - Macropera Arquimia 31.

S.G.P.A./DGIRA/DG.-9347 08-Dic-11

5 Ampliación de la Batería de Separación Perdiz y Construcción de Oleoducto de 12” de Ø x 13+548.216 km de la Batería de Separa-ción Perdiz al Oleoducto de 30” de Ø Nuevo Teapa México.

S.G.P.A./DGIRA.DG.0446.09 13-feb-09

6 Construcción de la Estación de Compresión de Gas Kabuki – Aris. S.G.P.A./DGIRA/DG.-9426 13-Dic-11

7 Construcción de Líneas de Descarga de 4" de Ø y 6” de Ø x 1+406.04 km del pozo Perdiz 525 con interconexión al Oleoga-soducto y Línea de Medición del pozo Mocarroca 1 - Batería de Separación Perdiz.

S.G.P.A./DGIRA/DG.-9428 13-Dic-11

8 Construcción de Oleogasoducto de 6” de Ø x 9+596.33 km del PRG Kabuki 31 a la macropera Kabuki 1.

S.G.P.A./DGIRA/DG/2607 14-Dic-11

d. Documentación soporte de la aplicación de los recursos.

Trámites y registros contables y presupuestarios realizados.Trámites del 2006 - 2008Por ser los proyectos PIDIREGAS financiados con recursos privados, gestionados por el Corporativo de Petróleos Mexicanos, los trámites para la asignación y aplica-ción del flujo de efectivo son:

• Las áreas de Servicios Financieros y las Ventanillas Únicas de los centros de trabajo de las Subdirecciones, elaboran el estimado mensual del flujo de efectivo requerido, en base a los compromisos de pago recibidos durante los primeros doce días del mes inmediato anterior, el consolidado regional se envía a Tesorería Sede México

• Con siete días de anticipación a la fecha de vencimiento del compromiso de pago se envían las propuestas a la Tesorería Sede, en donde se realizan las

Pemex

318

gestiones ante el Corporativo para la ministración de fondos monetarios y liquidación del pasivo, efectuándose el ejercicio del flujo de efectivo en Tesorería Sede México

Trámites del 2009-2012 A partir del 2009, los compromisos de proyectos PIDIREGAS fueron pagados con Presupuesto PEF. Las Solicitudes de Fondos se integraron con base en los compromisos de pago registrados en SAP R/3, cargándose en el Sistema de Administración del Gasto (SAG) en la Región Norte.

A partir del 01 de Junio de 2009, por instrucciones de la Dirección Corporativa de Finanzas, se modificaron los procedimientos de pago considerados por el Corporativo, para llevar a cabo la función de dispersión y control de fondos mediante el Módulo IHC (In House Cash), denominado Pago Centralizado, el cual se llevó a cabo por parte de la Tesorería Sede PEP, mismo que requirió ajustar los tiempos de trámite necesarios para la gestión del pago de pasivo a Proveedores, Contratistas y Prestadores de Servicio a 7 días naturales de anti-cipación a la fecha del vencimiento de los compromisos de pago, de conformi-dad al Calendario Oficial emitido por parte de la Tesorería Sede para tal efecto.

En el mes de septiembre 2009, la Gerencia de Recursos Financieros de la Subdirección de Administración y Finanzas, actualizó el Procedimiento Admi-nistrativo para la Recepción en Ventanilla de Facturas de Contratistas, Provee-dores y Misceláneos, Clave: 200-74000-PA-083, para dar cumplimiento a la normatividad relativa a la programación de pagos y definir las actividades que habrán de ser aplicadas para recepción y registrar estimaciones y facturas de contratos de adquisiciones, arrendamientos, servicios, obra pública y servi-cios relacionados con la misma, en el cual se destacan los siguientes cambios:

• Se modificó el título por “Procedimiento Administrativo para la Recep-ción en Ventanilla Única de Facturas de Contratistas, Proveedores y Misceláneos, Clave: 200-74000-PA-083”.

• Se sustituyó el nombre de CABYS por COPADE (Codificación de Pagos y Descuentos)

• Se actualizó el marco normativo, excluyendo la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público y la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, Art. 134

• Se indicó en los “Anexos 2, 3 y 4 relativos a la factura, que ésta deberá ser impresa en taller autorizado o contener la leyenda de: “Este docu-mento es la impresión de un comprobante Fiscal Digital”

A partir del mes de octubre 2009, la Subgerencia de Tesorería Sede PEP infor-mó el nuevo esquema de trabajo derivado de la entrada del pago centralizado, entre ellos la actividad del Programa en Flujo de Efectivo, debido a la valida-ción que se realiza directamente en el Programa Mensual de Egresos (PME) que el Corporativo tiene cargado en el SAP. Bajo este esquema las Solicitudes de Fondos (Programas Mensuales de Flujo de Efectivo) se registran en el Sis-tema de Administración del Gasto (SAG) centralmente con base en las cifras presupuestales proporcionadas por las áreas de Presupuestos y Planeación de Sede para cada Región en Operación e Inversión.

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En el mes de noviembre de 2010, entró en operaciones la Bóveda Electrónica de PEP, utilizando certificados digitales de Firma Electrónica Pemex (FEP) emitidos y entrega-dos a nivel nacional, para la recepción de Comprobantes Fiscales Digitales (facturas electrónicas) de Proveedores y Contratistas; en donde el registro contable-presupues-tal de la cuenta por pagar en el sistema SAP R/3 se realiza en forma automatizada.

A partir de la entrada en operación de la Bóveda Electrónica, quedó sin efecto el procedimiento Administrativo para la Recepción en Ventanilla Única de Facturas de Contratistas, Proveedores y Misceláneos con registro 200-74000-PA- 083; en virtud de haber entrado en operación los Lineamientos y Guía Operativa para la Recep-ción y Registro de la Factura Electrónica.

Cuadro resumen del total del presupuesto autorizado y ejercido.Presupuesto autorizado y ejercido por Proyecto de Inversión

Proyecto de Inversión Presupuesto 2006-2011 (millones de pesos)

Presupuesto 2012 (millones de pesos)

Autorizado Ejercido Autorizado Ejercido

Aceite Terciario del Golfo 97,562.4.8 97,917.8 18,322.3 15.9

Reingeniería Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

8,401.5 13,300.9 2,999.4 2.5

Integral Poza Rica Tres Hermanos 14,859.9 22,215.8 2,715.3 4.0

Integral Arenque 15,489.2 13,404.2 3,105.4 0.7

Integral Cuenca de Burgos 121,468.5 130,123.8 18,104.2 14.0

Integral Bellota Chinchorro 26,899.2 26,994.7 5,803.2 2.7

Integral Cactus-Sitio Grande 9,080.8 9,444.6 2,264.2 1.5

Integral Cárdenas 1,715.3 5,034.3 0 0

Integral Carmito-Artesa 3,832.2 2,788.7 785.3 0.4

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 15,423.5 11,382.5 2,321.1 1.4

Integral Delta del Grijalva 20,918.2 26,127.8 6,033.5 2.9

Integral Jujo-Tecominoacán 28,954.7 34,410.6 5,657.1 3.1

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

58,817.5 65,441.8 13,579.2 7.9

Integral Ayin Alux 5,042.7 3,114.3 1,086.7 0.07

Integral Chuc 30,340.7 26,410.9 11,261.2 4.4

Integral Yaxche 14,688.0 13,846.2 5,359.8 1.6

Integral Och-Uech-Kax 6,085.5 3,865.9 1,178.1 0.7

Integral Caan 16,644.6 18,142.1 2,250.6 1.8

Integral Lakach 3,323.0 1,975.2 1,524.0 0.1

Integral Ek Balam 14,816.6 12,269.6 5,266.9 0.8

Cantarell 261,506.3 243,666.6 49,545.6 27.6

Integral Ku-Maloob-Zaap 153,168.6 166,405.4 39,399.1 16.9

Programa Estratégico de Gas 182,316.2 182,074.2 45,800.2 17.8

Nota: para el ejercicio fiscal 2012 con respecto al autorizado se tomó el autorizado original y el ejercicio corres-ponde al periodo enero-julio.

Pemex

320

Recursos enterados a la Tesorería de la Federación.A continuación se enuncian las cifras de los Derechos e impuestos causados y enterados a la tesorería.

Diciembre 2006

2007 2008 2009 2010 2011 Ene-Jul 2012

Total

39,137* 663,549 761,683 538,597 649,814 871,471 464,348 3´988,599

*Correspondiente al mes de diciembre de 2006

Fuente de Información: Oficio PEP-SAF-GRF-256-2012 de fecha 3 de septiembre de 2012, emitido por la Gerencia de Recursos Financie-ros de la Subdirección de Administración y Finanzas.

Procesos de adjudicación de bienes y/o servicios; a los convenios y/o contratos celebrados entre otros.PEMEX Exploración y Producción en materia de contratos, para el periodo que comprende esta rendición de cuentas logró fincar 13,773 contratos, de estos 1,755 corresponden a la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con la Misma, 9,116 a la Ley de Arrendamiento, Adquisiciones y Servicios del Sec-tor Público y 2,902 contratos bajo la Ley de PEMEX.

Contratos que afectaron presupuestalmente a los Proyectos de Inversión

Tipo de Ley 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Ley de Obra Pública y Servicios Relacionados con la Misma

42 485 433 357 329 66 43

Ley de Arrendamiento, Adquisiciones y Servicios del Sector Público

213 2,436 2,353 1,849 1,359 661 245

Ley de Pemex 0 0 0 1 320 1,844 737

Total 255 2,921 2,786 2,207 2,008 2,571 1,025

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322

a. Informes sobre los avances y situación del programa y/o proyectoi. Proyecto integral Ek-BalamEk-Balam comprende dos yacimientos divididos por una intrusión salina alargada noroeste-sureste, con características similares pero que actúan de manera independiente. Estos yacimientos, además de tener una muy baja relación gas-aceite, no tienen empuje hidráulico activo. La producción del yacimiento con energía propia declinó rápi-damente provocando que prácticamente todos los pozos se abatie-ran. Fue necesaria la asistencia de un sistema artificial de producción para continuar con la explotación de hidrocarburos del campo que, en conjunto con el mantenimiento de presión maximizarán el factor de recuperación de la reserva de aceite ligero de estos yacimientos. En el caso del campo Ek-Balam, se evaluaron los sistemas de BEC y bombeo neumático continuo (BNC), se definió el bombeo electro centrífugo (BEC) como el más adecuado para este yacimiento.

Los problemas de ambos yacimientos de Ek-Balam se tienen identi-ficados; se han realizado acciones para evitar y disminuir los proble-mas operativos que se presentan en cada yacimiento y esas acciones continuarán complementándose con otras para mejorar las condicio-nes de operación. El detalle se presenta en el cuadro siguiente.

VIII. Seguimiento y control

Problemas Ek-Balam JSO

Causas Acciones

Depresionamiento del yacimiento

Yacimiento volumétrico Inyección de agua como mantenimiento de presión

Producción de área

Yacimiento depresionado Aplicación de tecnologías de control de arena en la terminación

Arenas no consolidadas

Terminaciones originales sin aplica-ción de control de arenas

Problema Ek-Balam BKS

Causas Acciones

Irrupción de agua Altos gastos de producción

Control de gasto de producción

Alto fracturamiento Perforación y RMA

Alta relación de viscosidad agua/aceite

Terminación de pozos en agujero descubierto zonas estructuralmente altas

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La producción real de aceite y gas en el periodo enero de 2006 a junio 2012, obteniéndose una producción acumulada de aceite de 2,287 MMbl

y 2,939 MMMpc de gas.

Plataforma AkalCampeche

Pemex

324

EstudiosLos estudios técnicos que se han realizado en el proyecto se listan a continuación:

ii. Proyecto CantarellAdministración de la declinación (2006-2012)A partir de 2005 inició la declinación natural del campo debido al cierre de pozos derivado del avance del contacto gas-aceite y la movilidad del contacto agua-aceite, razón por la cual se establecieron un nuevo objetivo y estrategia de actualización, enfocados en administrar y controlar la declinación, por lo que se implementaron las siguientes acciones:

• Manejo de pozos con altas producciones de gas y volúmenes de agua.

• Optimización de las instalaciones superficiales.

• Perforación y reparación de pozos para reponer pozos que se van in-vadiendo de gas o agua.

• Perforación de pozos no convencionales en las ventanas reducidas de aceite.

• Compresión adicional para reinyectar el gas producido de la zona de transición y continuidad de la inyección de nitrógeno para poder man-

Como parte del diagnóstico de las condiciones de explotación

del campo Akal, se identificaron áreas de oportunidad para

mejorar su desempeño.

2006 2009

Modelo estático Ek-Balam BKS y JSO (Realización del modelo estructural, población de propiedades petrofísicas y modelado tridimensional).

Modelo estático Ek-Balam JSO (Realización del modelo estructural, población de propiedades petrofísicas y modelado tridimensional) su reinter-pretación con un nuevo cubo sísmico.

Generación del modelo de simulación Ek JSO, basado en modelo geológico 2008.

2008 2010

Modelo estático Ek-Balam BKS y JSO (Realización del modelo estructural, población de propiedades petrofísicas y modelado tridimensional) es una actualización de modelo de 2006.

Actualización del modelo de simula-ción Balam JSO, basado en modelo geológico 2006.

Modelo geomecánico 1D Ek-Balam (Se realizó por pozo la ventana de estabilidad de agujero, determinación de gradientes de poro, fractura y co-lapso, así como magnitud y dirección de esfuerzos).

Generación del modelo de simulación grueso con propiedades promedio de Ek-Balam BKS.

2011

Modelo estático Ek-Balam BKS (Reali-zación del modelo estructural, pobla-ción de propiedades petrofísicas, tipos de roca y modelado tridimensional) su reinterpreto con un nuevo cubo sísmico.

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tener la presión del campo y evitar la pérdida de reserva al no permitir el avance del agua en el flanco sur del campo.

• Maximización del factor de recuperación final.

• Análisis de factibilidad de aplicar procesos de recuperación mejorada.

Como parte del diagnóstico de las condiciones de explotación del campo Akal, se identificaron áreas de oportunidad para mejorar su desempeño. A continuación se mencionan las acciones que se han llevado a cabo para dis-minuir la declinación de la producción:

• Administración del vaciamiento del yacimiento.

• Control del gas de la zona de transición.

• Mantenimiento de la presión del yacimiento.

• Definición de gastos críticos para reducir la producción de gas y/o agua.

• Instalación de infraestructura para la reinyección de gas al yacimiento.

• Optimización de la productividad de los pozos.

• Incremento en el número de intervenciones a pozos.

• Perforación y reparación de pozos buscando zonas con mejor calidad de roca.

• Aplicación de nuevas tecnologías para la remediación de pozos.

• Aplicación de un programa estricto de monitoreo del yacimiento que permita identificar la evolución de las ventanas de aceite para posicio-nar la ubicación de los pozos.

Situación actual del proyectoActualmente, los espesores de aceite en el campo son cada vez más reduci-dos y en algunas partes se observan canalizaciones de gas y de agua en los pozos, por lo que el planteamiento actual del proyecto contempla acciones para poder manejar el agua producida con el fin de mantener la calidad de los fluidos para exportación. De igual forma, el problema del manejo de gas en los pozos se ha venido incrementando en los últimos años, por lo cual se están tomando acciones para evitarlo.

EvaluaciónLa evaluación del avance del proyecto se realiza a través de la adminis-tración del activo de producción Cantarell, mediante la estricta vigilancia y control de los compromisos establecidos en los alcances documentados en la cartera de proyectos de inversión y en los programas de producción. Se realizan evaluaciones periódicas mediante el seguimiento del programa ope-rativo semanal de producción y el seguimiento físico financiero de pozos, obras estratégicas y actividades operacionales, enfocados en evaluar el cre-cimiento y la eficiencia, así como la medición y el cuidado de la integridad física, anomalías y el medio ambiente.

En este sentido se evalúan las metas trazadas mediante indicadores de des-empeño, las cuales cuantifican el cumplimiento de las actividades físicas,

PlataformaPemex Exploración y Producción

Pemex

326

económicas y presupuestales (cuotas de producción, producción mensual, tiempos y costos), permitiendo tomar las decisiones pertinentes para mejorar.

La evaluación económica del proyecto se realiza mediante la metodolo-gía de valor presente de los flujos de efectivo, lo cual permite determinar su rentabilidad;ç de igual manera se realiza un análisis de sensibilidad a la inver-sión, volumen de aceite y gas y precios, tomando en consideración las premi-sas institucionales vigentes, los pronósticos de producción de aceite y gas, así como la inversión requerida.

Para la cartera autorizada, se consideró en la evaluación la parte económica, financiera y de reconocimiento de PIDIREGAS. También se consideraron dos horizontes temporales: el global (1997-2026), desde el inicio del proyecto has-ta su conclusión y el del periodo documentado (2010-2026). Por lo general, los escenarios plantean diversas opciones, entre las cuales se seleccionan las mejores alternativas de explotación acordes con su factibilidad técnica-económica, aprovechando la infraestructura existente y/o construyendo la in-fraestructura adicional necesaria.

ProducciónEl comportamiento de la producción real de aceite y gas en el periodo enero de 2006 a junio 2012 se presenta en el siguiente cuadro (fuente: BDI), ob-teniéndose una producción acumulada de aceite de 2,287 MMbl y 2,939 MMMpc de gas.

PozosEn el periodo del 1 de enero de 2006 a julio de 2012 se han perforado 95 po-zos de desarrollo y terminado 99 pozos de desarrollo. En este mismo periodo se terminaron 99 pozos productores y ocho pozos inyectores.

En cuanto a las reparaciones en el mismo periodo de ejecución, se han reali-zado 348 reparaciones mayores, que se intensificaron de 2009 a 2011; igual-mente se realizaron 775 reparaciones menores, sobre todo a partir de 2009.

pozos de desarrollo terminados, en el periodo del 1 de enero de

2006 a julio de 2012.

Producción real

Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Producción acumulada

Aceite (MMbpce) 1,788 1,464 1,009 646 501 449 403 2,287

Gas (MMpcd) 716 941 1,626 1,453 1,249 1,072 986 2,939

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos perforados 2 18 20 10 17 18 10 95

Pozos terminados 1 23 20 10 16 18 11 99

99

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InfraestructuraA continuación se muestran las estructuras y ductos realizados en este lapso:

iii. Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapAdministración de la producción (2006-2012) Durante 2006 continuó la etapa de desarrollo de los campos del proyecto, aplicando la perforación con dos equipos en una misma localización, lo cual permitió incrementar sustancialmente las bocas de producción y generó alter-nativas de optimización de transporte con los ductos existentes. El proyecto monitorea el avance del contacto gas-aceite y la movilidad del contacto agua-aceite como parte de la estrategia de prevención, enfocada en administrar los yacimientos con las siguientes acciones:

• Manejo de pozos con altas producciones de gas y volúmenes de agua.

• Optimización de las instalaciones superficiales.

• Perforación y reparación de pozos para reponer pozos que se van in-vadiendo de gas o agua.

• Perforación de pozos no convencionales en las ventanas reducidas de aceite.

• Maximización del factor de recuperación final.

• Anaálisis de la factibilidad de aplicar procesos de recuperación mejorada.

Como parte del diagnóstico de las condiciones de explotación del proyecto integral Ku-Maloob-Zaap, se identificaron áreas de oportunidad para mejorar el desempeño del campo. A continuación se mencionan las acciones que se han llevado a cabo para disminuir la declinación de la producción:

• Administración del vaciamiento del yacimiento.

• Mantenimiento de la presión del yacimiento.

• Definición de gastos críticos para reducir la producción de gas y/o agua.

El proyecto monitorea el avance del contacto gas-aceite y la

movilidad del contacto agua-aceite como parte de la estrategia

de prevención, enfocada en administrar los yacimientos.

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Reparaciones mayores

2 63 43 82 51 62 45 348

Reparaciones menores

3 43 43 69 158 267 172 775

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Estructuras 0 2 3 9 4 1 0 19

Ductos 0 4 23 29 0 0 3 59

Pemex

328

• Instalación de infraestructura para la reinyección de gas al yacimiento.

• Optimización de la productividad de los pozos.

• Incremento en el número de intervenciones a pozos.

• Perforación y reparación de pozos, buscando zonas con mejor calidad de roca.

• Aplicación de nuevas tecnologías para la remediación de pozos.

• Aplicación de un programa estricto de monitoreo del yacimiento que permita identificar la evolución de las ventanas de aceite para posicio-nar la ubicación de los pozos.

• Segimiento del monitoreo en tiempo real de variables durante la perfo-ración de los pozos a fin de reducir las desviaciones con relación a lo programado.

• Programación y ejecución de pruebas de presión–producción que in-cluyan registros de presión estática, curvas de decremento, perfiles de presión a pozo fluyendo y curvas de incremento, a fin de incorporar dicha información y mantener actualizados los modelos de yacimiento y de pozo.

• Programación y ejecución de aforos a los pozos, en diferentes condi ciones operativas.

Situación actual del proyectoActualmente, los espesores de aceite en el campo son cada vez más redu-cidos y, en algunas partes, se observan canalizaciones de gas y de agua en los pozos, por lo que el planteamiento actual del proyecto contempla acciones para poder manejar el agua producida con el fin de mantener la calidad de los

Plataforma KuPemex Exploración y Producción

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fluidos para exportación. De igual forma, el problema del manejo de gas en los pozos se ha venido incrementando en los últimos años, por lo que se están tomando acciones para evitarlo.

EvaluaciónLa evaluación del avance del proyecto se realiza a través de la administración del activo de producción Ku-Maloob-Zaap, mediante la estricta vigilancia y control de los compromisos establecidos en los alcances documentados en la cartera de proyectos de inversión y en los programas de producción. se reali-zan evaluaciones periódicas mediante el seguimiento del programa operativo semanal de producción y el seguimiento físico y financiero de pozos, produc-ción, obras estratégicas y actividades operacionales, enfocados en evaluar el desempeño en crecimiento y eficiencia, integridad física, anomalías y cuidado del medio ambiente.

En este mismo sentido se evalúan las metas trazadas mediante indicadores de desempeño y se cuantifica el cumplimiento de las actividades físicas, económi-cas y presupuestales (cuotas de producción, producción mensual, tiempos y costos), permitiendo tomar las decisiones y acciones pertinentes para mejorar.

La evaluación económica del proyecto para determinar su rentabilidad se rea-liza conforme a la metodología de valor presente de los flujos de efectivo; igualmente se realiza el análisis de sensibilidad a la inversión, volumen de aceite-gas y precios y, conforme a la consideración de las premisas institu-cionales vigentes, los pronósticos de producción de aceite y gas, así como la inversión requerida. En el caso de la cartera autorizada, en la evaluación eco-nómica, financiera y de reconocimiento de PIDIREGAS se consideraron los dos escenarios autorizados: 2002-2030 —desde el inicio del proyecto hasta el último año considerado— y 2012-2030 —el periodo documentado reciente-mente. Los escenarios de producción generalmente plantean diversas opcio-nes, entre las cuales se seleccionan las más adecuadas para la explotación de acuerdo con su factibilidad técnica y económica, y la infraestructura existente. En caso de que no exista la infraestructura, se construye la necesaria.

AvancesPara el cumplimiento de los objetivos del proyecto Ku-Maloob-Zaap, se han realizado diversas obras y actividades importantes, entre las cuales cabe mencionar las siguientes:

ProducciónComo se puede observar en los cuadros y las gráficas siguientes, la produc-ción del proyecto integral Ku-Maloob-Zaap se ha incrementado de 404 Mbd de aceite y 203 MMpcd de gas en 2006 a 844 Mbd y 336 MMpcd en 2011, respectivamente; la proyección para 2012 es de 847 Mbd de aceite y 315 MMpcd de gas, cifras tomadas del POT-III.

Producción de aceite

Producción 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Aceite (Mbd) 404 527 706 808 839 842 847

404

527

706

808

839

842

847

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

producción de aceite

203

212

273

327

332

331

315

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

producción de gas

Pemex

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Pozos En el periodo del enero de 2006 a julio de 2012 se han perforado y terminado 115 pozos de desarrollo.

En cuanto a las reparaciones en el mismo periodo de ejecución, se han reali-zado 102 reparaciones mayores y 587 reparaciones menores.

InfraestructuraDe igual forma se muestran a continuación las estructuras y ductos realizados en este lapso:

iv. Proyecto integral Bellota ChinchorroCon la finalidad de alinear el proceso de evaluación de los proyectos para mejorar su desempeño operativo en cumplimiento de las metas físicas, volu-métricas y presupuestales, se ha implementado un programa de evaluaciones mensuales y trimestrales para informar a la Subdirección de Producción Re-gional el avance de los programas operativos y el estado de los proyectos. También se cuenta con un programa de informes periódicos ante instancias gubernamentales como la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la SE-NER sobre la documentación y el seguimiento de las asignaciones petroleras del proyecto.

Producción de gas

Producción 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gas (MMpcd) 203 212 273 327 332 331 315

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pozos de desarrollo 23 23 20 15 10 12 12

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Reparaciones mayores 5 9 15 20 14 18 21

Reparaciones menores 34 78 123 108 83 77 84

Fuente: Programa Operativo Trimestral de producción (POT-III).Ubicación y resguardo: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

Real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Estructuras marinas 6 5 1 1 0 1 1

Ductos 7 24 1 3 1 2 5

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En cuanto a los informes internos, a continuación se presenta un resumen de los avances anualizados del proyecto y acciones encaminadas a mejorar su estado.

Avance de los pozos perforados del POAEl avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviem-bre de 2012 en las perforaciones realizadas respecto al POA es de 97%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

Pemex Exploración y ProduccíonSamaria-Luna, Tabasco

de avance de los pozos perforados de POA a noviembre de 2012

97%

0 0 3 2 3 5 7 4 5 2 6 4 5 11

pozos perforados del proyecto (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

332

El avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviem-bre de 2012 en las perforaciones de actividad exploratoria realizadas respecto al POA es de 55%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

0 0 6 2 6 2 0 0 0 0 0 0 0 0

pozos terminados actividad exploratoria (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

El avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 en las perforaciones de actividad

exploratoria realizadas respecto al POA es de 55%.

55%

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Avance de los pozos terminados del POAEl avance general del periodo comprendido de diciembre 2006 a noviembre 2012 en las terminaciones realizadas respecto al POA es de 79%. La distribu-ción anualizada de los avances se presenta a continuación.

0 0 3 3 4 4 5 5 5 1 6 1 6 9

pozos perforados del proyecto (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex Exploración y ProduccíonSamaria-Luna, Tabasco

Pemex

334

En las perforaciones de actividad exploratoria realizadas respecto al POA, el avan-ce general del periodo comprendido de diciembre 2006 a noviembre de 2012 es de 33%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

Avance de reparaciones mayores de pozos del POAEl cumplimiento general de las reparaciones mayores realizadas fue de 134%, y su distribución anual se presenta a continuación:

0 0 6 2 6 2 0 0 0 0 0 0 0 0

pozos terminados actividad exploratoria (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

PozoPemex Exploración y Producción

En las perforaciones de actividad exploratoria realizadas respecto

al POA, en el periodo comprendido de diciembre 2006

a noviembre de 2012

33%

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Avance de reparaciones menores de pozos del POAEl cumplimiento en las reparaciones menores fue de 450% y su distribución anual se presenta a continuación:

1 0 0 8 0 2 0 14 1 9 4 9 6 12

reparaciones menores de pozos del proyecto (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

0 1 8 10 2 7 7 9 10 17 8 9 12 10

reparaciones mayores de pozos del proyecto (número)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

336

Avance en volúmenes de producción del POA

Producción de aceiteCon base en las actividades antes mencionadas, el avance general de los recursos invertidos respecto al POA en el periodo de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 fue de 91%. La calendarización anual, su distribución por principales rubros, así como las causas de la variación respecto de su cumplimiento se presentan a continuación:

Producción de gas asociadoEn relación con la producción de gas, el cumplimiento en relación con el volumen pro-medio de producción de gas programado en los POA’s, y el volumen promedio real fue de 95% y su distribución anual se puede observar en la siguiente página (gráfica 1)

Avance de recursos a invertir del presupuesto autorizadoCon base en las actividades antes mencionadas, el avance general de los recursos invertidos respecto al POA en el periodo de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 fue de 115%. La calendarización anual, su distribución por principales rubros, así como las causas de la variación en el cumplimiento se presentan en la siguiente página (gráfica 2)

La calendarización anualizada de las inversiones anteriores por actividad es la si-guiente: pozos de desarrollo, 6,839 MM$; intervenciones y mantenimiento a pozos, 3,958 MM$; construcción de instalaciones, 2,088 MM$; mantenimiento de instala-ciones, 1,974 MM$; mano de obra, 1,383 MM$; gestión de activos, 517 MM$; estu-dios, 346 MM$; mantenimiento a ductos, 448 MM$; sísmica, 164 MM$; seguridad y ecología, 186 MM$ y obras de beneficio mutuo 78 MM$.

53 51 60 52 61 48 50 60 63 68 77 67 91 69

producción de aceite del proyecto (mbpd)

POA Real

*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Con base en las actividades antes mencionadas, el avance general de

los recursos invertidos respecto al POA en el periodo de diciembre de

2006 a noviembre de 2012.

115%

Pemex

Pem

ex E

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ón y

Pro

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Inco

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n de

rese

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de

gas

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ento

de

prod

ucci

ón

53 51 60 52 61 48 50 60 63 68 77 67 91 69

producción de gas del proyecto (mmpcd)

POA Real

*Solo gas hidrocarburo.*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

7

189

1,39

2

2,05

2

1,84

8

3,03

7

4,02

4

3,59

1

2611

3,52

1

3,42

8

4,39

9

4,67

0

3,87

2

presupuesto programado autorizado vs real (millones de pesos)

POA Real

*Sin amortizaciones, siniestros e intereses*Para el año 2006 solo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

(gráfica 1)

(gráfica 2)

Pemex

338

Para el periodo diciembre de 2006 a noviembre de 2012, se ejercieron 20,661 MM$ para un cumplimiento de 115%. En el cuadro se observa el ejercicio por año.

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 0 414 564 1,627 794 1,448 1,992 6,839

Intervenciones y mant. a pozos 3 399 535 787 677 566 991 3,958

Construcción de instalaciones 0 189 199 671 385 159 485 2,088

Mantenimiento de instalaciones 4 223 289 318 133 588 419 1,974

Mano de obra 0 58 150 245 313 298 320 1,383

Gestión de activos 0 27 28 81 95 157 130 517

Estudios 0 15 32 121 74 71 33 346

Mantenimiento a ductos 0 22 35 27 64 89 211 448

Sísmica 0 30 0 121 13 0 0 164

Seguridad y ecología 0 15 16 26 31 36 63 186

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 0 33 17 28 78

Total general 7 1,392 1,848 4,024 2,611 3,428 4,670 17,981presupuesto original por rubros 2006-2012 (mm$)

*Sin amortizaciones ni intereses.*Para 2006 sólo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 21 923 1398 2,001 1391 1,806 1,466 9,006

Intervenciones y mant. a pozos 45 646 760 695 891 907 995 4,939

Mantenimiento de instalaciones 8 126 352 213 322 670 390 2,081

Mano de obra 6 63 173 201 274 487 484 1,688

Construcción de instalaciones 8 134 156 259 344 179 156 1,236

Mantenimiento a ductos 93 70 50 28 57 91 108 497

Gestión de activos 3 17 45 73 68 146 135 487

Estudios 4 57 54 52 66 40 62 335

Seguridad y ecología 0 16 49 49 88 70 46 318

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 20 20 3 31 74

Siniestros 1 1 1 0 0 0 0 3

Sísmica 0 0 0 0 0 0 0 0

Total general 189 2,052 3,037 3,591 3,521 4,399 3,872 20,661presupuesto ejercido por rubros 2006-2012 (mm$)

*Sin amortizaciones ni intereses.*Para 2006 sólo se considera diciembre y en 2012 se consideró enero-julio real y proyección agosto-noviembre del adecuado III.Fuente: Producción programada, real promedio y actividad física de explotación 2006-2012 donde real es hasta julio de 2012 y proyección del adecua-do III, de agosto a noviembre de 2012, proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Producción Bellota – Jujo.

Pemex

Pem

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Pro

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ón

Informe técnico de asignaciones petroleras del proyectoInforme técnico económico presentado en octubre de 2010 a la SENER y la CNH para dictaminación del proyecto a efecto de asegurar la congruencia con la normatividad establecida en la fracción II del Quinto Transitorio del Regla-mento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, respecto a las asignaciones petroleras 916, 917, 1138, 1169, 1177 y 1178, que el proyecto Bellota-Chinchorro manifestó interés en mantener.

A noviembre de 2012, el proyecto está en espera de la resolución por parte de la CNH.

v. Proyecto integral Cactus-Sitio GrandePara evaluar los avances de los proyectos, la Región Sur tiene implementado un proceso de revisiones trimestrales para evaluar el desempeño, avances y resultados de los programas operativos, con la finalidad de obtener los mejo-res resultados en la ejecución del proyecto. Asimismo, se tiene un programa de informes periódicos ante instancias gubernamentales como son la CNH y la SENER sobre la documentación y seguimiento de las asignaciones petrole-ras del proyecto. Cada año se realiza la explicación de la Cuenta Pública de la Hacienda Federal.

En el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011, el proyecto Cactus-Sitio Grande mantuvo un crecimiento constante en los niveles de producción logrando un cumplimiento mayor al 100% en la producción de aceite y gas con respecto al POA, esto se logró mediante:

• La terminación de 14 pozos de desarrollo obteniendo un 107% de cumplimiento.

• Se efectuaron 26 reparaciones mayores a pozos adicionales a las pro-gramadas, obteniendo un cumplimiento de 194% de los programas operativos

• Se efectuaron 48 reparaciones menores a pozos adicionales a las pro-gramadas con la finalidad de mantener la producción base, esta acti-vidad incluye principalmente la implementación de sistemas artificiales de producción, obteniendo un 443% de cumplimiento.

• Se efectuaron 49 estimulaciones adicionales a las programadas obte-niendo un 345% de cumplimiento.

En el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011, el proyecto

Cactus-Sitio Grande mantuvo un crecimiento constante con la terminación de 14 pozos de

desarrollo obteniendo un 107% de cumplimiento.

107%

Pemex

340

Cactus-Sitio Grande

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2006-2011POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real Cump

%

ProducciónAceite (bpd) 11.6 13.6 15.8 13.3 15.6 14.9 16.9 16.9 17.2 21.7 22.0 25.5 16.5 17.7 107

Gas (MMpcd) 28.0 41.0 50.8 42.0 42.4 47.8 49.4 54.4 50.6 74.1 68.5 94.0 48.3 58.9 122

Actividad físicaPerforaciones 0 1 6 1 1 5 1 1 2 3 2 4 12 15 125

Terminaciones 0 2 6 1 2 5 1 1 3 3 2 3 14 15 107

Reparaciones mayores

0 2 14 16 6 11 1 10 6 8 4 13 31 60 194

Reparaciones menores

0 0 2 13 1 17 0 10 5 12 6 10 14 62 443

Estimulaciones 0 1 0 14 5 13 0 7 5 18 10 16 20 69 345

actividades programadas en poa vs realizadas

El resumen general de las actividades y volúmenes de producción programa-dos y los resultados obtenidos se presentan en el cuadro de arriba.

En 2006 se obtuvo un cumplimiento de 117% en la producción de aceite y 146% en la producción de gas; esto se logró mediante actividades adicionales en reparaciones mayores, menores y estimulaciones realizadas.

En 2007 se obtuvo un cumplimiento de 84% en la producción de aceite y 83% en la producción de gas debido a que se difirieron las terminaciones de Arroyo Zanapa, Cactus, Juspí y Níspero. En las reparaciones mayores no se obtuvo el éxito esperado con una producción incremental no obtenida de 1,689 bpd de aceite. Sin embargo, para mantener los niveles de producción se efectuaron 11 reparaciones menores y 14 estimulaciones adicionales, con un incremento de 3,682 bpd de aceite. Para 2008 se obtuvo un cumplimiento de 96% en la producción de aceite y 113% en la producción de gas; la causa principal de la variación fue una mayor declinación en la producción base. Adicionalmente se terminaron dos pozos y cinco RMA conforme a las programadas.

Para atenuar la declinación de la producción se efectuaron 16 reparaciones menores y ocho estimulaciones adicionales a las programadas.

En 2009 se obtuvo un cumplimiento de 100% en la producción de aceite y 110% en la producción de gas; esto se logró mediante actividades adiciona-les en reparaciones mayores, menores y estimulaciones a pozos. En 2010 se obtuvo un cumplimiento de 126% en la producción de aceite y 146% en la pro-ducción de gas; esto se logró mediante actividades adicionales y los buenos resultados obtenidos en las estimulaciones a pozos.

En 2011 se obtuvo un cumplimiento de 116% en la producción de aceite y 137% en la producción de gas, esto debido a los buenos resultados de las terminaciones de pozos.

En 2007 se obtuvo un cumplimiento de 84% en la producción de aceite

y 83% en la producción de gas debido a que se difirieron las

terminaciones de Arroyo Zanapa, Cactus, Juspí y Níspero.

84%

Pemex

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Avances de los recursos a invertir del presupuesto autorizadoEn el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2012, con base en las acti-vidades mencionadas, se invirtieron recursos por 9,444 MM$. Originalmente se programó una inversión de 9,080.8 MM$, obteniendo un cumplimiento de 104%, tal como se muestra en la gráfica.

vi. Proyecto integral CárdenasCon la finalidad de alinear el proceso de la evaluación de los proyectos y lograr con ello incidir en la mejora del desempeño operativo de éstos para cumplir las metas físicas, volumétricas y presupuestales, se implementó un programa de evaluaciones mensuales y trimestrales que informa a la Subdirección de Producción Regional el avance de los programas ope-rativos y estado de los proyectos. También se cuenta con un programa de informes periódicos ante instancias gubernamentales como la CNH y la SENER sobre la documentación y el seguimiento de las asignaciones petroleras del proyecto.

En cuanto a los informes internos, a continuación se presenta un resumen de los avances anualizados del proyecto y acciones encaminadas a mejorar el estado de los mismos.

889.

6

1,180

.7

1,41

2.2

1,106

.9

1,37

8.2

1,49

5.4

968.

2

1,47

2.1

1,95

1.5

1,72

7.6

2,48

1.1

2,46

2.0

presupuesto original vs real (millones de pesos)

POA Real

Fuente de información: Base de Datos de presupuesto original enviada por la Gerencia de Formulación y Control Presupuestal.Resguardo y Ubicación: Gerencia de formulación y control presupuestal, Subgerencia de formulación y documentación de la Subdirección de administración y Finanzas

2006 2008 20102007 2009 2011

Pemex

342

Avance de los pozos perforados del POAPara este proyecto el avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a diciembre 2011 en las perforaciones realizadas respecto al POA es de 64%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

Avance de los pozos terminados del POAPara este proyecto, el avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a diciembre de 2011 en las terminaciones realizadas respecto al POA es de 42%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

0 0 3 1 2 1 3 3 2 1 1 1

pozos perforados del proyecto (número)

POA Real

2006 2008 20102007 2009 2011

En 2006 se considera diciembre

Pemex

Pem

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ón

Avance de reparaciones mayores de pozos del POAPara este proyecto, el cumplimiento general de las reparaciones mayores reali-zadas fue de 52%, y su distribución anual se presenta a continuación:

1 0 4 4 4 2 4 4 6 2 4 0

reparaciones mayores de pozos del proyecto (número)

POA Real

En 2006 solo se considera diciembre.

2006 2008 20102007 2009 2011

PozoPemex Exploración y Producción

0 0 3 0 2 2 3 2 3 1 1 0

pozos terminados del proyecto (número)

POA Real

2006 2008 20102007 2009 2011

En 2006 se considera diciembre

Pemex

344

Avance de reparaciones menores de pozos del POAPara este, proyecto el cumplimiento general de las reparaciones menores rea-lizadas fue de 180% y su distribución anual se presenta a continuación:

0 0 0 2 1 1 2 4 0 1 2 1

reparaciones menores de pozos del proyecto (número)

POA Real

En 2006 solo se considera diciembre.

2006 2008 20102007 2009 2011

13 18 20 14 15 13 14 14 13 16 16 12

producción de crudo del proyecto (mbpd)

POA Real

En 2006 se considera promedio anual.

2006 2008 20102007 2009 2011

En relación con la producción de aceite, el cumplimiento general

en la producción promedio respecto al POA para el periodo

del informe fue de 93%

93%

Pemex

Pem

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gas

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de

prod

ucci

ón

Avance en volúmenes de producción del POA

Producción de aceite En relación con la producción de aceite, el cumplimiento general en la produc-ción promedio respecto al POA para el periodo del informe fue de 93%, y su comportamiento anual se muestra en la página anterior abajo.

Producción de gas asociadoEn relación con la producción de gas, el cumplimiento en relación con el volu-men promedio de producción programado en los POA y el volumen promedio real fue de 103%; a coantinuación se presenta su distribución anual:

26 38 40 28 31 27 30 26 23 34 26 25

producción de gas del proyecto (mmpcd)

POA Real

En 2006 se considera promedio anual. *Solo gas hidrocarburo.

2006 2008 20102007 2009 2011

Pemex

346

Avance de recursos de inversión del presupuesto autorizadoCon base en las actividades antes mencionadas, el avance general de los recursos invertidos respecto al POA en el periodo 2006-2011 fue de 118%; la calendarización anual, su distribución por principales rubros así como las causas a la variación en el cumplimiento se presentan a continuación:

La calendarización anualizada de las inversiones anteriores por actividad es la siguiente:

Intervenciones y mantenimiento a pozos 1,404 MM$; pozos de desarrollo 1,301 MM$; mantenimiento de instalaciones 470 MM$; mano de obra 415 MM$; man-tenimiento a ductos 159 MM$; construcción de instalaciones 151 MM$; estu-dios 143 MM$; seguridad y ecología 25 MM$; gestión de activos 20 MM$ y obras de beneficio mutuo 16 MM$.

26 55 578

494

896

888

1,128

1,148 64

5

1,31

1

831

645

presupuesto programado autorizado vs real (millones de pesos)

POA Real

*Sin amortizaciones e intereses. En 2006 solo se considera diciembre.

2006 2008 20102007 2009 2011

Pemex Exploración y ProducciónDos Bocas, Tabasco

Pemex

Pem

ex E

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Para el periodo 2006-2011 se ejercieron 4,840 MM$, lo que significa un cum-plimiento de 118%. En el cuadro siguiente se observa el ejercicio por año.

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Intervenciones y mantenimiento a pozos 7 195 129 361 333 380 1404

Pozos de desarrollo 0 255 440 401 59 147 1301

Mantenimiento de instalaciones 11 31 185 141 59 43 470

Mano de obra 0 24 32 66 134 159 415

Mantenimiento a ductos 1 11 50 38 9 48 159

Construcción de instalaciones 4 47 17 26 35 21 151

Estudios 1 4 25 84 2 26 143

Seguridad y ecología 0 2 10 11 1 1 25

Gestión de activos 2 9 8 0 2 0 20

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 0 10 6 16

Total general 26 578 896 1,128 645 831 4,105

presupuesto original por rubros 2006-2011(mm$)

*Sin amortizaciones ni intereses.En 2006 sólo se considera diciembre.

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Pozos de desarrollo 16 211 540 907 818 115 2607

Intervenciones y mant. a pozos 22 192 147 308 317 318 1304

Mantenimiento de instalaciones 8 21 77 74 35 43 258

Mantenimiento a ductos 4 26 47 49 54 30 210

Mano de obra 0 19 27 42 57 33 178

Construcción de instalaciones 3 21 13 27 15 5 84

Gestión de activos 2 2 5 63 72

Estudios 1 16 35 7 6 65

Siniestros 0 7 3 0 21 31

Obras de beneficio mutuo 2 6 11 19

Seguridad y ecología 0 10 0 2 12

Total general 54 494 888 1,448 1,311 645 4,840

presupuesto ejercido por rubros 2006-2011(mm$)

*Sin amortizaciones ni intereses.En 2006 sólo se considera diciembre

Fuente: Producción programada (POA) y real del SIPOP, bases de datos del presupuesto programado y ejercicio, proporcionadas por la Ge-rencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Producción Bellota-Jujo.

Pemex

348

Las causas principales de las variaciones del ejercicio por periodo son las siguientes:

Informe técnico de asignaciones petroleras del proyecto

Informe técnico económico presentado en enero de 2011 a la SENER y la CNH para dictaminación del proyecto, a efecto de asegurar la congruencia con la normatividad establecida en la fracción II del quinto transitorio del Reglamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo, respecto a las asignaciones petroleras 916 y 1138, que el proyecto Cárdenas manifestó interés en mantener.

vii. Proyecto integral Carmito-ArtesaPara evaluar los avances de los proyectos, la Región Sur ha implementado un proceso trimestral para evaluar el desempeño, los vances y resultados de los programas operativos, con la finalidad de obtener los mejores resultados en la ejecución del proyecto.

Asimismo, se tiene un programa de informes periódicos ante instancias gu-bernamentales como la CNH y la SENER sobre documentación y seguimiento de las asignaciones petroleras del proyecto. En el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011, el proyecto Carmito-Artesa cumplió al 100% con los vo-lúmenes de producción de aceite y gas programados en el POA, lo cual se logró mediante:

• La realización de reparaciones mayores en pozos con alto flujo fraccio-nal de agua y pozos cerrados que presentaban oportunidades de ex-plotación en nuevos intervalos, obteniendo un cumplimiento de 167%.

• El mantenimiento de la producción base mediante la actividad adicio-nal de reparaciones menores y estimulaciones a pozos, obteniendo un cumplimiento de 142 y 393%, respectivamente.

• La implementación de sistemas artificiales de producción (bombeo neumático autoabastecido, bombeo hidráulico tipo jet, émbolo viajero, tubería capilar).

En la actividad de perforación y terminación se difirieron los pozos programa-dos debido a los resultados de los pozos Secadero-11 y Gaucho-25, obtenien-do un cumplimiento de 22%. El resumen general de las actividades y volúme-nes de producción programados y los resultados obtenidos se presentan en el cuadro siguiente.

En el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011, el

proyecto Carmito-Artesa cumplió al 100% con los volúmenes

de producción de aceite y gas programados en el POA.

Pemex

Pem

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Actividades programadas en POA vs realizadasEn 2006 se obtuvo un cumplimiento de 140% en la producción de aceite y 100% en la producción de gas debido a que se realizaron actividades adicio-nales en reparaciones mayores, menores y estimulaciones, lo cual permitido tener buenos resultados al cierre de diciembre.

En 2007 se obtuvo un cumplimiento de 107% en la producción de aceite y 102% en la producción de gas debido a que se logró atenuar la declinación de la producción mediante actividades adicionales, además de que se abrió a producción el pozo exploratorio Gaucho-301 con 251 bpd y 2 MMpcd.

En 2008 se obtuvo un cumplimiento de 148% en la producción de aceite y 133% en la producción de gas, ya que se atenuó la declinación de la produc-ción base, se efectuó actividad adicional y se obtuvieron mayores volúmenes por las reparaciones mayores, menores y estimulaciones.

En 2009 se logró el cumplimiento de la producción de aceite con 102%; en la producción de gas se obtuvo 93% debido a que no se logró producción incre-mental de -1,174 bpd y -4 MMpcd por la perforación del pozo Secadero-11 y el aplazamiento de los pozos Gaucho-27 y 42. Se obtuvieron mayores gastos a los programados en las reparaciones mayores +307 bpd a pozos; para el mantenimiento de la producción base se realizó una reparación menor y nueve estimulaciones adicionales con un volumen de +1,762 bpd y +2 MMpcd, lo que permitió disminuir la desviación negativa en el cumplimiento del programa de producción de aceite y gas.

En 2010 se obtuvo un cumplimiento de 93% en la producción de aceite y gas debido a que se difirió la perforación de los pozos Secadero-11, 12 y 13 por los resultados obtenidos en el Secadero-11. Para mantener los niveles de producción se efectuaron actividades adicionales con buenos resultados y se obtuvieron mayores volúmenes de producción en las reparaciones mayores, menores y estimulaciones a pozos.

Carmito – Artesa

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2006-2011

POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real POA Real Cump %

Producción

Aceite (bpd) 5.0 7.1 6.1 6.5 4.6 6.8 6.5 6.6 7.0 6.5 8.6 5.7 6.3 6.5 104

Gas (MMpcd) 108.0 107.5 92.0 93.8 75.0 100.3 97.0 92.1 88.0 82.3 88.0 76.4 91.3 92.1 101

Actividad física

Perforaciones 0 0 0 0 0 0 3 1 3 1 3 0 9 2 22

Terminaciones 0 0 0 0 0 0 3 1 3 1 3 0 9 2 22

Reparaciones mayores

0 0 2 1 1 5 1 2 2 5 6 7 12 20 167

Reparaciones menores

0 0 3 4 2 5 0 3 8 7 6 8 19 27 142

Estimulaciones 0 0 0 10 3 11 0 12 6 12 5 10 14 55 393

actividades programadas en poa vs realizadas

Pemex

350

En 2011 se obtuvo un cumplimiento de 66% en la producción de aceite y 86% en la producción de gas, debido a una mayor declinación en los campos Gaucho, Secadero y Agave; no se efectuaron las tres perforaciones y termina-ciones a pozos programadas con una producción incremental de 1,600 bpd de aceite y 7 MMpcd de gas debido a los resultados del pozo Gaucho-25 y se obtuvieron menores gastos a los esperados en las reparaciones mayores, menores y estimulaciones a pozos.

Avances de los recursos a invertir del presupuesto autorizadoCon base en las actividades mencionadas, los recursos invertidos respecto al POA en el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2012 tienen un cumplimiento de 85%.

viii. Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaCon la finalidad de alinear el proceso de evaluación de los proyectos y lograr con ello incidir en la mejora de su desempeño operativo para cumplir las me-tas físicas, volumétricas y presupuestales, se ha implementado un programa de evaluaciones mensuales y trimestrales para informar a la Subdirección de Producción Regional el avance de los programas operativos y el estado de los proyectos. También se cuenta con un programa de informes periódicos ante instancias gubernamentales como la CNH y la SENER sobre la documenta-ción y el seguimiento de las asignaciones petroleras del proyecto.

371.

2

323.

5

440.

4

372.

2

655.

7

527.1

716.

6

418.

6

1,00

7.9

604.

5

640.

4

542.

8

presupuesto de inversión (millones de pesos)

POA Real

Fuente de información: Base de Datos de presupuesto original enviada por la Gerencia de Formulación y Control Presupuestal.Resguardo y Ubicación: Gerencia de formulación y control presupuestal, Subgerencia de formulación y documentación de la Subdirección de administración y Finanzas.

2006 2008 20102007 2009 2011

En 2011, con una producción incremental de 1,600 bpd de aceite

y 7 MMpcd de gas debido a los resultados del pozo Gaucho-25

y se obtuvieron menores gastos a los esperados en las

reparaciones mayores, menores y estimulaciones a pozos.

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

ducc

ión

Inco

rpor

ació

n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

En cuanto a los informes internos, a continuación se presenta un resumen de los avances anualizados del proyecto y las acciones encaminadas a mejorar el estado de los mismos.

Avance de los pozos perforados del POAPara este proyecto, el avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 en las perforaciones realizadas es de 115%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

Avance de los pozos terminados del POA

Para este proyecto el avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 en las terminaciones realizadas es de 122%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

0 0 7 2 6 7 10 11 14 7 7 7 9 27

pozos perforados del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

352

Avance de reparaciones mayores de pozos del POADe manera similar a las terminaciones, el cumplimiento general de las repa-raciones mayores para este proyecto fue de 195%, y su distribución anual se presenta a continuación:

0 0 7 2 5 7 10 10 14 7 7 7 8 29

pozos terminados del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

1 1 10 13 7 9 10 16 11 25 12 39 13 22

reparaciones mayores de pozos del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

ducc

ión

Inco

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n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Avance de reparaciones menores de pozos del POADe manera similar a las reparaciones mayores, el cumplimiento general de las reparaciones menores para este proyecto fue de 146%, y su distribución anual se presenta a continuación:

Avance en volúmenes de producción del POA

Producción de aceiteEn relación con la producción de aceite, el cumplimiento general en la produc-ción promedio para el mismo periodo del informe fue de 95%, y su comporta-miento anual se muestra a continuación:

1 0 9 3 5 5 8 12 0 13 18 30 6 6reparaciones menores de pozos del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

82 57 50 44 41 38 38 32 28 29 20 30 21 34

producción de crudo del proyecto (mbpd)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

354

Producción de gas asociadoEn relación con la producción de gas, el cumplimiento con relación al volumen promedio de producción programado fue de 111% y su distribución anual se puede observar a continuación:

56 39 33 31 25 28 19 23 17 20 14 25 17 34

producción de gas del proyecto (mmpcd)

POA Real

* En 2006 se considera promedio anual y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.* Solo gas hidrocarburo.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

PozoPemex Exploración y Producción

Pemex

Pem

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Inco

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gas

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ento

de

prod

ucci

ón

Avance de recursos de inversión del presupuesto autorizadoCon base en las actividades antes mencionadas, el avance general de los recursos invertidos respecto al POA en el periodo 2006-2012 fue de 83%. La calendarización anual, su distribución por principales rubros así como las cau-sas a la variación en el cumplimiento se presentan a continuación:

La calendarización anualizada de las inversiones anteriores por actividad es la siguiente:

Pozos de desarrollo 7,515 MM$; intervenciones y mantenimiento a pozos 2,560 MM$; mantenimiento de instalaciones 1,392 MM$; mano de obra 1,146 MM$; construcción de instalaciones 1,013 MM$; gestión de activos 653 MM$; estu-dios 276 MM$; mantenimiento a ductos 306 MM$; seguridad y ecología 448 MM$ y obras de beneficio mutuo 66 MM$.

169

190

2,79

9

1,97

9

1,71

1

2,46

8

3,06

5

2,28

7

2,85

8

1,32

2

2,56

9

1,70

9

2,20

3

2,84

9

presupuesto programado autorizado vs real (millones de pesos)

POA Real

*Sin amortizaciones e intereses*Para el año 2006 sólo se consideró diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre es proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012 Con base en las actividades antes mencionadas, el avance general

de los recursos invertidos respecto al POA en el periodo

2006-2012 fue de 83%.

Pemex

356

Para el periodo 2006-2012 se ejercieron 12,804 MM$ para un cumplimiento de 83% del presupuesto programado original. En el cuadro siguiente se observa el ejercicio por año.

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 134 1,405 924 1,560 1,530 821 1,141 7,515

Intervenciones y mant. a pozos 0 332 385 307 547 572 417 2,560

Mantenimiento de instalaciones 3 331 101 168 290 285 214 1,392

Mano de obra 19 271 101 464 119 92 80 1,146

Construcción de instalaciones 0 163 38 90 103 493 126 1,013

Gestión de activos 10 126 79 177 137 80 44 653

Seguridad y ecología 1 96 35 137 51 68 60 448

Estudios 1 45 18 87 45 55 25 276

Mantenimiento a ductos 1 30 31 76 26 77 65 306

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 0 10 25 31 66

Total general 169 2,799 1,711 3,065 2,858 2,569 2,203 15,375

presupuesto original por rubros 2006-2012 (mm$)

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 87 789 1,254 974 389 642 1,885 6,020

Intervenciones y mant. a pozos 35 320 393 559 427 419 277 2,429

Mantenimiento de instalacio-nes

4 109 203 109 66 131 209 830

Mano de obra 2 276 161 147 92 82 160 920

Construcción de instalaciones 1 177 165 92 82 210 134 861

Gestión de activos 19 114 91 118 85 45 37 510

Seguridad y ecología 1 59 79 50 43 49 46 326

Estudios 23 44 43 66 61 56 25 318

Mantenimiento a ductos 9 65 78 166 56 75 63 511

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 5 16 1 14 35

Siniestros 9 26 1 1 5 0 0 42

Total general 190 1,979 2,468 2,287 1,321 1,709 2,849 12,804

presupuesto ejercido por rubros 2006-2012 (mm$)

Fuente: Producción programada (POA) y real promedio hasta julio de 2012, y actividad física de Explotación 2006-2011 (POA y real), propor-cionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Producción Bellota-Jujo.

Pemex

Pem

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Pro

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Inco

rpor

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n de

rese

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de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Informe técnico económico presentado en noviembre de 2010 a la SENER y la CNH para dictaminación del proyecto, a efecto de asegurar la congruencia con la normatividad establecida en la fracción II del quinto transitorio del Re-glamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, respecto a las asignaciones petroleras 916, 917, 1141, 1177 y 1178, que el proyecto El Golpe- Puerto Ceiba manifestó interés en mantener.

A julio de 2012, el proyecto está en espera de la resolución por parte de la CNH.

ix. Proyecto integral Jujo-TecominoacánCon la finalidad de alinear el proceso de la evaluación de los proyectos y lograr con ello incidir en la mejora del desempeño operativo de éstos para cumplir las metas físicas, volumétricas y presupuestales, se ha implementa-do un programa de evaluaciones mensuales y trimestrales para informar a la Subdirección de Producción Regional el avance de los programas operativos y estado de los proyectos. También se cuenta con un programa de informes periódicos ante instancias gubernamentales como la CNH en relación con las acciones y avances para evitar o reducir la quema de gas y el venteo de gas en los trabajos de explotación de hidrocarburos y el informe para la SENER so-bre la documentación y el seguimiento de condicionantes de las asignaciones petroleras de los proyectos, principalmente.

En cuanto a los informes internos, a continuación se presenta un resumen de los avances anualizados del proyecto y acciones encaminadas a mejorar el estado de los mismos.

Avance de los pozos perforados del POAPara este proyecto, el avance general del periodo comprendido de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 en las perforaciones es de 103%. La distribu-ción anualizada de los avances se presenta a continuación:

1 0 4 5 10 11 6 6 3 5 6 3 3 4

pozos perforados del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

358

Avance de los pozos terminados del POAPara este proyecto, el avance general para el mismo periodo en las terminacio-nes realizadas respecto al POA es de 92%. La distribución anualizada de los avances se presenta a continuación:

Avance de reparaciones mayores de pozos del POADe manera similar a las terminaciones, el cumplimiento general de las repa-raciones mayores para este proyecto fue de 196%, y su distribución anual se presenta en la siguiente página. (gráfica 1)

Avance de reparaciones menores de pozos del POADe manera similar a las reparaciones mayores, el cumplimiento general de las reparaciones menores realizadas fue de 538%, y su distribución anual se presenta en la siguiente página. (gráfica 2)

1 0 4 4 12 12 6 6 3 5 7 1 3 5

pozos terminados del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Para este proyecto, el avance general para el mismo periodo

en las terminaciones realizadas respecto al POA es de 92%.

92%

Pemex

Pem

ex E

xplo

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Pro

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Inco

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rese

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de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

1 1 13 19 8 19 4 34 9 27 13 13 22 24

reparaciones mayores de pozos del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

0 0 0 7 1 5 0 5 0 5 1 6 6 15

reparaciones menores de pozos del proyecto (número)

POA Real

* En 2006 solo se considera diciembre y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

(gráfica 1)

(gráfica 2)

Pemex

360

Avance en volúmenes de producción del POA

Producción de aceite En relación con la producción de aceite, el cumplimiento general en la produc-ción promedio respecto al POA para el mismo periodo del informe fue de 80%, y su comportamiento anual se muestra a continuación:

81 86 96 74 91 76 79 67 69 48 58 34 41 30

producción de crudo del proyecto (mbpd)

POA Real

* En 2006 se considera promedio anual y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

96 99 92 87 119

126

124

124

115

101

116 94 116

132

producción de gas del proyecto (mmpcd)

POA Real

* En 2006 se considera promedio anual y para el 2012 hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.* Solo gas hidrocarburo.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

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ión

Inco

rpor

ació

n de

rese

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de

gas

y ac

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e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Producción de gas asociado En relación con la producción de gas, el cumplimiento fue de 98% y su dis-tribución anual se puede observar en la parte de abajo de la página anterior.

Avance de recursos de inversión del presupuesto autorizadoCon base en las actividades antes mencionadas, los recursos invertidos res-pecto al POA en el periodo 2006-2012 fue de 125%. La calendarización anual, su distribución por principales rubros así como las causas a la variación en el cumplimiento se presentan a continuación:

La calendarización anualizada de las inversiones anteriores por actividad es la siguiente: desarrollo de campos 8,079 MM$; intervenciones y mantenimiento a pozos 6,538 MM$; mantenimiento de instalaciones 6,024 MM$; mano de obra 1,630 MM$; construcción de instalaciones 1,481 MM$; gestión de activos 780 MM$; estudios 537 MM$; mantenimiento a ductos 409 MM$; seguridad y eco-logía 326 MM$ y obras de beneficio mutuo 37 MM$.

111

364

2,51

9

4,03

6

3,09

6

6,18

1

4,29

9

5,27

3

5,24

1

5,63

1

6,13

9

5,69

6

4,43

8

5,15

5

presupuesto programado autorizado vs real (millones de pesos)

POA Real

* Sin amortizaciones e intereses.* Para el año 2006 sólo se consideró diciembre y para el 2012 se consideró hasta noviembre.* En 2012, enero-julio es real y agosto-noviembre proyección del POT III.

2006 2008 20102007 2009 2011 2012

Con base en las actividades antes mencionadas, los recursos invertidos respecto al POA en el periodo 2006-2012 fue de 125%.

125%

Pemex

362

Para el periodo 2006-2012 se ejercieron 32,336 MM$ para un cumplimiento de 125% del presupuesto programado original. En el cuadro siguiente se observa el ejercicio por año.

Informe técnico de asignaciones petroleras del proyectoInforme técnico económico presentado en agosto de 2010 a la SENER y la CNH para dictaminación del proyecto, a efecto de asegurar la congruencia con la normatividad establecida en la fracción II del quinto transitorio del Re-

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 51 758 1,378 1,193 1,439 1,929 1,330 8,079

Intervenciones y Mant. a pozos 12 734 741 1,295 1,766 936 1,054 6,538

Mantenimiento de instalaciones 13 418 547 928 1,013 2,021 1,086 6,024

Mano de obra 15 218 123 257 374 360 282 1,630

Construcción de instalaciones 3 158 87 242 265 495 230 1,481

Gestión de activos 5 122 61 121 183 122 165 780

Estudios 4 45 58 135 78 86 131 537

Mantenimiento a ductos 2 57 55 49 55 89 102 409

Seguridad y ecología 7 8 44 78 57 85 48 326

Obras de beneficio mutuo 0 0 0 0 12 15 11 37

Total general 111 2,519 3,096 4,299 5,241 6,139 4,438 25,842

presupuesto original por rubros diciembre 2006 - noviembre2012

Megatareas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos de desarrollo 31 121 136 166 515 156 1,392 2,516

Intervenciones y Mant. a pozos 115 69 97 115 130 188 1,650 2,364

Mano de obra 98 175 146 139 105 96 493 1,254

Construcción de instalaciones 4 1,067 1,515 1,956 1,866 2,073 196 8,678

Mantenimiento de instalaciones 41 353 334 387 441 523 1,034 3,112

Gestión de activos 55 61 52 46 109 56 142 521

Mantenimiento a ductos 7 558 418 609 746 1,495 48 3,882

Estudios 12 0 0 7 0 6 136 162

Seguridad y ecología 0 1,609 3,402 1,717 1,654 1,048 34 9,463

Siniestros 0 21 80 34 58 27 0 220

Obras de beneficio mutuo 0 1 0 99 7 29 29 164

Total general 364 4,036 6,181 5,273 5,631 5,696 5,155 32,336

presupuesto original por rubros diciembre 2006–noviembre 2012

Fuente: Producción programada (POA) y real promedio hasta julio de 2012, y actividad física de explotación 2006-2011 (POA y real), proporcionadas por la Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación. Activo de Producción Bellota-Jujo.

Pemex

Pem

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ión

Inco

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n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

glamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, respecto a las asignaciones petroleras 916, 917, 1141, 1177 y 1178, que el proyecto Jujo-Tecominoacán manifestó interés en mantener.

A julio de 2012, el proyecto está en espera de la resolución por parte de la CNH.

x. Proyecto integral Delta del GrijalvaAvances de pozos perforados del POAPara el ciclo 2006-2012, el desarrollo de los campos del proyecto se llevó a cabo con la perforación y terminación de 53 y 52 pozos, respectivamente, lo que representa 93% de cumplimiento en las perforaciones y 102% en las termi-naciones, en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación:

Avances de las reparaciones de pozos del POAPara el ciclo 2006-2012, el mantenimiento de los campos del proyecto se llevó a cabo con las reparaciones mayores y menores de 39 y 22 pozos, respectiva-mente, lo que representa 325% de cumplimiento en las reparaciones mayores, en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación:

Año Perforaciones Terminaciones

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

2006 1 0 1 100 0 1 1 0 0 100

2007 7 3 4 57 43 6 2 4 67 33

2008 6 8 2 33 133 6 9 3 50 150

2009 9 8 1 11 89 9 8 1 11 89

2010 13 14 1 8 108 11 14 3 27 127

2011 11 15 4 36 136 12 12 0 0 100

2012 10 5 5 50 50 6 6 0 0 100

57 53 4 7 93 51 52 1 2 102

Año Reparaciones mayores Reparaciones menores

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

2006 0 0 0 --- --- 0 0 0 --- ---

2007 4 10 6 150 250 0 7 7 --- ---

2008 3 4 1 33 133 0 3 3 --- ---

2009 4 6 2 50 150 0 1 1 --- ---

2010 1 3 2 200 300 0 5 5 --- ---

2011 0 7 7 --- --- 0 2 2 --- ---

2012 0 9 9 --- --- 0 4 4 --- ---

12 39 27 225 325 0 22 22 --- ---

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364

Avances de volúmenes de producción del POAPara el ciclo 2006-2012, los volúmenes promedio de producción alcanzados fueron de 103.16 Mbpd de aceite y 343.6 MMpcd de gas, lo que representa 119.36% de cumplimiento en la producción de aceite y 123.77% en la produc-ción de gas, en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación:

Avances de recursos a invertir del presupuesto autorizadoLos porcentajes de avance anual del presupuesto original en relación con el presupuesto ejercido autorizado a PEP, durante el ciclo 2006-2012 para el proyecto integral Delta del Grijalva, se presenta en el cuadro anexo:

Año Aceite (Mbpd) Gas (MMpcd)

POA Real % Desv.

% Avance

POA Real % Desv.

% Avance

2006 46.12 50.39 4.27 109.26 149.62 163.81 14.18 109.48

2007 55.68 57.11 1.43 102.57 182.18 188.50 6.32 103.47

2008 59.04 74.80 15.76 126.69 195.51 249.84 54.33 127.79

2009 70.58 103.53 32.95 146.69 231.00 376.90 145.90 163.16

2010 99.49 140.63 41.14 141.35 322.28 477.25 154.97 148.09

2011 125.27 155.15 29.88 123.85 404.65 481.50 76.86 118.99

2012 154.47 143.91 10.56 93.16 474.37 478.75 4.38 100.92

Prom. 86.43 103.16 16.73 119.36 277.60 343.60 66.00 123.77

Fuente: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur. Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción (SIPOP).

Presupuesto PEF (MM$)

Versión 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Autorizado 0.0 0.0 0.0 0.0 5,833.0 6,154.0 2,935.0 14,922.0

Ejercido 12.0 84.0 5.0 4,626.0 6,282.0 7,138.0 2,879.0 21,026.0

% de Avance 0 0 0 0 108 116 98 141

Presupuesto PIDIREGAS (MM$)

Versión 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Autorizado 1,467.0 1,981.0 2,023.0 3,127.0 0.0 0.0 0.0 8,598.0

Ejercido 1,592.0 1,816.0 4,258.0 310.0 0.0 0.0 0.0 7,976.0

% de avance 109 92 210 10 0 0 0 93

Fuente: Gerencia de Programación y Evaluación Activo de Producción Samaria-Luna. Sistema Institucional de Presupuestación (SAP/R3).

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xi. Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezPorcentaje de avances de pozos perforados del POADurante el ciclo 2006-2011, en los campos del proyecto se llevó a cabo la per-foración y terminación de 384 y 383 pozos, respectivamente, lo que representa 110.6% de cumplimiento en las perforaciones y 114.6% en las terminaciones, en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación, tanto en el global como en sus componentes:

Avances de las reparaciones de pozos del POADurante el ciclo 2006-2011, el mantenimiento de los campos del proyecto constó de reparaciones mayores y menores de 817 y 370 pozos respectiva-mente, lo que representa 130.3% de cumplimiento en las reparaciones mayo-res, en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación, tanto en el global como en sus componentes:

Global

Año Perforaciones Terminaciones

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

2006 23 24 1 4 104 24 26 2 8 108

2007 30 46 16 53 153 31 46 15 48 148

2008 40 76 36 90 190 38 74 36 95 195

2009 97 75 -22 -23 77 81 76 -5 -6 94

2010 69 78 9 13 113 73 76 3 4 104

2011 88 85 -3 -3 97 87 85 -2 -2 98

347 384 37 11 111 334 383 49 15 115

2012* 66 51 -15 -23 77 67 48 -19 -28 72

*Periodo programado enero-septiembre y real enero-abril.

Global

Año Reparaciones mayores Reparaciones menores

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

POA Real Desv. abs

% Desv.

% Avance

2006 107 115 8 7 107 - 37 - - -

2007 48 105 57 119 219 34 37 3 9 109

2008 86 167 81 94 194 1 30 29 2900 3000

2009 90 143 53 59 159 6 56 50 833 933

2010 147 133 -14 -10 90 27 90 63 233 333

2011 149 154 -12 -8 103 43 120 77 179 279

627 817 190 30 130 111 370 259 233 333

2012* 106 56 -12 -11 53 33 55 22 67 167

*Periodo programado enero-septiembre y real enero-abril.

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366

Avances de volúmenes de producción del POAPara el ciclo 2006-2011 global, los volúmenes promedio de producción al-canzados fueron de 160.9 Mbpd de aceite y 376.6 MMpcd de gas, lo que representa 94.3% de cumplimiento en la producción de aceite y 110.1% en la producción de gas en relación con el programa, tal y como se muestra a continuación, tanto en el global como en sus componentes:

Avances de recursos a invertir del presupuesto autorizadoDurante el ciclo 2006-2011, los porcentajes de avance anual del presupuesto original en relación con el presupuesto ejercido autorizado a PEP para el pro-yecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez, se presenta en el cuadro anexa:

Global

Año Aceite (Mbpd) Gas (MMpcd)

POA Real % Desv. % Avance

POA Real % Desv. % Avance

2006 191.56 181.65 -9.91 94.83 319.22 355.49 36.28 111.36

2007 184.20 173.82 -10.38 94.37 335.43 390.51 55.09 116.42

2008 185.73 157.25 -28.47 84.67 352.14 390.08 37.94 110.77

2009 176.90 152.90 -24.00 86.43 363.70 370.87 7.17 101.97

2010 141.37 148.60 7.23 105.11 290.39 401.60 111.21 138.30

2011 143.75 151.00 7.26 105.05 391.27 351.17 -40.11 89.75

Prom. 170.59 160.87 -9.71 94.31 342.03 376.62 34.59 110.11

2012* 148.18 164.91 16.73 111.29 370.78 345.75 -25.03 93.25

Presupuesto PEF (MM$)

Versión 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Autorizado 0 0 0 3,707 10,851 12,638 27,196

Ejercido 182 341 399 11,173 11,953 13,264 37,311

% de avance - - - 301 110 105 137

Presupuesto PIDIRIEGAS (MM$)

Versión 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Autorizado 5,275 6,662 7,869 4,568 0 0 24,374

Ejercido 6,789 8,325 11,090 1,098 0 0 27,302

% de avance 129 125 141 24 - - 112

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xii. Proyecto integral Ayin-AluxProducción o incorporación de reservasLa producción del proyecto integral Ayin-Alux inició oficialmente el 18 de fe-brero de 2010 con el pozo exploratorio Alux-1A. Posteriormente en el mes de agosto el pozo se cierra por problemas de aportación de agua. Aunque se tenía programada la incorporación del pozo Alux-31 en ese año, se retrasó su intervención ya que no se encontró aceite en el objetivo programado, por lo que se necesitó probar nuevos intervalos.

El 25 de julio de 2011 se da por terminada oficialmente la terminación del pozo clasificándolo como improductivo por baja permeabilidad. Debido a lo ante-rior, se difiere la perforación del pozo de desarrollo Alux-12.

La producción de aceite y gas obtenida durante el desarrollo del proyecto se observan en el cuadro siguiente.

Infraestructura y pozosLa infraestructura actual del proyecto consta de:

• Un pozo exploratorio Alux-1A, el cual se recuperó en 2009.

• Un pozo de desarrollo que resultó improductivo por baja permeabilidad.

• Una plataforma tipo trípode Alux-1A.

• Un oleogasoducto de 20” de diámetro por 22 km de la válvula de fondo perdido (VFP) para el ducto de Ayin-A a Enlace.

EstudiosEn 2007, se realizaron los modelos geológicos de los campos Ayin y Alux, afi-nando las distribuciones de porosidad y características de los fluidos. En abril de 2008 comenzó a aplicarse la metodología FEL y ese mismo año concluye-ron al 100% las etapas Pre-FEL y de visualización. La etapa de conceptualiza-ción registró un avance de 90% al 31 de diciembre de 2009.

En junio de 2010, se concluye la etapa de conceptualización de la metodolo-gía FEL e inicia la etapa de definición, la cual concluye en febrero de 2011 con un dictamen favorable.

Diagnóstico del problema actual y soluciones propuestasA la fecha se han detectado algunos problemas que se consideran áreas de opor-tunidad, ya que su solución permite mejorar la explotación de yacimientos. Al aten-der dichas áreas de oportunidad, se reducen la incertidumbre y el riesgo en la toma

Producción obtenida 2010-2012

2009 2010 2011 2012

Producción de aceite (Mbd) - 5.3 1.1 0.41

Producción de gas (MMpcd) - 1.7 0.5 0.21

Promedio diario mensual de producción real del periodo enero- julio de 2012.

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368

de decisiones respecto de las inversiones que requiere el proyecto. A continuación se mencionan las áreas de oportunidad que deben ser atendidas para alcanzar la mejora mencionada: mala calidad del modelo estático para el desarrollo de los campos, por utilizar sísmica cuyos objetivos fueron exploratorios; actualmente se tiene programado tomar información sísmica de alta resolución para elaborar el modelo geológico-petrofísico a nivel yacimiento.

No se tienen ubicados los sistemas de fracturas al no contar con información sísmica de alta resolución, por lo que existe el riesgo de perforar pozos en zonas de muy baja productividad o improductivas. Al resolver el punto anterior, se contaría con el modelo mencionado, aunque se puede disminuir el riesgo perforando pozos horizontales o de alto ángulo que sigan el echado de la for-mación y estén dirigidos a las fallas existentes.

El almacenamiento de los hidrocarburos en yacimientos del Cretácico se en-cuentra asociado a las fracturas, razón por la cual se corre un alto riesgo de sufrir reducciones sustanciales en las reservas estimadas. Para ello se tiene programada una toma sísmica de mayor resolución, así como registrar infor-mación de presión-producción de largo alcance para determinar los límites del yacimiento. En el campo Ayin se propone preperforar el pozo Ayin-11 con el programa mencionado.

En este tipo de yacimientos, donde el flujo de fluidos es dominado por las fracturas, se llegan a encontrar pozos con muy alta productividad que, al explotarse a gastos altos, suelen tener irrupciones prematuras y abruptas de agua. La solución es pro-ducir a gastos moderados para maximizar la eficiencia de recuperación.

Las áreas de oportunidad que requieren información de mayor resolución con la cual disminuirá la incertidumbre y en consecuencia el riego también han repercutido en los siguientes dos aspectos:

• Retraso en la ejecución de obras.

• Diferimiento del presupuesto asignado.

Alternativas de solución evaluadas El proyecto tiene asignado presupuesto PIDIREGAS, el cual fue aprobado con la versión del septiembre de 2001. En esta versión se proponía la instalación y construcción de tres plataformas fijas del tipo octápodo. En la búsqueda de ahorro de tiempo y costos de construcción se propone la construcción de dos plataformas fijas del tipo tetrápodo reforzado. Para el caso de Ayin, el ahorro total por estructura es de 4.5 MMUS$ y para Alux es de 3.3 MMUS$, tan sólo en el concepto de selección de estructura. Los costos incluyen el costo de fabricación estructural en acero y de instalación costa fuera.

A la fecha, después de perforar los pozos Ayin-1DL y 2DL y suspender el de-sarrollo del campo Akpul por su escaso aporte a la rentabilidad del proyecto, el alcance consiste en explotar la reserva 2P certificada al 1 de enero de 2012 de 134.4 MMbpce, mediante la construcción de una plataforma tetrápodo re-forzado (Ayin-A), de 24.3 km de ductos y la perforación de ocho pozos de desarrollo (siete en Ayin y uno en Alux).

El almacenamiento de los hidrocarburos en yacimientos

del Cretácico se encuentra asociado a las fracturas, razón por

la cual se corre un alto riesgo de sufrir reducciones sustanciales en las reservas estimadas. Para ello

se tiene programada una toma sísmica de mayor resolución, así

como registrar información de presión-producción de

largo alcance para determinar los límites del yacimiento.

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Otras opciones de desarrollo del campo Ayin fueron planteadas enfocándose a sistemas empleados en aguas profundas.

xiii. Proyecto integral ChucAspectos más relevantesPara los fines de este documento, se denominará proyecto base al documen-tado en el último análisis costo-beneficio enviado a la SHCP y proyecto pro-puesto a la versión actualizada en el periodo 2012-2027.

El comportamiento actual de los pozos y la entrada de agua en campos del proyecto integral Chuc exigen nuevas propuestas para contrarrestar la decli-nación de la producción. Por ello se plantean nuevos esquemas para desarro-llar los campos Chuc, Kuil, Homol, Onel y el bloque Etkal-101 para acelerar la recuperación de sus reservas de aceite y de gas.

Derivado de los requerimientos de aceite ligero para la mezcla con el crudo pesado de la Región Marina Noreste, se hizo un replanteamiento para derivar la producción del campo Onel hacia las instalaciones de dicha región, vía Ixtal-Abkatun a barco de proceso, para ayudar a mejorar la calidad de sus hidrocarburos y llevarlo a los 21° API requeridos.

Opciones analizadas Razón para descartarla

Plataforma de producción fija con plataformas satélites

El desarrollo total del campo se logra con dos estructuras. El tirante es muy grande para considerar plataformas satélites, se encarece el proyecto.

Plataforma de producción fija con pozos satélites submarinos

La perforación de pozos satélites implica el uso de equipo de perforación semisumergible, lo que incrementa el costo de perforación y las reparacio-nes a más de 5,500 m de profundidad resultan muy costosas.

Plataforma de producción TLP con pozos superficiales

Las plataformas TLP no son recomendables para tirantes de agua cortos.

Plataforma de producción TLP con pozos submarinos

Las plataformas TLP no son recomendables para tirantes de agua cortos. La perforación de pozos satélites implica el uso de equipo de perforación semisumergible, lo que incrementa el costo de perforación y las reparacio-nes a más de 5,500 m de profundidad resultan muy costosas.

FPS con templetes La perforación con templetes implica el uso de equipo de perforación semisumergible, lo que incrementa el costo de perforación. Se tendrían elevados costos por renta de barco. No se tiene proceso.

FPS con pozos satélites submarinos La perforación de pozos satélites implica el uso de equipo de perforación semisumergible, lo que incrementa el costo de perforación y las repara-ciones a más de 5,500 m de profundidad resultan muy costosas. Costos elevados por renta de barco. No se tiene proceso.

FPSO con pozos satélites submarinos La perforación de pozos satélites implica el uso de equipo de perforación semisumergible, lo que incrementa el costo de perforación y las reparacio-nes a más de 5,500 m de profundidad resultan muy costosas. El FPSO se tendría que rentar. El manejo del aceite y gas se tendría que hacer hacia Dos Bocas, lo que implica altos costos de inversión en infraestructura.

Alternativas evaluadas.

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370

Es importante continuar con las actividades de construcción y adecuación de infraestructura para poder implantar en el corto plazo el primer proceso de re-cuperación mejorada en el campo Chuc de la Región Marina Suroeste, lo cual servirá como punto de partida para implantarlo en campos con características similares y mejorar los factores de recuperación de los hidrocarburos.

El replanteamiento de las estrategias del proyecto pretende aprovechar el alto pre-cio de los hidrocarburos para garantizar la maximización de su valor económico.

ProblemaEn el cuadro siguiente se presenta un resumen de los factores críticos presen-tes en la explotación de los principales campos del proyecto.

El problema actual de los campos Pol y Chuc es el avance natural del contacto agua-aceite, dando como resultado el incremento en las fracciones de agua pro-ducida. A fin de contrarrestar esta situación, se han realizado diversos estudios para identificar oportunidades enfocadas en generar mayor valor y el cumplimiento de las metas del proyecto, a través de los siguientes mecanismos:

• Controlar la aportación de agua en campos maduros, remover el daño en la formación productora y prevenir la depositación de material orgá-nico o incrustaciones de carbonato de calcio, mediante intervenciones a los pozos.

• Acelerar la entrada en producción de nuevos pozos.

• Identificar volúmenes en áreas no drenadas en los campos actuales.

• Aumentar el factor de recuperación del campo Chuc, a través de un proceso de recuperación mejorada.

Características del proyectoEl proyecto integral Chuc es el más atractivo en el activo de producción Abka-tun-Pol-Chuc por el volumen de reservas y de producción que puede ofrecer en el corto, mediano y largo plazos. Su propósito es recuperar una reserva remanente de 323 MMb de aceite y 603 MMMpc de gas natural en la categoría

Daño a la formación

Problema asociado al incremento de producción de:

Campo Área Agua Baja permeabilidad Material orgánico/incrustaciones

Batab Medio Alto

Chuc Bajo Medio

Etkal Bajo

Homol Bajo

Pol Alto Medio

Tumut Bajo Medio Alto

Principales problemas identificados en los campos del proyecto integral Chuc.

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2P (probada más probable) durante el periodo 2012 a 2027, alcanzando una plataforma de producción de 137 Mbd de aceite en 2014 y 260 MMpcd de gas en 2015. Los campos que integran el proyecto producen aceite ligero entre 23 y 45 °API, los cuales se encuentran cercanos a instalaciones de producción instaladas; los campos por desarrollar son de mediana volumetría y presentan buenas condiciones de flujo natural; sus yacimientos producen en las forma-ciones Brecha del Paleoceno, Cretácico y Jurásico superior Kimmeridgiano, con buenas propiedades petrofísicas.

Una ventaja para el proyecto es que cuenta con un centro de proceso para brindar energía adicional a los pozos y yacimientos a través de un sistema de BN y de recuperación mejorada con inyección de gas que permiten garantizar el perfil de producción del proyecto propuesto. A continuación se describen las principales actividades incluidas en el proyecto:

Campo ChucDebido a la avanzada etapa de explotación del campo Chuc, en 2013 se im-plantará un proceso de recuperación mejorada mediante inyección de gas en el bloque Este del mismo campo, estrategia que permitirá disminuir la declina-ción de presión e incrementar el factor de recuperación final. Por otra parte, se adiciona la perforación del pozo Chuc-68 para explotar un volumen de reserva no drenado por los pozos actuales del bloque Este.

Campo KuilSe propone un ajuste en la estrategia para el desarrollo de este campo, con-sistente en la utilización de dos equipos de perforación operando en paralelo en cada una de dos plataformas: Kuil-A y Kuil-B. Con esto se duplican los frentes de perforación y se reduce el tiempo para la entrada en producción de los pozos.

Campo HomolEl campo Homol ha alcanzado a la fecha una producción máxima de 48 Mbd y el análisis de su comportamiento presión-producción hace evidente que se requiere un mayor número de pozos para acelerar la recuperación de sus re-servas de aceite y gas. En el caso de los otros campos, Tumut, Chuhuk y Etkal-1, que cuentan con menor área de yacimiento y volumetría, la propuesta permanece prácticamente sin cambios con respecto al proyecto autorizado.

Pemex

372

xiv. Proyecto integral YaxcheEl proyecto Yaxche fue autorizado en 2002 y el monto presupuestado para ese año estuvo dirigido principalmente a la realización de estudios geofísicos y geo-técnicos. De 2003 a 2012 el proyecto ha ejercido una inversión de 22,214 MM$ y un gasto de operación de 2,241 MM$, haciendo un total de 24,455 MM$.

Durante el periodo 2013-2024, el proyecto propuesto requerirá una inversión de 27,402 MM$, así como 7,033 MM$ por concepto de gasto de operación, lo que hace un total de 34,435 MM$. De esta manera, en el periodo 2003–2024 se contempla una inversión de 49,616 MM$ y 9,274 MM$ de gasto de opera-ción, lo que deriva en un costo total del proyecto de 58,890 MM$, como se muestra en el cuadro siguiente.

Diagnóstico de la situación actualEl proyecto integral Yaxche es un proyecto de infraestructura productiva enca-minado a la producción de aceite crudo y gas natural. Fue autorizado en 2002 y su último cambio de monto y alcance se registró en 2009. Es administrado por el activo de producción Litoral de Tabasco que pertenece a la Subdirección de Producción de la Región Marina Suroeste. Al término de 2012, el proyecto con-tará con 20 pozos de desarrollo, tres estructuras marinas, 30.1 km de ductos, y una producción promedio anual de 96 Mbd de aceite y 59 MMpcd de gas.

ProducciónComo se puede observar en el cuadro, la producción del proyecto integral Yax-che muestra un comportamiento promedio de 6.5 Mbd de aceite y 4 MMpcd de gas en los años 2007 y 2008, continuando con un incremento por el desarrollo de campos en 2008 a 2011, con proyección para 2012 de 96 Mbd de aceite y 59 MMpcd de gas; estas últimas cifras fueron tomadas del POT-I 2012.

Actividad física realizadaCon respecto a la infraestructura, el campo cuenta con un octápodo deno-minado Yaxche A (antes plataforma inyectora Abk-I) el cual quedó instalado

Concepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Subtotal

Inversión 27 228 579 587 930 2,607 5,222 4,427 2,405 5,201 22,214

Gasto de operación

0 0 0 27 67 60 83 435 484 1,086 2,241

costo total 27 228 579 614 998 2,667 5,305 4,862 2,889 6,287 24,455

Inversión histórica 2003-2007 (MM$).

Producción 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Aceite (Mbd) 2.0 6.3 7.0 19 44 84 96 94

Gas (MMpcd) 1.0 3.6 3.2 9 29 49 59 57

Producción histórica de aceite y gas.Fuente Costo-Beneficio, 2012

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en febrero de 2006. En 2007 se le adicionó una estructura adosada con el fin de perforar dos pozos en forma simultánea. Durante 2008 se instalaron las estructuras aligeradas Yaxche-B y Xanab-A. A continuación se muestra la actividad física real en el proyecto integral Yaxche para el periodo 2003-2011 y en 2012 se considera lo programado en el POT-I 2012.

PozosEn lo referente a pozos, ya se tiene la primera producción del campo con el pozo Yaxche-101(inició su explotación en septiembre de 2006). En 2008 se terminaron los pozos Yaxche-2, Yaxche-31, Yaxche-83 y Yaxche-42; en 2009 se terminaron cuatro pozos: Yaxche-49, Yaxche-37, Yaxche-46 y Xanab-31; en 2010 se perforaron los pozos Yaxche-3, Yaxche-25 y Xanab-11 y, en lo que respecta a 201,1 se perforó únicamente el pozo Xanab-32. De acuerdo con el movimiento de equipos del POT-1 2012, se concluirá con los pozos Yaxche-35 y la perforación del Yaxche-4.

En el cuadro siguiente se muestra el estado de pozos histórico de 2006 a enero de 2012.

Actividad física (número)

1993 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Oleogasoductos 1 1 1 3

Plataformas 1 2 3

Metas físicas históricas.

Actividad física (número)

1993 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Pozos perforados 1 1 2 0 5 4 3 2 3 21

Metas físicas históricas.

Concepto 1993 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Numero de pozos operando 1 1 4 9 10 11 14

Numero de pozos cerrados con oportunidad

1 2 2 2

Numero de pozos cerrados sin oportunidad

1 1 1 2 2 2 2 2

Numero de pozos por recuperar 1 2 2 3 2 2 3 3

total 1 2 4 4 9 13 16 18 21

Histórico del estado de pozos.

Pemex

374

InversiónEl proyecto Yaxche fue autorizado en 2002 y el monto presupuestado para ese año estuvo dirigido principalmente a la realización de estudios geofísicos y geotécnicos; no obstante, no se devengó. En el cuadro siguiente se muestran los montos ejercidos de acuerdo con el programa para el periodo 2002-2012 en flujo de efectivo. El año 2012, corresponde al adecuado I.

Programa 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Desarrollo de campos

20 16 8 48 408 1,894 3,852 3,246 1,252 2,927 13,671

Ductos 0 0 207 96 61 5 892 272 3 626 2,161

Estructuras marinas

0 154 305 299 312 497 35 84 27 243 1,956

Infraestructura 0 13 6 1 37 11 292 240 298 282 1,179

Intervenciones mayores a pozos

0 0 0 47 1 1 28 5 3 302 386

Sistemas artificiales de producción

0 0 0 0 0 0 0 0 0 44 44

Otros 4 21 21 32 38 0 0 0 0 0 115

Total estratégico

23 204 547 522 856 2,408 5,098 3,847 1,583 4,424 19,513

Administración 3 12 31 41 52 55 45 447 419 485 1,591

Conservación de pozos

0 0 0 0 0 0 0 13 204 108 325

Mantenimiento 0 12 1 24 22 112 72 117 144 90 595

Modernización 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SIPA 0 0 0 0 0 0 0 2 0 20 22

Otros 0 0 0 0 0 32 6 1 54 74 167

Total operacional

3 24 32 65 75 198 124 580 822 777 2,701

total 27 228 579 587 930 2,607 5,222 4,427 2,405 5,201 22,214

Inversión histórica 2003-2012 (MM$ de 2012).

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IngresosDesde sus inicios y hasta 2012, este proyecto habrá generado ingresos por un monto total de 111,622 MM$. En el cuadro siguiente se muestran los ingresos anualizados reales en el horizonte 2006-2011 y, para 2012, se consideran de acuerdo con la producción estimada en este año.

Oportunidades de mejoraLas reservas descubiertas a nivel Terciario en el pozo Yaxche-101 abrieron la posibilidad de perforar un número mayor de pozos de desarrollo en este campo. Actualmente el campo Yaxche cuenta con infraestructura instalada, aunque no es suficiente para recuperar toda la reserva que tiene en sus dos formaciones productoras de edad Terciario y Cretácico. Por tal motivo, y para continuar su desarrollo, se requiere la perforación adicional de 13 pozos, así como la construcción de ductos y plataformas. Por otro lado, las condiciones de presión del campo Yaxche Terciario no son suficientes para llevar el aceite hasta la superficie, por lo cual son necesarias obras para implantar un sistema artificial de BN.

Adicionalmente, se presenta la oportunidad de poner en producción el campo Xanab descubierto recientemente, para lo cual se propone la recuperación del pozo exploratorio Xanab-1 y su interconexión a través de un ducto que fluya hacia las instalaciones de Yaxche y finalmente a la TMDB, la cual se encuentra a 14 km del campo.

Descripción de la situación actual optimizadaLa situación actual optimizada corresponde al proyecto base documentado en la cartera 2012, que es el resultado del análisis de las alternativas de explota-ción contempladas en dicha cartera.

El proyecto base incluye el desarrollo de una parte de la reserva de los campo Yaxche y Xanab a través de la plataforma Yaxche-A, Yaxche-B y Xanab-A. Las características de esta versión se plantean a continuación. Se propone una actualización con nuevas estrategias de explotación de los campos, que toma como base la inversión del proyecto autorizado

El proyecto base considera un monto de inversión de 21,967 MM$ para el periodo 2013-2024 con las siguientes actividades: perforación de 13 pozos de desarrollo, instalación de tres estructuras, tres ductos y nueve reparaciones mayores, que incluyen la recuperación de un pozo exploratorio; infraestructura de proceso para inyección de gas por sistema artificial que se instalará en la macropera del pozo Puerto Ceiba-159.

Mantenimiento a la infraestructura del sistema artificial.

Mantenimiento a pozos, estructuras marinas, instalaciones de producción y equipos.

Concepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Ingresos 0 0 0 464 1,750 2,214 7,037 18,389 41,466 43,302 114,622

(MM$ de 2012)

Pemex

376

Actividad física

PozosEn el cuadro se indica el programa multianual de perforación y terminación de pozos correspondiente únicamente a la estructura Yaxche-A, documentada en el proyecto base.

InfraestructuraLa infraestructura que se propone proporcionará flexibilidad en todas las ope-raciones de perforación y mantenimiento a pozos, al permitir la instalación de equipo fijo, cuando sea necesario, así como seguridad en las instalaciones y protección al medio ambiente marino, manejo de los hidrocarburos e instala-ciones futuras de separación. La infraestructura del proyecto contempla las siguientes estructuras:

• Yaxche-A: En esta plataforma se recuperó el pozo Yaxche-101 y se perforaron los pozos Yaxche-2, 3, 4, 5, 25, 31, 35, 37, 42, 46, 49 y 84; también se continuará con la perforación del Yaxche-19, 5, 74, y 8. Asimismo, a partir de 2006 se puso en operación el oleogasoducto de esta plataforma hacia el cabezal Puerto Ceiba, con el cual fue posible iniciar la producción en el mes septiembre de ese mismo año.

• Yaxche-B: Esta plataforma se instaló en junio de 2008 y se perforó el pozo Yaxche-33, taponado temporalmente; se continuó con los pozos Yaxche-61 y 23, así como con el oleogasoducto de 12” de diámetro por 2.9 km de la plataforma Yaxche-B a disparo submarino existente en la línea de 16” de diámetro proveniente de la plataforma Yaxche-A al ca-bezal Puerto Ceiba, el cual entró en operación el 2 de junio de 2010, y con el cual es posible iniciar la producción del yacimiento.

Actividad física (número)

1993 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Total

Pozos perforados* 1 1 2 5 4 3 2 3 5 1 27

Oleogasoductos 1 1 1 1 1 5

Plataformas 1 2 1 1 5

Reparaciones mayores

3 1 1 3 8

Actividad física (número)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Pozos (terminación) 3 2 1 1 13

Oleogasoductos 1 3

Plataformas 1 3

Reparaciones mayores

3 1 1 9

Programa multianual de perforación y terminación de pozos 2009-2022.

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• Xanab-A: Esta plataforma se instaló en agosto de 2008; en septiembre de 2009 se recuperó el pozo Xanab-DL1 y se perforaron los spozos Xanab-31, 11, 32, 25 y 31, además de continuar con la perforación del Xanab-3 y 22. Asimismo, el oleogasoducto de 20” de diámetro por 13.924 km de Uech-1 a interconexión con línea de Xanab-A a Yaxhe-A entró en operación a partir de septiembre de 2009, con lo que fue po-sible iniciar la producción.

InversiónLa inversión física contemplada para desarrollar el proyecto se muestra en el siguiente cuadro.

Volumen de producciónLos perfiles de producción histórica de aceite crudo y gas para el periodo 2002-2012, así como los pronósticos de producción para el proyecto propues-to en el periodo 2013 a 2024 se muestran en el siguiente cuadro.

Concepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Inversión 27 228 579 587 930 2,607 5,222 4,427 2,405 5,201 6,726 3,725

Gasto de operación

0 0 0 27 67 60 83 435 484 1,086 1,248 1,187

costo total 27 228 579 614 998 2,667 5,305 4,862 2,889 6,287 7,974 4,913

Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Gran Total

Inversión 4,568 2,884 2,158 1,818 1,934 1,122 1,196 526 442 302 49,616

Gasto de operación

1,081 929 733 590 454 318 227 125 81 61 9,274

costo total 5,649 3,813 2,891 2,408 2,388 1,440 1,423 651 523 363 58,890

Inversiones proyecto base (MM$ de 2012)

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Aceite (Mbd) 2 6 7 19 44 84 96

Gas (MMpcd) 1 4 4 9 29 49 59

Concepto 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Aceite (mbd) 108 103 97 80 63 51 40 27 21 13 10 7

Gas (mmpcd) 78 74 68 57 45 35 26 18 14 9 7 5

Pronóstico de producción de aceite y gas.

Pemex

378

Alternativas de soluciónComo alternativas de desarrollo, se plantearon tres escenarios que resultaron técnica y económicamente factibles y se describen a continuación:

• Alternativa 1: Desarrollo en Yaxche-K, Xanab-K y JSK con flujo natural y sistema artificial de producción en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C.Se propone la explotación de Yaxche-K, Xanab-K y JSK por flujo natu-ral, y de Yaxche Terciario con flujo natural y sistema artificial de produc-ción. La generación de energía eléctrica necesaria será proporcionada por turbogeneradores que se colocarán en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C. La producción se transportará de Yaxche-C a Yaxche-A a través de un oleogasoducto de 16” de diámetro por 3 km. Posterior-mente se enviará por la interconexión de Yaxche-A al ducto de 36” de diámetro por 38 km de la válvula de fondo perdido en Xanab-C hacia su destino final, la TMDB.

Entre los beneficios principales cabe mencionar la prolongación de la presión de abandono en la formación Terciario, ya que es factible la ex-plotación de este yacimiento hasta una presión de abandono cercana a los 100 kg/cm_, de acuerdo con los resultados de simulación obtenidos.

• Alternativa 2: Desarrollo en Yaxche y Xanab con flujo natural.Se propone la explotación de Yaxche Terciario y K, Xanab-K y JSK por flujo natural, lo que permitirá continuar con el desarrollo del campo sin necesidad de realizar obras de construcción ni de adecuación de insta-laciones adicionales. Se adelantó el desarrollo de los pozos propuestos desde la plataforma Yaxche-C y la producción se transportará desde esta plataforma hasta Yaxche-A por la interconexión submarina con el oleogasoducto de 16” de diámetro por 3 km; posteriormente se enviará a través de la interconexión de Yaxche-A hacia el ducto de 36” de diámetro por 38 km de la válvula de fondo perdido en Xanab-C hacia su destino final, la TMDB. Conforme a este escenario, se estimó que los pozos no podrán fluir cuando se alcance una presión de fondo o presión de aban-dono del orden de 200 kg/cm_ para el yacimiento Yaxche Terciario.

• Alternativa 3: Desarrollo en Yaxche-K, Xanab-K y JSK con flujo natural y sistema artificial en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C, con sistema de manejo y tratamiento de gas en Yaxche-D. Yaxche K, Xanab K y JSK se explotarán por flujo natural, en tanto que Yaxche Terciario iniciará con flujo natural y posteriormente sistema arti-ficial. La producción de Yaxche-C será enviada a Yaxche-A. Posterior-mente, se separará y se tratará el gas desde una plataforma adicional llamada Yaxche-D, para utilizarse en el sistema artificial, en tanto que el aceite será enviado hacia la plataforma Yaxche-A, donde se incorpora-rá a través de la interconexión submarina de Yaxche-A hacia el nuevo ducto de 36” de diámetro por 38 km de la válvula de fondo perdido en Xanab-C hacia la TMDB.

De las tres opciones analizadas, la más atractiva en términos económicos es la primera, debido a que presenta mejores indicadores económicos. De acuerdo con el resultado del análisis con la metodología FEL, la alternativa selecciona-

Como alternativas de desarrollo, se plantearon tres escenarios

que resultaron técnica y económicamente factibles: Alternativa 1: Desarrollo en

Yaxche-K, Xanab-K y JSK con flujo natural y sistema artificial de

producción en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C.

Alternativa 2: Desarrollo en Yaxche y Xanab con flujo natural.

Alternativa 3: Desarrollo en Yaxche-K, Xanab-K y JSK con flujo natural y sistema artificial en las plataformas Yaxche-A y

Yaxche-C, con sistema de manejo y tratamiento de gas en Yaxche-D.

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da consiste en desarrollar Yaxche-K, Xanab-K y JSK con flujo natural y utilizar sistema artificial en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C. Se considera que es la más conveniente para el proyecto debido a que el redimensionamiento de los ductos propuestos ayudará a manejar la producción actual y futura de los campos Yaxche y Xanab, sin rebasar el monto total autorizado en el proyecto; adicionalmente, ayudará a independizar el manejo de la producción de Yaxche y Xanab de los campos Tajón y Puerto Ceiba, pertenecientes a la Región Sur.

A partir de las oportunidades de optimización identificadas en los campos del proyecto y de las alternativas técnicas para cada una de ellas, se integraron, evaluaron y compararon tres alternativas de solución para seleccionar la más atractiva para el proyecto. La descripción de cada una de éstas y el proceso de evaluación y comparación se presentan con mayor detalle más adelante.

Las alternativas para integrar la mejor estrategia de explotación para los cam-pos del proyecto se analizaron considerando las condiciones de los yacimien-tos, el desarrollo de campos, el plan de implementación de sistemas artificia-les de producción, el uso de estructuras marinas adecuadas y el volumen de reservas remanentes 2P al 1 de enero de 2012, así como los factores de riesgo asociados a cada una de las unidades de inversión que componen el proyec-to. Los criterios de selección para elegir la mejor alternativa son:

• Mayor valor presente neto.

• Alta eficiencia de la inversión.

• Escenario de menor riesgo técnico.

• Mayor recuperación de reservas de hidrocarburos.

• Mayor eficiencia en el sistema artificial de producción.

• Protección al medio ambiente y seguridad de las instalaciones.

De los análisis realizados, se determinó que los indicadores económicos de la alternativa 1 muestra un valor presente incremental de 44,064 MM$. En tér-minos de ganancia neta antes de impuestos, la alternativa 1 resultó ser la más alta al permitir obtener 180,857 MM$ en valor presente.

Pemex

380

xv. Proyecto integral Och-Uech-KaxInversiónEn los últimos años se han realizado inversiones estratégicas tendientes a con-cluir el desarrollo de los campos Och-Uech-Kax, así como inversiones opera-cionales para mantener la plataforma de producción a través de programas de mantenimiento e infraestructura, ductos, pozos, plataformas y equipos.

Como referencia, se muestran en el cuadro los montos en flujo de efectivo desde 2006 hasta julio de 2012.

Producción e incorporación de reservas de inversión En el cuadro siguiente, se observa la producción histórica de aceite y gas de los campos Och, Uech y Kax de 2006 a 2012.

En el siguiente cuadro se muestra el comportamiento de la reservas remanen-tes 2P, en MMbpce del proyecto, a partir de 2006. El análisis de comporta-miento presión-producción registrado por los campos motivó un incremento en el volumen de reserva que fue justificado en 2007 para el campo Uech y, en 2008, para los campos Och y Kax, con base en la conclusión del estudio de interpretación sísmica del bloque Tabal 3D.

Durante la documentación de proyectos de 2001, fecha en que se autorizó el proyecto con presupuesto PIDIREGAS, se pronosticó que la producción de aceite y gas se terminaría en 2007 y se recuperaría un volumen de 83 MMb y 182 MMMpc de gas para el periodo 2002-2007.

Presupuesto 2006* 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Inversión 7 63 417 557 1339 1139 897

Presupuesto (incluye intereses capitalizables). * Solo incluye diciembre de 2006 y ene-jul de 2012.(MM$)

Producción 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Acumulado

Aceite (Mbd) 35 31 29 32 27 22 34 133

Gas (MMpcd) 68 62 53 64 54 44 69 271

Producción histórica de aceite y gas 2006 a 2012.

Campo 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Och 23 11 38 30 22 22 29

Uech 23 13 20 17 23 27 32

Kax 14 18 43 41 30 49 55

Evolución de las reservas 2P totales de hidrocarburos (Mmbpce).

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Sin embargo, el comportamiento de los yacimientos permitirá alargar el pe-riodo de vida del proyecto hasta 2027, tal y como se tiene documentado en esta cartera (se pretende extraer un volumen adicional de 67.1 MMb de aceite y 129.5 MMMpc de gas durante el periodo de 2012-2031, aprovechando la infraestructura de explotación existente en el área.

Infraestructura y pozos

La infraestructura actual del proyecto consta de seis plataformas recuperado-ras de hidrocarburos (tres tetrápodos, un octápodo, un trípode y un sea pony).

Con respecto al número de pozos perforados en el proyecto, a 2012 se re-gistraron 28 perforados a lo largo de la vida productiva de los campos, con-siderando los que están taponados, cerrados con posibilidades y los que se encuentran fluyendo. Los datos estadísticos de las actividades descritas ante-riormente se observa en el cuadro a la derecha.

Base Incremental

producción de aceite (mbd)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

30

25

20

15

10

5

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Base Incremental

producción de gas (mmpcd)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

60

50

40

30

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10

0

Pozos Número

Operando 9

Taponados 13

Cerrados 6

Estatus de los pozos del proyecto Och-Uech-Kax.

Pemex

382

Estudios Existen diversos estudios que sustentan el desarrollo de los campos, tales como estudios de integral, análisis PVT, modelado de yacimientos, reproce-samiento sísmico, intensidad de fracturamiento, geofísicos y geotécnicos de las obras de infraestructura, de impacto socioeconómico y manifestación de impacto ambiental.

Diagnostico del problema actual Los yacimientos productores del proyecto Och-Uech-Kax se encuentran en una etapa avanzada de explotación, por lo que durante su desarrollo se han realizado estudios de sistemas de levantamiento artificial y de procesos de re-cuperación secundaria y mejorada, con resultados no factibles de implantarse debido a la elevada energía que conservan los yacimientos por la presencia de acuíferos activos asociados a ellos.

El mayor problema de los campos productores en la formación JSK es la pro-ducción de flujo fraccional de agua debido principalmente a la canalización. Las operaciones más comunes para el control de entrada de agua son las intervenciones con microcemento.

Descripción de las alternativas de solución evaluadasDe acuerdo con las características de los campos y con base en los criterios utili-zados para la implementación de métodos de recuperación adicional a nivel mun-dial, el proceso más factible es la inyección de gas. Por lo tanto, las alternativas seleccionadas y evaluadas para aplicarse en los campos Och-Uech-Kax son:

1.- Mantenimiento y operación de pozos, con desarrollo de campos.

2.- Inyección de gas hidrocarburo.

Los escenarios propuestos consideran el empleo de la infraestructura actual-mente utilizada, con la diferencia de que se emplearía el proceso de recupera-ción mejorada con inyección de gas utilizando infraestructura adicional.

xvi. Proyecto integral CaanEl estado del proyecto en cuanto a inversiones ejercidas al cierre de 2008 ascendían a 24,019 MM$ y comprendieron las siguientes actividades: per-foración de siete pozos y seis terminaciones, 52 reparaciones mayores y 13 menores. Se realizaron estudios de actualización de los modelos geológicos de los campos Abkatun, Caan, Kanaab y Taratunich.

El proyecto integral Caan buscó dar solución a los problemas existentes del momento en dos vertientes:

• Mejorar la administración y el mantenimiento de la infraestructura co-mún aplicando directamente los recursos financieros en aquellas insta-laciones que representan puntos críticos para el desarrollo de toda el área de influencia, evitando con ello la falta de flexibilidad en la aplica-ción del presupuesto al dividirse en varios proyectos.

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• Desarrollo y mantenimiento de presión en los yacimientos, para lo cual se contempló continuar con la implantación del sistema artificial de producción con BN en el campo Taratunich, perforar y terminar pozos de desarrollo, así como completar la instalación y construcción de la infraestructura necesaria.

• Actualmente el proyecto integral Caan cuenta con 38 plataformas existen-tes, 24 para producción, seis de inyección y dos complejos de producción. La producción se envía hacia los complejos Abkatun-A y D para su proce-samiento. La red de ductos es muy amplia, ya que se cuenta con 30 km de oleogasoductos, 27 km de oleoductos, 58 km de gasoductos, 6 km de un gasolinoducto y, en la parte de inyección de agua, 16 km de acueductos, todo lo cual hace un total de 137 km de ductos.

xvii. Proyecto integral LakachEl proyecto integral Lakach PIDIREGAS fue autorizado mediante el oficio de inversión financiada DGPP.411.-OIFD.-006-2008 de fecha 28 de marzo de la SENER, con clave de registro en cartera 07187TZZ0001 y clave consecutiva 43 PEP en el tomo V, por un monto máximo de inversión financiada directa autorizado para el proyecto de 1,289.9 MMUS$, equivalentes a 14,575.8 MM$, con un tipo de cambio de 11.3 pesos/dólar.

A partir de 2009 desaparece el esquema PIDIREGAS, razón por la cual la evalua-ción económica con financiamiento únicamente consideró lo ejercido en 2008 y el proyecto integral Lakach se incluyó en el PEF.

Las inversiones totales requeridas, clasificadas como estratégicas y operacionales, se muestran a continuación. Las inversiones de 2009 corresponden al adecuado II.

En la tabla de la siguiente pág. esta el programa ejecutivo línea base contra el real al cie-rre de 2011, y se observa el seguimiento de las actividades de desarrollo del proyecto.

Debido a que el proyecto se encuentra en la fase de definición, las principales ac-tividades de ejecución para pozos e infraestructura de producción se realizarán a partir de 2013.

A manera de resumen, durante el periodo 2006-2011 se efectuaron diversas ta-reas, entre las que destacan:

• Estudios de riesgo somero y geomecánicos a pozos.

• Perforación y terminación del pozo delimitador 2DL.

• Ingeniería conceptual e inicio de ingeniería básica de la infraestructura de explotación y su posterior adecuación, considerando incorporar futura in-fraestructura de campos cercanos.

• Definición de la estrategia de contratación para el desarrollo del campo.

• Esquema de contratación de los servicios necesarios para el acondiciona-miento de gas.

• Aplicación de la metodología FEL.

• Durante 2012, generación de los procesos de contratación de equipos de perforación y terminación de pozos, así como fabricación e instalación de infraestructura submarina y terrestre.

Fuente de Información: Análisis Costo y Beneficio del Proyecto Integral Lakach, Agosto de 2009.Resguardo y Ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Proyecto de Desarrollo Lakach.

283

1,94

2

577

3,46

4

6,75

7

5,39

1

2,20

7

2,90

5

108

529

144 63 64 61 164

2,48

2

175

1,41

3

433

3,40

2

6,69

3

5,32

9

2,04

3

423

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

-202

2

inversiones requeridas en el proyecto (millones de pesos)

Estratégica Operacional Total

Pemex

384

Actividad financieraRespecto al presupuesto ejercido, en el siguiente cuadro se muestra lo autori-zado y lo ejecutado.

En 2009, la desviación se debió al diferimiento para 2010 de la perforación del pozo 2DL por atrasos en el proceso licitatorio del equipo de perforación, en la formalización de servicios de asistencia especializada y de soporte en apoyo a proyectos de desarrollo.

Para 2010, la variación se debió a que no se contempló la perforación de po-zos, debido a la falta de disponibilidad de equipos en el mercado, por lo que el sobreejercicio fue motivado por la perforación del pozo delimitador 2DL, el cual comenzó operaciones en mayo de 2010.

programa ejecutivo línea base vs real2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Proyecto Lakach 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3

FEL LakachIngeniería básica sistemas submarinosIngeniería básica planta de arriboPerforación de pozosTerminación de pozosServicios de perforación y termi-nación de fondo de pozoFabricación de sistemas sub-marinosPlanta de arriboDuctos, umbilicales e instala-ción de equipos submarinosPlanta de acondicionamiento de gasComisionamientoPrimera producción •

Infraestructura terminada •

Presupuesto (MM$)

2007 2008 2009 2010 2011 TOTAL

AUT EJE AUT EJE AUT EJE AUT EJE AUT EJE AUT EJE

Inversión

PEF

0 0 0 0 1,834.05 273.12 576.80 1,200.59 762.86 257.69 3,173.71 1,731.40

Inversión

PIDIREGAS

0 0 149.33 243.77 0 0 0 0 0 0 149.33 243.77

Total 0 0 149.33 243.77 1,834.05 273.12 576.80 1,200.59 762.86 257.69 3,323.04 1,975.17

Cuadro resumen del presupuesto autorizado y ejercido periodo 2006-2011.

Pemex

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Es importante señalar que si bien hubo un sobreejercicio en el concepto po-zos, algunas actividades presentaron subejercicio debido a reprogramación. Tal fue el caso de estudios de la planta de acondicionamiento de gas, ductos umbilicales y sistemas submarinos. La reprogramación obedeció a la actuali-zación del plan del proyecto con base en los resultados del pozo Lakach 2DL.

En 2011, de los 725 MM$ autorizados, en realidad se ejercieron 225 MM$; el subejercicio se debió a la reprogramación de la adquisición del terreno y los estudios e ingeniería básicas para la planta de acondicionamiento de gas y la infraestructura submarina. La reprogramación obedeció a la actualización del plan del proyecto como resultado de la terminación del pozo 2DL y la posibili-dad de incorporar nuevos desarrollo al proyecto.

Principales actividades periodo enero-julio de 2012El proyecto integral Lakach se encuentra en la fase de definición (FEL-III). En el periodo correspondiente a enero-julio de 2012, se efectuaron los siguientes eventos:

• Se presentó el proyecto ante el Grupo de Estrategias de Inversiones de PEP, el cual ratificó la aprobación para proporcionar los recursos finan-cieros a fin de dar continuidad a las siguientes etapas.

• Se finalizó la ingeniería básica del sistema submarino de producción (ductos, umbilicales, y sistemas submarinos de producción).

• Se llevó a cabo el predictamen de la fase de definición (FEL-III) del proyecto, obteniéndose nueve recomendaciones, tres comentarios de pares técnicos y 12 aportaciones de la Gerencia de Análisis y Dictamen Técnico de Proyectos, los cuales fueron atendidos en tiempo y forma.

• Se presentaron ante comités de PEP y Pemex, para autorización, los contratos de las obras y servicios que se requerirán en la etapa de ejecución del proyecto: equipo de perforación para los pozos de de-sarrollo en aguas profundas, servicios asociados a la perforación y terminación de pozos, ingeniería, procura y fabricación de los siste-mas submarinos, así como la obra para la instalación de ductos, umbi-licales, equipos submarinos, terminación de pozos, comisionamiento y arranque del campo Lakach. De estos contratos, ya se ha adjudicado el correspondiente al equipo de perforación y terminación de pozos.

• Se continúa realizando talleres multidisciplinarios para identificar ries-gos en la instalación del árbol submarino, la terminación de fondo de pozo y el mapeo del costo promedio de los riesgos antes descritos. Con la modificación del polígono autorizado y la configuración de la infraestructura submarina, PEP promovió ante la SEMARNAT una mo-dificación al oficio resolutivo de manifestación de impacto ambiental, modalidad regional y análisis de riesgo del proyecto Lakach en materia de evaluación del impacto ambiental. Se espera el fallo para el segun-do semestre de 2012.

Se ha dado cumplimiento a las disposiciones dictadas por la CNH en materia de seguridad industrial para realizar actividades de explotación de hidrocar-buros en aguas profundas.

Pemex

386

xviii. Proyecto Aceite Terciario del GolfoLos antecedentes del PATG se remontan al decenio de 1950, cuando se per-foraron los primeros pozos con el objetivo de explotar los yacimientos del pa-leocanal de Chicontepec, el cual se ubica en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla.

En 1978 se realiza una evaluación del potencial petrolífero, determinando una reserva original de 17,645 MMb de aceite. En 2002 se planteó la explotación de cinco áreas correspondientes a los proyectos de inversión Agua Fría-Coapechaca- Tajín, Amatitlán-Profeta-Tzapotempa-Vinazco, Coyula-Japeto, Humapa-Bornita y Área 5, de los cuales los dos primeros fueron autorizados para ejercer recursos como PIDIREGAS.

En 2007, se propuso un cambio de alcance del proyecto Amatitlán-Profeta-Tzapo-tempa-Vinazco a fin de incluir los 29 campos de los cinco proyectos en una visión integral; a este proyecto se le denominó Proyecto Aceite Terciario del Golfo, el cual autorizó la SHCP en el mismo año. Durante 2009 se realizó una actualización del proyecto debido a la terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS.

Actualmente el proyecto se encuentra en desarrollo, aunque en áreas específi-cas se amplía el conocimiento mediante información. A la fecha, sus yacimien-tos han sido explotados conforme al esquema de declinación natural. Para el análisis del PATG se ha realizado una sectorización que considera criterios como el nivel de conocimiento y desarrollo en cada uno de los campos que lo componen. Se definieron los siguientes ocho sectores:

• Sector 1 Sitio-Tenexcuila

• Sector 2 Soledad-Coyotes

• Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida

Actualmente el proyecto se encuentra en desarrollo, aunque

en áreas específicas se amplía el conocimiento mediante información.

A la fecha, sus yacimientos han sido explotados conforme al

esquema de declinación natural.

PlataformaPemex Exploración y Producción

Pemex

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• Sector 4 Coyol-Humapa

• Sector 5 Miquetla-Miahuapan

• Sector 6 Agua Fría-Coapechaca

• Sector 7 Tajín-Corralill.

• Sector 8 Presidente Alemán-Furbero

Se consideró que la sectorización era la forma más adecuada para optimizar los re-cursos humanos y materiales en la estrategia de desarrollo, así como para asegu-rar su viabilidad operativa y evaluación económica por sector. La sectorización se actualizó con respecto a la presentada en 2009, variando la integración de campos en algunos sectores, debido a la estrategia de desarrollo planteada y soportada por la madurez de conocimientos de cada área. Adicionalmente esta organización permitirá dirigir, supervisar y controlar las actividades por sector.

De la información geológica obtenida y con los resultados de la actividad reali-zada en el paleocanal de Chicontepec, se agruparon los sectores en tres tipos de categorías: desarrollo de campos y optimización, caracterización y desa-rrollo tecnológico, y caracterización inicial. Los sectores quedaron clasificados de la siguiente manera:

En el documento Análisis Costo-Beneficio se presentan los sectores de de-sarrollo de campos y optimización (2, 6, 7 y 8). La visión de los sectores cla-sificados como de desarrollo y la optimización de campos se plantea en un horizonte de largo plazo. Sin embargo, para fines de solicitud presupuestal y autorización de recursos financieros ante la SHCP, se presenta la visión del proyecto en el periodo 2012-2031.

Con la ejecución de los sectores de desarrollo de campos y la optimización de campos se podrá alcanzar una producción máxima de 196 Mbd de aceite y una producción de gas de 313 MMpcd en 2023, lo cual dará un acumula-do de 1,092 MMb de aceite y 1,747 MMMpc en el periodo 2012-2031. Esto se logrará con la perforación de pozos de desarrollo, reparaciones mayores, construcción de macroperas, ductos, e instalaciones para el manejo de la pro-ducción, con una inversión de 335,032 MM$ de 2011 y un gasto de operación de 140,816 MM$ de 2011.

Agrupación Desarrollo y optimización de campos

Caracterización y desarrollo tecnológico

Caracterización inicial

Sectores

Sector 2: Soledad - Coyeotes

Sector 1: Sitio – Tenexcuila

Sector 5: Miquetla - Miahuapan

Sector 6: Agua Fría – Coapechaca

Sectro 3 Amatitlán – Agua Nacida

Sector 7: Tajín - Corralillo

Sector 4: Coyol - Humapa

Sector 8: Presidente Alemán - Furbero

Pemex

388

En las siguientes graficas se indica el comportamiento en el tiempo de los pozos de desarrollo y reparaciones mayores:

reparaciones mayores

2008 Reparaciones mayores 2009 Reparaciones mayores 2011 Reparaciones mayores

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

pozos de desarrollo

2008 Pozos de desarrollo 2009 Pozos de desarrollo 2011 Pozos de desarrollo

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

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De acuerdo con lo anterior, la producción de aceite (Mbd) y la producción de gas (MMpcd) deberían comportarse de la siguiente forma:

Al cierre de 2011, el promedio mes-año de la producción de aceeite y gas fue de 52.8 Mbd y 111.8 MMpcd, respectivamente.

Fuente: Análisis Costo-Beneficio, octubre 2011 y gráficas del Análisis Costo-Beneficio, 2008, 2009 y 2011.Donde: la ”x” es el tiempo y la “y” el número de pozos.

23 29 30 41 56 66 83 101

126

146

160

175

184

194

193

190

196

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188

186

171

144

115 95 81

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

producción de aceite (mbd)

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

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2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

producción de gas (mmpcd)

28 52 79 85 106

106

132

162

202

234

256

276

295

311

309

304

313

311

301

298

274

231

183

152

130

Fuente de Información: Análisis Costo Beneficio, octubre 2011 y graficas del Análisis Costo Beneficio, 2008, 2009 y 2011.Donde: las” x” es el tiempo y las “y” son el número de pozos.

Pemex

390

xix. Proyecto integral ArenqueLos avances y seguimiento del proyecto se manejan a través de varios siste-mas, los cuales se describen a continuación.

• sistema nacional de integración de producción (snip). Mediante de este sistema se lleva el control de la producción de aceite y gas a nivel pozo, batería y campo y se generan los siguientes reportes:

– Reporte 202: producción diaria a nivel pozo de aceite, gas, conteni-do de agua, gas inyectado (BN), días de operación y medición del pozo, tipo de crudo.

– Reporte 204: producción mensual a nivel campo de aceite, gas, contenido de agua, gas inyectado (BN) y tipo de crudo.

– Estado de pozos: Total de pozos del activo con du estatus (baja presión de fondo, fluyente, SAP, problemas superficiales, invadido de agua, etc.).

• sistema de información operativa de perforación (siop). Este siste-ma es cargado por la Unidad Operativa de Perforación y Mantenimiento a Pozos y registra la operación diaria de los equipos de perforación, terminación y reparación, y equipos especiales o frentes de trabajo. Presenta, entre otra, la siguiente información:

· Número de equipo, indicando si es de Pemex o de contratista.

· Nombre del pozo.

· Tipo de intervención (perforación, terminación, reparación ma-yor, reparación menor, taponamiento, estimulación).

· Clase de intervención (RBM, RBN, RBH, RF, RBCP, CBM, CBN, CBH, CF, CCP).

· Días programados.

· Profundidad programada del pozo.

· Fecha de inicio y término de la intervención.

Se manejan dos reportes por día, con la finalidad de darle seguimiento a la actividad física.

• reporte diario de producción emitido por la Coordinación de Ope-ración de Pozos e Instalaciones de Explotación, en el cual se incluye:

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– Producción de aceite por tipo de crudo.

– Producción de gas por asociación.

– Incrementos apertura de pozo después de terminación o reparación mayor, reparación menor, estimulaciones y otros incrementos (ajustes por medición, cambio de horario y movimientos operativos diversos).

– Decrementos cierre de pozos por mal tiempo.cierre de pozos por bloque de propietarios.cierre de pozos por fallas superficiales y subsuperficiales.alto porcentaje de agua.abatimiento de presión.ajuste por medición.

– Gas quemado.

– Balance de gas.

– Gas de BN inyectado.

• reunión de mensual de acuerdos. En esta reunión participan los re-presentantes de las coordinaciones de Programación y Evaluación; Di-seño de Explotación; Unidad Operativa de Perforación y Mantenimiento a Pozos, Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación.Se define la actividad física de perforaciones, terminaciones, reparaciones mayores, reparaciones menores, estimulaciones y taponamientos, que se documentan mediante oficio de cierre mensual y a través del SIPOP.

• sistema de integración de programa operativo de producción (si-pop). Este sistema documenta la actividad física, la producción de aceite y gas y los condensados. Puede generar los siguientes reportes:

· Por tipo y clase de intervención desde nivel pozo, nivel campo, nivel sector, nivel proyecto y nivel activo.

· Producción de aceite y gas a nivel campo, proyecto, sector y activo; éstos a su vez a nivel concepto de producción.

• Oficios de terminación. En el caso de los pozos nuevos se genera un oficio de terminación oficial, el cual contiene la siguiente información:

– Nombre del pozo.

– Proyecto al que pertenece.

– Permiso de SENER.

– Profundidad.

– Equipo que realizó la intervención.

– La altura de mesa rotaria (pozos terrestres).

– Tirante de agua (pozos marinos).

– Fechas de perforación y terminación.

– Clasificación del pozo de acuerdo con la normatividad.

– Datos de la prueba de producción (Qo, Qg, contenido agua, estran-gulador, presión de TP, contenido de sales).

– Estatus del pozo.

sistema de integración de programa operativo de

producción (sipop), documenta la actividad física, la producción de

aceite y gas y los condensados.

Pemex

392

• A través del Sistema sap r3 se descargan distintas bases, tales como:

– Adecuados presupuestales: como resultado de un techo autorizado por la Región Norte, donde el área usuaria ubica el presupuesto mensual de sus necesidades.

· Versión traspasos: Después de un periodo y una vez migrado el adecuado, se realizan distintos direccionamientos para reubicar el presupuesto, de acuerdo con la necesidad del área usuaria.

· Pedidos: Una vez recibida la factura se captura en este siste-ma para su contabilización y disminución en su presupuesto.

· Solicitud de pedidos: Esto se aplica en suministros, depende del tiempo de entrega del material, periodo durante el cual el presu-puesto se encuentra contabilizado en el sistema hasta el pago.

· Reservas: Es necesario para iniciar el proceso de licitación, mediante el cual Pemex garantiza a la compañía la solvencia del recurso durante la duración del contrato.

· Partidas abiertas: Todos los servicios ejecutados por parte de la contratista, mismos que fueron validados por el supervisor, documentado en sistema SAP R3 y en proceso de pago.

· Ejercicio: Parte del presupuesto ya erogado.

· Contratos: Base de datos que enlista los contratos vigentes y en proceso de finiquito.

Estos reportes sirven para analizar el comportamiento de lo programado contra lo real.

• bóveda electrónica. Sistema mediante el cual los supervisores de contrato aceptan los trabajos realizados por la contratista; se emite un documento vía electrónica para generar el COPADE (Codificación de Pagos y Descuentos) y posteriormente, la contratista ingresa la factura de manera electrónica a ventanilla única para su proceso de pago.

xx. Proyecto integral Cuenca de BurgosAvances del proyecto Burgos El desarrollo de la Cuenca de Burgos se inició en 1945. Para 1970, la produc-ción alcanzó un máximo de 620 MMpcd; sin embargo, para finales de 1993, declinó a menos de 200 MMpcd.

Entre 1994 y 1995, PEP realizó un estudio de factibilidad que generó las bases para la puesta en marcha del proyecto Burgos, el cual consideraba, a partir de 1997, un plan integral a 16 años. El proyecto fue dictaminado favorablemente por la SHCP y por la Comisión Intersecretarial de Gasto y Financiamiento en noviembre de 1996.

En diciembre de 1996, el proyecto Burgos recibió una autorización parcial y preliminar para comprometer recursos hasta por una cantidad de 19,370.8 MM$ por un periodo máximo de 12 años a partir de 1997, con la finalidad de que se llevaran a cabo las licitaciones correspondientes.

El desarrollo de la Cuenca de Burgos se inició en 1945. En

octubre de 2002 se autoriza el cambio de monto y alcance,

actualizándose el PEF, tomo IV de 2003, y quedando la meta acotada a 1,884 MMpcd con una inversión

de 20,283 MMUS$ de 2002 para el periodo 1997-2018.

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En septiembre de 1999, el Comité Institucional de Inversiones presidido por el Director General de Pemex, autorizó un cambio de monto y alcance, en el que se consideró alcanzar una producción de 1,398 MMpcd en 2004 y mantenerla durante seis años, con una inversión total de 5,674 MMUS$ de 1999 para el periodo 1997–2016. Posteriormente se actualizó en el PEF, tomo IV de 2001, por un monto de 7,014 MMUS$, compuesto por 6,008 MMUS$ de inversión física y 1,006 MMUS$ de intereses capitalizables a ejecutarse en el periodo 1997-2012 (16 años). En octubre de 2001, se sometió a consideración de la SENER y el Congreso un nuevo cambio de monto y alcance básicamente para dar soporte al incremento de capacidad de ejecución a través del esquema de contratos de servicios múltiples (actualmente COPF), con el propósito de sostener la oferta de gas mediante el proyecto Río Bravo como parte del proyecto Burgos. En octubre de 2002 se autoriza el cambio de monto y alcance, actualizándose el PEF, tomo IV de 2003, y quedando la meta acotada a 1,884 MMpcd con una inversión de 20,283 MMUS$ de 2002 para el periodo 1997-2018.

El proyecto Río Bravo documenta principalmente la licitación y adjudicación de áreas para ser desarrolladas a través del esquema de COPF; en 2004 se adjudicaron los bloques Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo y Ol-mos, en 2006 los bloques Pandura-Anáhuac y Pirineo y, en 2007, los bloques Nejo y Monclova.

ProducciónCon las actividades efectuadas y la inversión ejercida, se alcanza una pro-ducción acumulada de 5,200 MMMpc de gas de 1997 a 2009. La producción promedio anual se muestra a continuación.

Años 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Producción (MMpcd) 487 735 971 1,003 990 1,007 1,031 1,095

Años 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Producción (MMpcd) 1,217 1,330 1,412 1,383 1,515.2 1,478.4 1,34.1

(MMpcd)

producción

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

500

1000

1500

2000

Pemex

394

Actividad física realizada

PozosLas actividades realizadas de 1997 a 2011 consistieron en la perforación de 4,401 pozos; de éstos, 4,029 son de desarrollo y 372 exploratorios.

Con respecto a la terminación de pozos de desarrollo, se concluyó durante 1997-2011 un total de 4,058 pozos.

Sísmica Durante el periodo 1997 a 2011 se adquirieron 29,433.3 km de sísmica bidi-mensional y 22,719 km2 de sísmica tridimensional.

Años 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Pozos

Exploratorios 3 9 20 26 36 27 28 40 31 35 34 25 26 17 15

Desarrollo 51 115 172 182 362 343 344 375 401 386 304 201 362 244 187

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perforación de pozos (número)

Exploratorios Desarrollo

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Fuente de información: Documento Análisis Costo Beneficio (Cambio de Monto y Alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS, agosto 2009).Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo Integral Burgos.

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ónxxi. Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesPara la recuperación de la reserva de hidrocarburos de este campo se ha perfora-do un total de 786 pozos; algunos son utilizados como inyectores de agua, otros se encuentran taponados por razones diferentes y los restantes están en operación. En su mayoría requieren de algún sistema artificial de producción y actualmente se tienen 142 pozos con BM, 160 con BN y 40 pozos fluyentes, los cuales aportan por medio de 34 plataformas terrestres y líneas individuales de recolección.

La producción de hidrocarburos del campo Tamaulipas-Constituciones se re-colecta en las 13 baterías de separación ubicadas a lo largo del campo, con una capacidad de almacenamiento de 163,500 b, una red de bombeo neu-mático de 46.209 km con tuberías de 6”, 8” y 10” de diámetro, una estación de compresión de 69 MMpc, la cual opera con presión de succión de 3.6 kg/cm2 y descarga de 50.0 kg/cm2, volumen de BN de 33 MMpcd, una planta deshidratadora con capacidad de 110,000 b de aceite, una central de alma-cenamiento y bombeo con capacidad de 26,000 b, una planta de agua de desecho con capacidad de 50,000 b, y una planta de inyección de agua con capacidad de 150,000 bd.

xxii. Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosLos avances y el seguimiento del proyecto se manejan a través de varios sis-temas, los cuales se describen a continuación.

• Sistema Nacional de Integración de Producción (SNIP). Mediante este sistema se lleva el control de la producción de aceite y gas a nivel pozo, batería y campo y se generan los siguientes reportes:

– Reporte 202: proporciona la producción diaria a nivel pozo de acei-te, gas, contenido de agua, gas inyectado, BN, días de operación y medición del pozo, tipo de crudo.

– Reporte 204: proporciona la producción mensual a nivel campo de aceite, gas, contenido de agua, gas inyectado, BN y tipo de crudo.

– Estado de pozos: Total de pozos del activo indicando su estatus (baja presión de fondo, fluyente, SAP, problemas superficiales, in-vadido de agua, etc.).

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• Sistema de Información Operativa de Perforación (SIOP). Este sistema es cargado por la Unidad Operativa de Perforación y Mantenimiento a Pozos; registra la operación diaria de los equipos de perforación, termi-nación y reparación y equipos especiales o frentes de trabajo. Maneja, entre otra, la siguiente información:

– Número de equipo, indicando si es de Pemex o de contratista.

– Nombre de pozo.

– Tipo de intervención (perforación, terminación, reparación mayor, reparación menor, taponamiento, estimulación).

– Clase de la intervención (RBM, RBN, RBH, RF, RBCP, CBM, CBN, CBH, CF, CCP).

– Días programados.

– Profundidad programada del pozo.

– Fecha de inicio y término de la intervención.

Se manejan dos reportes por día, con la finalidad de darle seguimiento a la actividad física.

• Reporte diario de producción emitido por la Coordinación de Opera-ción de Pozos e Instalaciones de Explotación, en el cual se incluye:

– Producción de aceite por tipo de crudo.

– Producción de gas por asociación.

– Incrementos apertura de pozo después de terminación o repara-ción mayor, reparación menor, estimulaciones y otros incrementos (ajustes por medición, cambio de horario y movimientos operativos diversos).

– Decrementos

· Cierre de pozos por mal tiempo.

· Cierre de pozos por bloque de propietarios.

· Cierre de pozos por fallas superficiales y subsuperficiales.

· Alto porcentaje de agua.

· Abatimiento de presión.

· Ajuste por medición.

– Gas quemado.

– Balance de gas.

– Gas de BN inyectado.

• Reunión mensual de acuerdos. En esta reunión participan los represen-tantes de las siguientes coordinaciones: Programación y Evaluación; Diseño de Explotación; Unidad Operativa de Perforación y Manteni-miento a Pozos, Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación.

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Se define la actividad física de perforaciones, terminaciones, reparaciones mayores, reparaciones menores, estimulaciones y taponamientos que se do-cumenta mediante oficio de cierre mensual y a través del SIPOP.

• Sistema de Integración de Programa Operativo de Producción (SIPOP)En este sistema se documenta la actividad física, la producción de acei-te y gas y los condensados, los reportes que se generan pueden ser:

– Por tipo y clase de intervención, esto se genera desde nivel pozo, nivel campo, nivel sector, nivel proyecto y nivel activo.

– Producción de aceite y gas a nivel campo, proyecto, sector y activo; estos a su vez a nivel concepto de producción.

• Oficios de terminación. En el caso de los pozos nuevos se genera un oficio de terminación oficial, el cual contiene la siguiente información:

– Nombre del pozo.

– Proyecto al que pertenece.

– Permiso de SENER.

– Profundidad.

– Equipo que realizó la intervención.

– Altura de mesa rotaria (pozos terrestres).

– Tirante de agua (pozos marinos).

– Fechas de perforación y terminación.

– Clasificación del pozo de acuerdo con la normatividad.

– Datos de la prueba de producción (Qo, Qg, contenido agua, estran-gulador, presión de TP, contenido de sales).

– Estatus del pozo.

• A través del Sistema SAP R3 se descargan distintas bases, tales como:

– Adecuados presupuestales: Resultado de un techo autorizado por la Región Norte en donde el área usuaria ubica el presupuesto men-sual de sus necesidades.

– Versión traspasos: Después de un periodo y una vez migrado el adecuado se realizan distintos direccionamientos para reubicar el presupuesto, de acuerdo con la necesidad del área usuaria.

– Pedidos: Una vez recibida la factura, se captura en este sistema para su contabilización y disminución en su presupuesto.

– Solicitud de pedidos: Se aplica en suministros, depende del tiempo de entrega del material, periodo durante el cual el presupuesto se encuentra contabilizado en el sistema hasta el pago.

– Reservas: Es necesario para iniciar el proceso de licitación, me-diante el cual Pemex garantiza a la compañía la solvencia del recur-so durante la duración del contrato.

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– Partidas abiertas: Todos los servicios ejecutados por parte de la contratista, mismos que fueron validados por el supervisor, docu-mentado en sistema SAP R3 y se encuentra en proceso de pago.

– Ejercicio: Parte del presupuesto ya erogado.

– Contratos: Base de datos que enlista los contratos vigentes y en proceso de finiquito.

Estos reportes sirven para analizar el comportamiento de lo programado con-tra lo real.

• Bóveda electrónica. Sistema mediante el cual los supervisores de contrato aceptan los trabajos realizados por la contratista y emiten un comunicado vía electrónica para generar el COPADE (Codificación de Pagos y Descuentos). Posteriormente, la contratista ingresa la factura de manera electrónica a ventanilla única para su proceso de pago.

xxiii. Programa Estratégico de GasInfraestructura y proyectos que se afectan con la realización del proyecto El PEG realiza actividades en prácticamente todo el sistema petrolero, pero su ejecución no interfiere con ningún otro proyecto de exploración y explota-ción de hidrocarburos; por el contrario, en muchas ocasiones la infraestructura construida por el PEG es utilizada también por proyectos vecinos como es el caso de Crudo Ligero Marino, donde la plataforma de enlace y los ductos a la TMDB son utilizados por otros proyectos.

Programa de evaluación del potencial y de incorporación de reservas

Derivado de la integración de los diversos proyectos que componen el PEG, se estima que los proyectos exploratorios evalúen e incorporen un recurso me-dio del orden de 4,028 MMbpce durante el periodo 2001- 2023. Hasta 2009 se habrán incorporado 2,490 MMbpce, como se muestra en el cuadro siguiente:

La evaluación del proyecto se efectuó considerando las premisas institucio-nales vigentes, los volúmenes de producción de aceite y gas pronosticados y la inversión requerida para la realización de las actividades programadas. Se realizaron tres evaluaciones: económica, financiera y la de reconocimiento de los PIDIREGAS.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Subtotal

Incorporada 60 232 448 217 114 210 241 533 435 2,490

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017-2023 Subtotal Total

A Incorporar 266 350 335 159 160 129 83 56 1,538 4,028

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La evaluación económica no considera ningún tipo de financiamiento, la finan-ciera considera intereses y amortizaciones durante la vida del proyecto y la de reconocimiento de PIDIREGAS supone que el financiamiento PIDIREGAS llega a su fin en 2008, por lo que de 2009 en adelante el proyecto continúa con recursos propios. La amortización total del financiamiento se da en 2009.

Las tres evaluaciones se realizaron para dos horizontes de tiempo: el proyecto global, esto es desde su inicio hasta su conclusión (2001-2023), considerando como año base el inicial, y el proyecto incremental, es decir lo que se realizará de 2010 hasta el término del mismo (2023); en este caso, el año base es 2010.

Sin embargo, a partir de la década de los noventa, debido a regulaciones ambientales más estrictas para el uso de tecnología de ciclo combinado en la generación de energía eléctrica, se registró un crecimiento acelerado de la demanda de gas natural. Estas expectativas fueron documentadas por la SENER en la Prospectiva de Gas Natural 1999-2008, haciéndose evidente la necesidad de tomar acciones inmediatas para incrementar sustancialmente la oferta de gas natural. Ante tal situación, la Dirección General de Petróleos Mexicanos instruyó a PEP para que integrara el PEG, con el objetivo de identi-ficar oportunidades incluidas en la cartera de proyectos de inversión vigente. Con la participación de las distintas regiones, se integró la primera versión del PEG, a partir de 12 proyectos que permitieran incrementar, en el mediano y largo plazos, la oferta nacional de gas natural.

Durante la ejecución de los proyectos tanto exploratorios como de desarrollo de campos que contempla el PEG, se han presentado diversos problemas, tales como:

Resultados adversos en algunos pozos exploratorios:

• Cuotas iniciales de producción menores a las programadas.

• Poca capacidad de ejecución para el desarrollo de los proyectos.

• Retrasos en la ejecución y el desarrollo de ingenierías de las obras.

• Procesos concursales desiertos.

Con la participación de las distintas regiones, se integró

la primera versión del PEG, a partir de 12 proyectos que

permitieran incrementar, en el mediano y largo plazos, la oferta

nacional de gas natural.

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Para hacer frente a estas situaciones, PEP ha contratado los servicios de ase-sorías especializadas que permitan mejorar el entendimiento del subsuelo y así reducir la incertidumbre en las cuotas de producción y en los perfiles de producción programados.

Adicionalmente, se han ido robusteciendo las carteras de oportunidades ex-ploratorias y de desarrollo, y se cuenta con planes alternativos para enfrentar cualquier eventualidad.

Referente a la capacidad de ejecución, PEP ha implementado las acciones nece-sarias para incrementar su capacidad, particularmente en la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo, así como en la construcción de caminos y peras de las localizaciones e infraestructura para la explotación de campos no desarrollados.

Las licitaciones desiertas que sobre todo al inicio del programa fueron causa de retrasos, han disminuido considerablemente al planear con toda oportu-nidad el proceso concursal y disponer de un margen para realizar nuevas licitaciones.

En los casi nueve años desde que comenzó a ejecutarse este proyecto, se ha logrado incrementar la producción de gas y se han descubierto volúmenes importantes de reservas de gas, lo que ha permitido satisfacer la demanda nacional de gas sin incurrir en importaciones masivas de este hidrocarburo, las cuales significarían una salida de divisas del país.

Con la finalidad de conocer la situación actual del proceso del proyecto origi-nal, así como los resultados que se han obtenido desde su implantación, en esta sección se muestra la información física, volumétrica y financiera que se ha generado durante el periodo 2001 a 2009, lo que permitirá tener un diag-nóstico claro del desempeño del PEG.

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b. Acciones realizadas para corregir o mejorar su ejecución i. Proyecto integral Cuenca de BurgosFactibilidad técnica y económica para incrementar la producción de gas a partir de 1995Como respuesta estratégica de la dirección de Pemex Exploración y Produc-ción a la necesidad de evaluar el potencial remanente de gas natural no aso-ciado y cubrir las crecientes necesidades de este energético en el noreste del país, a fines de 1993 se creó el proyecto integral Cuenca de Burgos.

El proyecto fue enmarcado dentro de las estrategias surgidas a partir de la reorga-nización de Pemex en julio de 1992, tales como utilizar una nueva metodología de planeación y evaluación de proyectos que considera todo el ciclo de vida de las reservas y permite maximizar el valor económico a largo plazo; aplicar la filosofía de trabajo en equipo, asegurando el uso de tecnologías de punta y propiciando la corresponsabilidad en todas las áreas; otorgar una mayor capacidad de decisión al nivel de los grupos de trabajo desarrollando y fortaleciendo habilidades críticas requeridas por el nuevo enfoque de la empresa.

El gas es un energético que está adquiriendo especial importancia a raíz de los cambios en los patrones de consumo, por tener gran oportunidad de pe-netrar un mercado residencial y por ser un combustible poco contaminante. A nivel internacional, los productores esperan mayor rentabilidad en el futuro con relación a otros energéticos. En los últimos años la industria internacional del gas natural, particularmente el sector dedicado a su búsqueda y extracción, ha tenido importantes avances debido a la aplicación de nuevos conceptos, métodos y tecnologías.

Con la finalidad de cumplir con el objetivo de que la cuenca de Burgos aumen-te el valor para PEP, a partir de la evaluación de su potencial remanente de gas natural, de la incorporación de reservas y del incremento en la producción, se efectuaron durante 1994 y la primera mitad de 1995 seis estudios:

• Evaluación del potencial remanente de la cuenca.

• Delimitación y caracterización inicial y planificación del desarrollo.

• Optimización de campos en explotación (tres estudios).

• Optimización de operaciones de perforación y terminación de pozos.

Con el objetivo de evaluar, jerarquizar y documentar las oportunidades identi-ficadas para generar valor, el equipo coordinador de los estudios arriba cita-dos elaboró el estudio de factibilidad técnica y económica para incrementar la producción de gas en la cuenca de Burgos, que analiza la viabilidad comer-cial, técnica, financiera y económica de reactivar las reservas probadas de 40 campos en explotación, de producir las reservas probables de ocho campos no desarrollados y de incorporar nueva producción a partir de las reservas potenciales.

El estudio considera los aspectos de mercado a partir del análisis de la de-manda, la oferta y los precios. La factibilidad técnica se establece con base en los resultados de los estudios, tomando en cuenta los conocimientos obteni-

Pemex

402

dos de los pozos perforados y la aplicación de tecnologías de punta, así como el apego a las normas de seguridad y protección ambiental. La factibilidad financiera analiza la conveniencia de obtener producción incremental de gas y condensados mediante un programa de inversión multianual que garantice la maximización del valor económico de los proyectos; la factibilidad económica mide el impacto regional con la generación de empleos durante las etapas de perforación, construcción y operación, así como el impacto en el balance de divisas y en la sustitución de importaciones.

El esfuerzo se concentró en tres aspectos principales:

• Mejorar el nivel de conocimiento de los factores que controlan la capa-cidad productiva de los campos.

• Identificar oportunidades de mejora para reactivar la reserva, incorpo-rar volúmenes adicionales de gas y optimizar las prácticas operativas.

• Estimar el potencial total de la cuenca.

1. Incrementar el ritmo de extracción de la reserva probada de los 40 me-jores campos:

– Perforación de pozos intermedios.

– Explotación simultánea de varias arenas en un mismo pozo.

– Estudios integrales de caracterización y simulación de yacimientos.

– Reducción de cuellos de botella en la infraestructura existente.

2. Mejorar las prácticas operativas:

– Diseño de pozos e infraestructura.

– Optimización de tratamientos de fracturamiento hidráulico.

– Uso extensivo de equipo y aplicaciones informáticas especializados.

– Trabajo en grupos multidisciplinarios.

– Asesoría especializada.

3. Incorporación de volúmenes adicionales de nuevas reservas de gas:

– Programas de caracterización inicial en más de 59 campos desa-rrollados parcialmente.

– Perforación y prueba de 56 prospectos exploratorios en áreas ac-tualmente productoras.

– Aplicación de tecnologías modernas de prospección geológica y sísmica.

– Evaluación de más de 130 oportunidades exploratorias.

De las oportunidades detectadas, se implantaron durante el periodo 1994-1996 programas para perforar 91 nuevos pozos de desarrollo en siete cam-pos, así como nueve pozos exploratorios, algunos de los cuales fueron reen-tradas en pozos cerrados.

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Los resultados obtenidos han sido altamente satisfactorios: en el bienio 1995-1996, la producción de Burgos fue tal que no sólo se compensó la declinación natural sino que aumentó 150 MMpcd de gas entre enero de 1995 y diciembre de 1996. En el mes de julio de 1997 se alcanzó una producción total de 500 MMpcd en el norte del país, cifra que duplica el nivel de producción promedio registrado en 1994. Estos incrementos reflejan mayores niveles de inversión y confirman el potencial gasífero de la cuenca.

Por otra parte, durante 1996 se incorporaron 321 MMMpc de gas de nuevas reservas a partir de la terminación de cinco pozos. Dos casos en particular avalan la factibilidad del proyecto integral y dan confianza respecto al potencial y futuro de Burgos. Se trata de la reactivación de dos importantes campos que en conjunto aportan hoy en día 56% de la producción de gas de la cuenca: Arcos y Arcabuz-Culebra.

Cambios de monto y alcance

Replanteamiento de 1999A dos años de que el gobierno federal autorizara el proyecto Burgos, éste lo-gró incrementar 105% la producción de gas en el noreste del país, al pasar de 414.8 MMpcd en diciembre de 1996 a 852.4 MMpcd al cierre de 1998, cum-pliendo con los compromisos de producción y ejerciendo adecuadamente los recursos de inversión autorizados para su implantación.

El factor principal que influyó para proponer en este documento el replantea-miento del proyecto Burgos se deriva del resultado del proceso de auditoría y certificación a que fueron sometidas las reservas de la cuenca de Burgos durante 1998, proceso que realizó la compañía de prestigio internacional DeGolyer&McNaughton con base en criterios internacionales avalados por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Council). Estos criterios internacionales difirieron de los tradicionalmente utilizados en Pemex hasta 1997, cuando el proyecto inició su ejecución, permitiendo colocar las reservas del proyecto conforme a estándares internacionales. Consideran-do los resultados de la certificación de las reservas que concluyó a finales de 1998 y los resultados en la incorporación de nuevas reservas, la Dirección General de PEP giró instrucciones para disponer de una versión actualizada del proyecto a través de su replanteamiento.

Por esta razón, en 1999 se planteó un cambio de monto y alcance. En esta ver-sión se maneja una producción máxima de 1,200 MMpcd que debería alcan-zarse en 2001 con las actividades de desarrollo y explotación de los campos existentes y una plataforma de 1,400 MMpcd con el desarrollo de los campos que se fueran descubriendo. La producción total en todo el periodo, que se extiende dos años más, es muy similar al volumen originalmente planteado.

Para lograr lo anterior, y a raíz de que la declinación de los campos es mucho mayor de lo planteado originalmente, es necesario realizar una mayor activi-dad, tanto en la parte exploratoria como en lo correspondiente al desarrollo de los campos. Por ello fue necesario incrementar el requerimiento de inversión para el horizonte de 16 años a un valor de 56,559 MM$ de 1999.

Con esta versión el proyecto ofrecía un valor presente neto de 34,153 MM$, con un índice de utilidad sobre la inversión de 0.81. Como se puede apreciar, aun cuando la rentabilidad del proyecto aumentó, su eficiencia se redujo.

Pemex

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Cambio de monto y alcance en 2002En septiembre de 1999, el Comité Institucional de Inversiones presidido por el Director General de Pemex, autorizó un cambio de monto y alcance que consideró alcanzar una producción de 1,398 MMpcd en 2004 y mantenerla durante seis años, con una inversión total de 5,674 MMUS$ de 1999 para el periodo de 1997 a 2016.

Posteriormente se actualizó en el PEF, tomo IV de 2001, por un monto de 7,014 MMUS$, compuesto por 6,008 MMUS$ de inversión física y 1,006 MMUS$ de intereses capitalizables, a ejecutarse en el periodo de 16 años comprendido de 1997 a 2012.

En octubre de 2001, se somete a consideración de la SENER y el Congreso de la Unión un nuevo planteamiento de cambio de monto y alcance, en el cual se contempla un nuevo esquema de contratación, cuyo propósito sería incremen-tar la oferta de gas y, al mismo tiempo, fortalecer la capacidad de ejecución a través del esquema de COPF.

El cambio de monto y alcance obedecía a la necesidad de fortalecer la actividad exploratoria para descubrir nuevos campos, manteniendo prácticamente el mismo nivel de inversión (considerando únicamente los efectos de la inflación).

En 2001, se actualizó en el PEF, tomo IV, por un monto de 7,014 MMUS$, compues-to por 6,008 MMUS$ de inversión física y 1,006 MMUS$ de intereses capitaliza-bles, los cuales deberían ejecutarse en un periodo de 16 años (1997-2012).

A casi cinco años de su autorización, el proyecto Burgos logró incrementar 143% la producción de gas, al pasar de 411 MMpcd a principios de 1997 a 1006.7 MMpcd al cierre de agosto de 2001, cumpliendo con los compromisos de producción y ejerciendo adecuadamente los recursos de inversión autorizados.

Si bien el cumplimiento de la actividad física había sido satisfactorio, en las metas volumétricas se seguían presentado desviaciones, dado que en rela-ción con los campos en explotación, hubo un ajuste importante en las reservas producto de la certificación; adicionalmente, la declinación continuaba siendo muy superior a la prevista y, sumada a una disminución en las producciones iniciales de los pozos de desarrollo, limitó la tendencia de crecimiento del pro-

Cuenca de Burgos, Tamaulipas

A casi cinco años de su autorización, el proyecto Burgos logró incrementar 143% la producción de gas, al pasar

de 411 MMpcd a principios de 1997 a 1006.7 MMpcd al cierre

de agosto de 2001

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yecto. Por otra parte, la volumetría de los campos descubiertos fue inferior a la esperada, afectando el desarrollo del proyecto en el corto plazo.

Conforme a esta expectativa, fue necesario reconfigurar nuevamente la con-cepción integral del proyecto de manera que reflejara un aumento de las ac-tividades de perforación, tanto en desarrollo como en exploración, para así satisfacer la demanda de gas en el mediano y largo plazos de acuerdo con dos esquemas de ejecución denominados Burgos tradicional y Río Bravo.

El proyecto Río Bravo se integra como parte del proyecto Burgos con el objeti-vo de fortalecer la capacidad de ejecución conforme al esquema de ocho blo-ques diseñado por COPF para el proyecto Burgos y alcanzar una producción de 853 MMpcd en 2006, y una máxima de 906 MMpcd en 2008.

En esta nueva versión, la producción esperada con las actividades del pro-yecto Burgos tradicional mantendría una plataforma de producción de 1,000 MMpcd desde 2000 hasta 2008 y el proyecto Río Bravo, con el esquema de los COPF y con un pronóstico de producción basado principalmente en un recurso prospectivo, alcanzaría una producción máxima de 1,919 MMpcd en 2007, para declinar de ahí en adelante.

Como ya se mencionó anteriormente, este cambio de monto y alcance com-prende una mayor actividad tanto de la parte de Burgos tradicional, como la programada para los COPF. Es por esta razón que las necesidades de inver-sión se incrementan considerablemente, llegando a ser de 150,828 MM$ en 2001, con lo cual se esperaría una ganancia de 85,330 MM$ a valor presente, con un índice de utilidad para la inversión de 0.65, el cual es menor que las versiones anteriores debido principalmente a la adición del proyecto Río Bra-vo, derivado de la incertidumbre del recurso prospectivo.

Para el cumplimiento de sus objetivos, el proyecto Burgos ha realizado diver-sas obras y actividades importantes, entre las cuales se pueden mencionar las siguientes:

• Se realizaron estudios de caracterización inicial y estudios integrales de yacimientos.

• Gran parte del éxito logrado en el desarrollo y explotación de campos se debe a la filosofía de trabajo en equipos multidisciplinarios, la apli-cación selectiva de tecnología de comprobada eficiencia y la incorpo-ración de tecnología de información.

• El incremento en la producción de gas a partir de 2000 fue principal-mente por la incorporación de pozos someros en el área central, la reactivación de campos y a la incorporación de campos derivados de la actividad exploratoria.

• En los últimos años, el proyecto Burgos ha tenido la más alta actividad de perforación de todo el país. Para lograr este nivel de perforación se conjuntaron innovación, creatividad y liderazgo para superar los retos tecnológicos, administrativos y normativos. Ejemplo de esto ha sido la utilización de contratos integrales de perforación, que han permitido la flexibilidad operativa que demanda el proyecto, por ejemplo:

El proyecto Río Bravo se integra como parte del proyecto Burgos

con el objetivo de fortalecer la capacidad de ejecución conforme

al esquema de ocho bloques diseñado por COPF para el

proyecto Burgos y alcanzar una producción de 853 MMpcd en 2006.

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– Terminaciones múltiples.

– Nuevos diseños de perforación para pozos esbeltos.

– Reducción en tiempo y costos de perforación.

– Reingeniería en varios procesos de perforación y terminación de pozos.

– Sartas de perforación.

– Conexiones superficiales (árboles compactos).

– Mejoras en los sistemas de fracturamiento hidráulico.

• El proyecto Base de Datos permitirá conformar un depositario único para datos técnicos del subsuelo con valor corporativo, necesario para la inte-gración de proyectos, utilizando la mejor tecnología disponible en el mer-cado y aplicando las mejores prácticas para la administración de datos.

• El alcance general del SCADA (Supervisory Control Data Acquisition) incluye una estricta supervisión y control de las condiciones operativas de las instalaciones de producción para el manejo y distribución de gas y condensado, adquisición de datos, manejo de las variables y control de parámetros, así como automatizar las instalaciones estratégicas de producción para el manejo de las corrientes de gas seco, gas húmedo y puntos de venta del activo integral Burgos.

• En 2001 se dictaminó y autorizó el estudio de impacto y riesgo ambien-tal de manera condicionada y, en 2004, la manifestación de impac-to ambiental, modalidad regional (MIA-R) y el estudio de riesgo (ER) para el “Proyecto Burgos 2004-2022” a desarrollarse en los estados de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas.

• En 2007 se dictaminó y autorizó el estudio de impacto y riesgo ambien-tal de manera condicionada a la manifestación de impacto ambiental, modalidad regional (MIA-R) y el estudio de riesgo (ER) para el “Pro-yecto Regional Cuenca de Sabinas-Piedras Negras 2007-2027” para el desarrollo de obras en los estados de Coahuila y Nuevo León.

• Debido al incremento de producción de gas húmedo y a la falta de capacidad de proceso del Complejo Procesador de Gas Reynosa de PGPB, se realizaron las siguientes actividades:

– En julio de 2003 inicia el servicio para la operación de dos plantas de enfriamiento con capacidad de 45 MMpcd cada una, para acon-dicionar 90.0 MMpcd de gas natural húmedo dulce con alto con-tenido de licuables por un periodo de tres años, lo cual permitió la entrega de gas seco al Sistema Nacional de Ductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica con la calidad estipulada entre subsidiarias.

– En abril de 2004 entró en operación el primer módulo, de cinco programados en el Complejo Procesador de Gas Burgos, de la sub-sidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica, con el fin de manejar el gas húmedo producido en el activo. Está ubicado en el kilómetro 19 de la carretera federal Reynosa-Monterrey. Al cierre de 2005 ha-bía dos módulos en operación, que recibían un promedio de 400 MMpcd de gas y 2,000 bd de petróleo.

El alcance general del SCADA (Supervisory Control Data

Acquisition) incluye una estricta supervisión y control de las

condiciones operativas de las instalaciones de producción para el

manejo y distribución de gas y condensado, adquisición de

datos, manejo de las variables y control de parámetros,

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– En junio de 2004 inició operación la central de medición, kilómetro 19, con una capacidad de manejo de 600 MMpcd de gas y de almacenamiento de 15,000 barriles de condensados. Su proceso principal consiste en realizar la separación y medición de los fluidos para transferencia de custodia, cumpliendo con los parámetros de calidad requeridos para su comercialización, usando tecnología de vanguardia como son los medidores de flujo ultrasónicos.

• Se implementó el sistema de imágenes georreferenciadas, que hacía más eficiente la planeación operativa del proyecto reduciendo el im-pacto al suelo 744.89 ha por la construcción de 1,312 pozos en ma-croperas y la utilización de caminos e infraestructura existente, en el periodo 2004-2011.

• Se aplicaron sistemas artificiales para atenuar la fuerte declinación de los pozos, incorporando una producción de 296 MMpcd en pozos ope-rados por estos sistemas. En el periodo 2000-2005 se instalaron 1,083 sistemas artificiales de diferentes tipos, como son sartas de velocidad, tubería capilar, válvula motora, inyección de reactivos químicos y ém-bolo viajero.

• En 2004 se inician actividades conforme al esquema de COPF, que actualmente operan en siete bloques del proyecto.

• Derivados del estudio de pozos cerrados, se han realizado 724 dictá-menes técnicos de 1,600 pozos cerrados, que han permitido reactivar 82 pozos que incorporan producción. Entre los dictámenes emitidos se incluyen oportunidades de pozos para reparaciones mayores y meno-res, pozos inyectores, taponamientos, desincorporación de activos y utilización de cuadros de maniobras, entro otras.

• Se rescataron y trasplantaron 573,266 especies listadas en la NOM-059-SEMARNAT-2001, y 1,356,556 de interés especial y lento creci-miento con una inversión de 124 MM$ y una sobrevivencia de 92%. Con lo anterior, se cumplipo con lo señalado en la Resolución Ambien-tal en Materia de Impacto y Riesgo Ambiental del Proyecto Burgos, en el periodo comprendido de 2004-2011.

• En 2008, con la implementación del sistema Pemex-SSPA, destacó la reali-zación de auditorías efectivas, capacitación y entrenamiento que permitió-mantener la meta de cero accidentes en el periodo de 2005 a 2011.

En 1999 se presentaron 10 accidentes en el activo integral Burgos pero, como resultado de las acciones efectuadas en todas las áreas del activo —entre las que destacan el compromiso del administrador y sus coordinadores con la supervisión y prevención de accidentes, la identificación de factores de riesgo y pláticas de concientización a todo el personal— éstos disminuyeron gradual-mente hasta la meta de cero accidentes durante 2005.

Pemex

408

ii. Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesEl campo se encuentra sometido a un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua desde 1968, al principio con agua de mar y, en 1980, con agua dulce por problemas de corrosión en el sistema de tuberías de inyección.

En marzo de 1997 se mezclaron 29,000 bpd de agua congénita con 52,000 bpd de agua tratada para inyectar los yacimientos del campo. Lo anterior no produjo los resultados esperados y aceleró la corrosión al sistema de recuperación secun-daria. La producción de aceite disminuyó debido a que bajó el volumen de agua inyectada de 95,000 a 28,000 bpd, y la presión de inyección de 110 a 80 kg/cm2. En la parte norte del campo, se construyó una planta para inyectar el agua congé-nita producida por los pozos en yacimientos independientes a los productores del campo y provocar con ello el menor daño posible a las formaciones.

Esta planta inició operaciones en noviembre de 2000. También se inició en 2000 la sustitución de ramales y líneas de inyección de agua, que ha permitido incre-mentar el volumen de agua inyectada y la presión de inyección. Al 31 agosto de 2006, el campo Tamaulipas-Constituciones producía 9,531 bpd de aceite con 5.3 MMpcd de gas, se inyectaban 32,643 bpd de agua tratada a una presión de 114 kg/cm2 y 10,232 bpd de agua congénita a una presión de 132 kg/cm2.

Estudio de factibilidad ambientalPara asegurar la factibilidad ambiental del desarrollo de las actividades del pro-yecto Reingeniería de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas-Consti-tuciones, la Dirección General de Impacto Ambiental, mediante oficio resolutivo S.G.P.A./DGIRA.DG.2614.08 autoriza en materia de impacto y riesgo ambiental la ejecución del “Proyecto Regional Tempoal 2007-2020” de PEP. Con ubicación en los municipios de Ébano y Tamuin en el estado de San Luis Potosí; Aldama, Alta-mira, González, El Mante, Ciudad Madero y Tampico, en el estado de Tamaulipas; Pánuco, Ozuluama, San Vicente Tancuayalab, El Higo, Tempoal, Tantoyuca, Platón Sanchez, Tampico alto y Tantoyuca, en el estado de Veracruz.

1. Autorizaciones de impacto y riesgo ambientalCon base en lo establecido en el artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente y su reglamento en materia de evaluación del impacto ambiental, toda obra y/o actividad petrolera deberá ser sometida al proceso de evaluación ante la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) mediante la presentación de una manifestación de im-pacto ambiental para su autorización.

Para el desarrollo y ejecución del proyecto Tamaulipas-Constituciones, el acti-vo de producción Poza Rica Altamira cuenta con dos autorizaciones en mate-ria de impacto y riesgo ambiental:

Proyecto Regional Tempoal 2007-2020Para el desarrollo y ejecución del proyecto Tamaulipas-Constituciones, el ac-tivo de producción Poza Rica Altamira cuenta con la autorización de impacto ambiental SGPA-DGIRA-DG-2614/02 de fecha 20 de agosto de 2008, la cual autoriza la construcción de hasta 6,184 de las siguientes obras tipo en una superficie de 11,397.09 km2.

Para asegurar la factibilidad ambiental del desarrollo de las actividades del proyecto

Reingeniería de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas-

Constituciones, la Dirección General de Impacto Ambiental,

mediante oficio resolutivo S.G.P.A./DGIRA.DG.2614.08

autoriza en materia de impacto y riesgo ambiental la ejecución del

“Proyecto Regional Tempoal 2007-2020” de PEP

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Dicha autorización se emitió de manera condicionada, obligando a Pemex a dar cumplimiento a los 14 términos y ocho condicionantes ahí señalados.

Proyecto Regional San José de las Rusias 2008-2020El proyecto regional denominado San José de las Rusias 2008-2020 fue au-torizado mediante oficio resolutivo SGPA-DGIRA-DG-2899/08 de fecha 12 de septiembre de 2008, que permite la construcción de hasta 1,487 de las si-guientes obras tipo en una superficie de 9,072.45 km2.

Dicha autorización se emitió de manera condicionada, obligando a Pemex a dar cumplimiento a los términos y condicionantes ahí señalados.

La SEMARNAT estableció para este proyecto 14 términos y ocho condicionan-tes, los cuales están obligados a cumplir los contratistas del activo de produc-ción Poza Rica Altamira.

Términos y condicionantesAcreditado ambientalComo parte de las condicionantes establecidas para el proyecto, PEP, activo de producción Poza Rica Altamira deberá contar con un acreditado ambiental (Institu-ción de Educación Superior), que apoye a la empresa en la selección y aplicación de las medidas de mitigación del proyecto, así como en la implementación de las estrategias para el cumplimiento de los términos y condicionantes.

evaluación ambiental inicial del sitio: Con la finalidad de evitar el impacto a ecosistemas sensibles y/o a las poblaciones de flora y fauna sujetas a pro-tección por la legislación ambiental vigente, se ha implementado el programa Evaluación Ambiental Inicial del Sitio, siendo requisito indispensable para ase-gurar la compatibilidad de las obras con el entorno ambiental acorde con las condicionantes específicas de la autorización de impacto y riesgo ambiental.

Sísmica (tridimensional)

Pozos Infraestructura de producción

Planta de tratamiento

y sistema de inyección

Ductos Puentes

17 4220 262 50 1630 4

Sísmica (tridimensional)

Pozos de desarrollo

Infraestructura de producción

Planta de tratamiento

y sistema de inyección

Puentes Ductos

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Pemex

410

La siguiente gráfica muestra el procedimiento del programa.

Especificaciones del programa:

• Es necesaria la incorporación a este programa desde la etapa de pla-neación de cada obra.

• Dicha evaluación se desarrollará de manera previa desde el inicio de la construcción.

• El APPRA o la contratista no deberá iniciar la construcción de una obra sin contar con el reporte de viabilidad ambiental del sitio.

• En caso de que un sitio sea determinado como no viable, deberá pro-ponerse un sitio alterno.

ObjetivoEvaluar los componentes ambientales del sitio y dictaminar la viabilidad de la obra en función de la autorización de impacto ambiental, así como dictaminar las medidas de conytol ambiental que se deberán aplicar al sitio específico. Dicha actividad se realiza para la construcción de obras nuevas, así como para la rehabilitación de obras existentes (movimiento de equipos).

PlanosCoordenadasBases de usuario

Pendiente

Flora

Fauna

Hidrología

Dasometría, especie, abundancia, status.

SIG: Sistema de Información Geográfica.GPS: Global Positioning System.

1. Recopilar información del proyecto.

2. Ubicación en el SIG y evaluación cartográfica (Indicador Global de Impacto).

3. Identificar el sitio en campo mediante GPS.

4. Evaluar los componentes ambientales.

5. Determinar el tipo de sensibilidad Alta (reubicar, proponer sitio alterno). Media. Baja.

6. Dictaminar las medidas de mitigación, prevención y y/o compensación para su aplicación.

7. Integrar informe de evaluación inicial del sitio.

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2. Notificación de inicio y término de obrasCon el fin de mantener un control de las obras amparadas bajo esta autoriza-ción ambiental, previo al inicio de construcción de una obra, el área operativa y/o la contratista, en su caso, notificarán a la Coordinación de Seguridad In-dustrial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira, con 15 días de anticipación, el inicio de la misma, para que ésta a su vez las considere en el reporte del Programa de Monitoreo y Vigilancia Ambiental que se entregará a la PROFEPA y SEMARNAT.

Cumplimiento de medidas de mitigaciónEl activo de producción Poza Rica Altamira y los contratistas ejecutantes de obras aplicarán las medidas de mitigación establecidas en la resolución, así como las contenidas en la manifestación de impacto ambiental modalidad regional.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental promoverá de manera continua el cumplimiento a las medidas de mitigación mediante pláticas, trípticos, campañas, así como un programa continuo de auditorías en campo durante las diferentes etapas operativas de las obras para validar el correcto cumplimiento de las medidas de mitigación aplicables.

En el siguiente cuadro se muestra el resumen de las medidas de mitigación que deberán aplicarse durante la ejecución de las obras tipo.

Medidas de mitigación aplicables al proyecto

Aire

• Programa de mantenimiento vehicular, particularmente lo relativo a afi-nación del motor y llevar un registro en bitácora del tipo de manteni-miento realizado, así como la fecha de ejecución.

• De existir programa de verificación vehicular en el estado, el contratista deberá presentar los resultados de evaluación reciente.

• Evitar la quema de la vegetación que se ha desmontado y/o despalmado.

• Colocar una barrera sónica en las obras, cerca de zonas pobladas.

• Realizar el transporte de material pétreo húmedo y/o seco en recipien-tes cubiertos.

• Regar con agua cruda las zonas de terracería dentro del área de trabajo.

Hidrología

• Colocar sanitarios portátiles y/o letrinas en el área (1 letrina / ≤ 25 tra-bajadores).

• Las agua residuales sanitarias generadas pueden ser colectadas en sanitarios o fosas sépticas portátiles y dispuestas de acuerdo con la normatividad. Se prohíbe el vertimiento en el suelo o agua.

• Contar con permiso de uso y/o aprovechamiento de aguas.

• El agua desechada producto de las pruebas hidrostáticas debe cum-plir con la normatividad vigente.

El activo de producción Poza Rica Altamira y los contratistas ejecutantes

de obras aplicarán las medidas de mitigación establecidas

en la resolución.

Pemex

412

• Construir zanjas ciegas o terrazas para evitar generar líneas de escorrentía su-perficial que provoquen una erosión severa y favorecer la infiltración del agua.

• En caso de formar líneas de escorrentía en el sentido de la pendiente, colo-car el material aguas arriba de la zona de apertura del sitio.

• Instalar las obras que permitan el libre flujo del agua con las obras de inge-niería necesarias.

• Evitar las modificaciones de las escorrentías, para lo cual deberán instalarse las obras que permitan el libre flujo del agua con las obras de ingeniería necesarias.

• Utilizar ductos direccionales, evitando la afectación a la hidrología superficial y protección a la obra

Suelo

• En sitios con pendientes medias y fuertes, reforzar el terreno con obras con-sideradas dentro de la normatividad interna que favorezcan el anclaje del suelo y materiales.

• En zonas con alta pendiente (mayor de 40%), construir pequeñas terrazas de dos metros de ancho o drenes empastados, siguiendo las curvas de nivel, con el propósito de reducir el poder erosivo del agua.

• Las márgenes laterales del camino de acceso y cuadro de maniobras debe-rán contar con canaletas para conducción del agua asociadas a pequeñas presas filtrantes laterales de control de azolves.

• No se instalarán sitios temporales de almacenamiento de sustancias, mate-riales o residuos que pudieran producir contaminación de los suelos ni en partes que pudieran propiciar arrastre del agua.

• Realizar acciones de ingeniería y/o vegetativas para proteger y estabilizar los taludes.

• Evitar el trazo de los ductos sobre materiales inestables o con evidencias de caída de materiales.

Biodiversidad

• Durante el inicio de actividades, realizar un recorrido por la zona para detec-tar especies que puedan estar sujetas a reubicación.

• Evaluar el cambio de la ubicación del sitio donde se realizará la obra, en caso de afectación de ecosistemas primarios o zonas de media o alta sensibilidad.

• Aplicar acciones de protección y rescate de las especies de flora y fauna, sujetas a conservación y/o en la NOM-059-SEMARNAT-2001.

• Rescatar elementos vegetativos de la flora de los sitios bajo afectación.

• Desmontar únicamente el área autorizada dentro del proyecto para el des-palme y el desmonte.

• Evitar la acumulación de suelo y material vegetal dentro o fuera de las super-ficies autorizadas; éstos serán dispersados sobre el sitio y/o utilizados en la nivelación.

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• Prohibir el uso de agroquímicos y quemar los residuos orgánicos; sólo uti-lizar medios mecánicos y manuales para el desmonte de la vegetación.

• Reintegrar al suelo la vegetación desmontada y/o despalmada.

• Aprovechar los caminos existentes.

• Prohibir a los trabajadores la caza, molestia o captura de fauna.

• Prohibir la introducción de fauna doméstica (perros y gatos) en el sitio del proyecto.

• Ejecutar las acciones de remoción del suelo en las zonas que hayan sido compactadas para favorecer la regeneración natural de la vegetación.

• Evitar el cruce o trazos por zonas donde la vegetación primaria sea abundante.

• Aplicar acciones de revegetación con especies arbóreas nativas, en el perímetro de las instalaciones o donde indique la autoridad ambiental.

Residuos

• Al término de la operación y construcción, el sitio debe quedar libre de todo tipo de residuo.

• Aplicar las medidas de prevención de fugas y derrames contempla-das para las obras tipo (pozos, estaciones de recolección, compresión, ductos y líneas de descarga).

• Aplicar el manejo integral de los residuos no peligrosos generados.

• No almacenar residuos fuera del área de la obra.

• Prohibir depositar residuos industriales, domésticos y de construcción en cuerpos de agua.

• Contar con evidencia de la disposición final de los residuos sólidos (docu-mental y/o fotográfico) en los sitios previstos por las autoridades competentes.

• Cumplir con las autoridades de la SEMARNAT y de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT) para la generación, transporte y disposición final de los residuos peligrosos.

• Contar con manifiesto de entrega y recepción de residuos peligrosos.

• Almacenar bajo techo los combustibles durante la operación y cons-trucción; construir un dique de contención para evitar derrames.

• Almacenar temporalmente, conforme a las condiciones de la Ley Ge-neral para la Prevención y Gestión integral de los Residuos, todos los sobrantes de soldadura, pinturas, aceites, estopas contaminadas con sustancias o residuos peligrosos.

Seguridad

• Contar con señalamientos que indiquen el nombre de la obra.

• Contar con señalamientos en los sitios de acceso de maquinaria o flujo vehicular, así como señalamientos preventivos, informativos, restricti-vos y obligatorios en materia de protección ambiental.

• Contar con cerco perimetral, puerta de acceso y guardaganados.

Pemex

414

3. Auditorías en campo para verificar cumplimiento de medidas de mitigaciónCon la finalidad de asegurar el cumplimiento de lo establecido en el punto anterior, la Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental im-plementará de manera continua un programa de auditorías en campo a las diferentes etapas operativas de las diversas obras tipo, conforme al siguiente procedimiento:

Especificaciones del programa:

• El ejecutante de la obra deberá contar con expediente documental de los permisos, licencias y/o autorizaciones aplicables en materia am-biental, los cuales deberán estar disponibles en el sitio para revisión y validación.

• Una vez detectada una anomalía en campo, se dispondrán de cinco días para presentar la evidencia que avale el cumplimiento, antes de registrarla en reportes de avances a la administración.

• La reincidencia en incumplimiento a las medidas de mitigación será causal de la suspensión temporal de la obra y de las sanciones econó-mico-administrativas establecidas en el contrato.

Verificación y acreditación en campo del cumplimiento ambiental, durante la construcción de obras petroleras.

1. Programa de verificación de cumplimiento ambiental durante las diversas etapas de la obra.

2. Entrevista con Supervisor de Obra y aplicación de Lista de Verificaciones.

3. Promover el cumplimiento ambiental mediante pláticas de sensibilización.

4. Reporte de desviaciones al supervisor PEP.

5. Verificación de corrección de anomalías (seguimiento hasta la corrección).

6. Integración de evidencias para reporte de cumplimiento ambiental.

Principales recomendaciones

a cumplir

Acciones

Detección de desviación en campo

Corrección de desviación

Adecuado manejo y disposición final de

residuos.

Programas de mantenimiento

vehicular

Correcciones en sitio al momento

de la visita.

Cumplimiento al Anexo 8

Recomendaciones a los trabajadores y

supervisores de obras.

Platicas de concien-tización y difusión de folletos informativos.

Aplicación de medidas de prevención y

mitigación

Acuerdo de fecha de corrección con los

responsables de la obras.

Asesoría normativa a ejecutantes de obras

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4. Integración de reportes de cumplimiento ambientalLa contratista y/o el ejecutante de una obra determinada deberán presentar un informe de cumplimiento al término de la misma, que deberá contener la evidencia documental, fotográfica y/o videográfica que avale el cumplimiento de cada una las medidas de mitigación aplicables a la obra desarrollada.

Dicho informe deberá ser presentado a la Coordinación de Seguridad Indus-trial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira para su validación e integración del reporte anual que se presentará a la SEMAR-NAT, en cumplimiento a lo que establece en las citadas resoluciones.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental difundirá y capacitará, previa solicitud, a las compañías y/o ejecutantes de obras sobre los formatos y/o cualquier información que éstas requieran.

iii. Proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos1. Autorizaciones de impacto y riesgo ambientalCon base en lo establecido en el artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente y su Reglamento en materia de Evaluación del Impacto Ambiental, toda obra y/o actividad petrolera deberá ser sometida al proceso de evaluación ante la SEMARNAT mediante la presentación de una manifestación de impacto ambiental para su autorización.

Para el desarrollo y ejecución del proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos, el activo de producción Poza Rica Altamira cuenta con dos autorizaciones en materia de impacto y riesgo ambiental:

Fase 1Recopilación de evidencia

Fase 2Validación de información

Fase 3Validación por la

autoridad ambiental

Asesoría a ejecutantes de obra para integración de reportes

Revisión, análisis y validación de evidencias recibidas

Ingreso a PROFEPA, SEMARNAT y DGIRA

Compilación de evidencia fotográfica, documental,

videográficas, etc

Integración de los Reportes de Cumplimiento Validación de los reportes

Recepción y revisión de los Reportes de Cumplimiento

Finales por Obra Tipo

Pemex

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Proyecto integral del Activo Poza Rica 2001-2016Mediante oficio resolutivo SGPA-DGIRA-DIA-0659/02 de fecha 7 de agosto de 2002, autoriza la construcción de hasta 26,422 de las siguientes obras tipo en una superficie de 7,710.899 km2.

Dicha autorización se emitió de manera condicionada, obligando a Pemex a dar cumplimiento a los términos y condicionantes ahí señalados.

La SEMARNAT estableció 17 términos y cuatro condicionantes, los cuales están obligados a cumplir el activo de producción Poza Rica Altamira y sus contratistas.

Zona Norte del Proyecto ChicontepecEl proyecto denominado Zona Norte del Proyecto Chicontepec fue autorizado mediante oficio resolutivo SGPA-DGIRA-DIA-0381/05 de fecha 23 de junio de 2005, que permite la construcción de hasta 25,180 de las siguientes obras tipo en una superficie de 7,487.90 km2.

Dicha autorización se emitió de manera condicionada, obligando a Pemex a dar cumplimiento a los términos y condicionantes ahí señalados. La SEMAR-NAT estableció para este proyecto 17 términos y cuatro condicionantes, las cuales el activo de producción Poza Rica Altamira y sus contratistas están obligados a cumplir.

Términos y condicionantesAcreditado ambientalComo parte de las condicionantes establecidas para el proyecto, PEP, activo de producción Poza Rica Altamira deberá contar con un acreditado ambien-tal (Institución de Educación Superior), que apoye a la empresa en la selec-

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Sísmica (tridimensional)

Pozos de Desarrollo

Infraestructura de Producción

Planta de Tratamiento

Sistema de Inyección

Puentes Ductos

4 9,095 152 25 25 1 15,870

 

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ción y aplicación de las medidas de mitigación del proyecto, así como en la implementación de las estrategias para el cumplimiento de los términos y condicionantes.

• Evaluación ambiental inicial del sitio: Con la finalidad de evitar impacto a ecosistemas sensibles y/o a las poblaciones de flora y fauna sujetas a protección por la legislación ambiental vigente, se ha implementado el programa Evaluación Ambiental Inicial del Sitio, siendo requisito indis-pensable para asegurar la compatibilidad de las obras con el entorno ambiental, acorde con las condicionantes específicas de la autoriza-ción de impacto y riesgo ambiental.

En la siguiente gráfica se muestra el procedimiento del programa.

 

ObjetivoEvaluar los componentes ambientales del sitio y dictaminar la viabilidad de la obra en función de la autorización de impacto ambiental, así como dictaminar las medidas de conytol ambiental que se deberán aplicar al sitio específico. Dicha actividad se realiza para la construcción de obras nuevas, así como para la rehabilitación de obras existentes (movimiento de equipos).

PlanosCoordenadasBases de usuario

Pendiente

Flora

Fauna

Hidrología

Dasometría, especie, abundancia, status.

SIG: Sistema de Información Geográfica.GPS: Global Positioning System.

1. Recopilar información del proyecto.

2. Ubicación en el SIG y evaluación cartográfica (Indicador Global de Impacto).

3. Identificar el sitio en campo mediante GPS.

4. Evaluar los componentes ambientales.

5. Determinar el tipo de sensibilidad Alta (reubicar, proponer sitio alterno). Media. Baja.

6. Dictaminar las medidas de mitigación, prevención y y/o compensación para su aplicación.

7. Integrar informe de evaluación inicial del sitio.

Pemex

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Especificaciones del programa:

• Es necesaria la incorporación a este programa desde la etapa de pla-neación de cada obra.

• Dicha evaluación se desarrollará de manera previa al inicio de cons-trucción de la misma.

• El activo de producción Poza Rica Altamira o la contratista no deberán iniciar la construcción de una obra sin contar con el reporte de la viabi-lidad ambiental del sitio.

• En caso de que un sitio se determine como no viable, se deberá pro-poner un sitio alterno.

2. Notificación de inicio y término de obrasCon el fin de mantener un control de las obras amparadas bajo esta autoriza-ción ambiental, previo al inicio de construcción de una obra, el área operativa y/o la contratista en su caso, notificarán a la Coordinación de Seguridad Indus-trial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira con 15 días de anticipación el inicio de la misma, para que ésta a su vez las consi-dere dentro del Reporte del Programa de Monitoreo y Vigilancia Ambiental que se entregará a la PROFEPA y a la SEMARNAT.

Actualizaciones al estudio de riesgo regionalEl área operativa y/o la contratista en su caso (según se establezca), deberán realizar un estudio de riesgo ambiental para cada una de las obras a desarro-llar, pudiendo integrar en un solo sistema dos o más obras que tengan relación operativa entre sí, para lo cual, deberá presentar el estudio de riesgo en la modalidad de AR (nivel 2). Lo anterior para cumplir con el término noveno de dicha autorización.

Cumplimiento de medidas de mitigaciónEl activo de producción Poza Rica Altamira y contratistas ejecutantes de obras aplicarán las medidas de mitigación establecidas en las resoluciones señala-das, así como las contenidas en la manifestación de impacto ambiental mo-dalidad regional.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental promoverá de manera continua el cumplimiento a las medidas de mitigación mediante pláticas, trípticos, campañas, así como un programa continuo de auditorías en campo durante las diferentes etapas operativas de las obras para validar el correcto cumplimiento de las medidas de mitigación aplicables a la obra.

En el siguiente cuadro se muestra el resumen de las medidas de mitigación que se deberá aplicar durante la ejecución de las obras tipo.

Medidas de mitigación aplicables al proyecto

Aire

• Programa de mantenimiento vehicular, particularmente lo relativo a afi-nación del motor y llevar registro en bitácora del tipo de mantenimiento realizada, así como la fecha de ejecución.

Pemex

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• De existir programa de verificación vehicular en el estado, el contratista deberá presentar los resultados de evaluación reciente.

• Evitar la quema de la vegetación que se ha desmontado y/o despalmado.

• Colocar una barrera sónica en las obras cercanas a zonas pobladas.

• Realizar el transporte de material pétreo húmedo y/o seco en recipien-tes cubiertos.

• Regar con agua cruda las zonas de terracería dentro del área de trabajo.

Hidrología

• Colocar sanitarios portátiles y/o letrinas en el área (1 letrina / ≤ 25 tra-bajadores).

• Las agua residuales sanitarias generadas pueden ser colectadas en sanitarios o fosas sépticas portátiles y dispuestas de acuerdo a norma-tividad. Se prohíbe el vertimiento en el suelo o agua.

• Contar con permiso de uso y/o aprovechamiento de aguas.

• El agua desechada producto de las pruebas hidrostáticas debe cum-plir con la normatividad vigente.

• Construir zanjas ciegas o terrazas para evitar generar líneas de esco-rrentía superficial que provoquen una erosión severa y favorecezcan la infiltración del agua.

• En caso de formar líneas de escorrentía en el sentido de la pendiente, colocar el material aguas arriba de la zona de apertura del sitio.

• Instalar obras que permitan el libre flujo del agua con las obras de in-geniería necesarias.

• Deberán evitarse las modificaciones de las escorrentías, para lo cual deberán instalarse las obras que permitan el libre flujo del agua con las obras de ingeniería necesarias.

• Utilizar ductos direccionales, evitando la afectación a la hidrología su-perficial y protección a la obra.

Suelo

• En sitios con pendientes medias y fuertes, reforzar el terreno con obras consideradas dentro de la normatividad interna que favorezcan el an-claje del suelo y materiales.

• En zonas con alta pendiente (mayor de 40%), construir pequeñas te-rrazas de dos metros de ancho o drenes empastados, siguiendo las curvas de nivel, a efecto de reducir el poder erosivo del agua.

• Las márgenes laterales del camino de acceso y el cuadro de manio-bras deberán contar con canaletas para conducción del agua asocia-das a pequeñas presas filtrantes laterales de control de azolves.

• No se instalarán sitios temporales de almacenamiento de sustancias, materiales o residuos que pudieran producir contaminación de los sue-los en partes donde podría ocurrir arrastre del agua.

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• Realizar acciones de ingeniería y/o vegetativas para proteger y estabi-lizar los taludes.

• Evitar el trazo de los ductos sobre materiales inestables o con eviden-cias de caída de materiales.

Biodiversidad

• Durante el inicio de actividades, realizar un recorrido por la zona para detectar especies que puedan estar sujetas a reubicación.

• Evaluar el cambio de la ubicación del sitio donde se realizará la obra en caso de afectación de ecosistemas primarios o zonas de media o alta sensibilidad.

• Aplicar acciones de protección y rescate de las especies de flora y fauna sujetas a conservación y/o en la NOM-059-SEMARNAT-2001.

• Rescatar elementos vegetativos de la flora de los sitios bajo afectación.

• Desmontar únicamente el área autorizada dentro del proyecto para el despalme y el desmonte.

• Evitar la acumulación de suelo y material vegetal dentro o fuera de las superficies autorizadas; éstos serán dispersados sobre el sitio y/o utili-zados en la nivelación.

• Prohibir el uso de agroquímicos y la quema de los residuos orgánicos; sólo utilizar medios mecánicos y manuales para el desmonte de la vegetación.

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• Reintegrar al suelo la vegetación desmontada y/o despalmada.

• Aprovechar los caminos existentes.

• Prohibir a los trabajadores la caza, molestia o captura de fauna.

• Prohibir la introducción de fauna doméstica (perros y gatos) en el sitio del proyecto.

• Ejecutar las acciones de remoción del suelo en las zonas que hayan sido compactadas, para favorecer la regeneración natural de la vegetación.

• Evitar el cruce o trazos por zonas donde la vegetación primaria sea abundante.

• Aplicar acciones de revegetación con especies arbóreas nativas en el perímetro de las instalaciones o donde indique la autoridad ambiental.

Residuos

• Al término de la operación y construcción, el sitio debe quedar libre de todo tipo de residuo.

• Aplicar las medidas de prevención de fugas y derrames contempla-das para las obras tipo (pozos, estaciones de recolección, compresión, ductos y líneas de descarga).

• Aplicar el manejo integral de los residuos no peligrosos generados.

• No almacenar residuos fuera del área de la obra.

• Prohibir el depósito de residuos industriales, domésticos y de construc-ción en cuerpos de agua.

• Contar con evidencia de la disposición final de los residuos sólidos (documental y/o fotográfico) en los sitios previstos por las autoridades competentes.

• Cumplir con las autoridades de la SEMARNAT y de la SCT para la gene-ración, transporte y disposición final de los residuos peligrosos.

• Contar con manifiesto de entrega y recepción de residuos peligrosos.

• Durante la operación y construcción, almacenar los combustibles bajo techo y construir un dique de contención para evitar derrames.

• Almacenar temporalmente todos los sobrantes de soldadura, pinturas, aceites, estopas contaminadas con sustancias o residuos peligrosos conforme a las condiciones de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos.

Seguridad

• Contar con un señalamiento que indique el nombre de la obra.

• Contar con señalamientos en los sitios de acceso de maquinaria o flujo vehicular, así como señalamientos preventivos, informativos, restricti-vos y obligatorios en materia de protección ambiental.

• Contar con cerco perimetral, puerta de acceso y guardaganados.

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3. Auditorías en campo para verificar cumplimiento de las medidas de mitigaciónCon la finalidad de asegurar el cumplimiento de lo establecido en el punto anterior, la Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental im-plementa de manera continua un programa de auditorías en campo a las di-ferentes etapas operativas de las diversas obras tipo, conforme al siguiente procedimiento:

Especificaciones del programa:

• El ejecutante de la obra deberá contar con expediente documental de los permisos, licencias y/o autorizaciones aplicables en materia am-biental, los cuales deberán estar disponibles en el sitio para revisión y validación.

• Una vez detectada una anomalía en campo, se dispondrá de cinco días para presentar la evidencia que avale el cumplimiento antes de registrarla en reportes de avances a la administración.

• La reincidencia en el incumplimiento de las medidas de mitigación será causal de la suspensión temporal de la obra y de las sanciones econó-mico-administrativas establecidas en el contrato.

Verificación y acreditación en campo del cumplimiento ambiental, durante la construcción de obras petroleras.

1. Programa de verificación de cumplimiento ambiental durante las diversas etapas de la obra.

2. Entrevista con Supervisor de Obra y aplicación de Lista de Verificaciones.

3. Promover el cumplimiento ambiental mediante pláticas de sensibilización.

4. Reporte de desviaciones al supervisor PEP.

5. Verificación de corrección de anomalías (seguimiento hasta la corrección).

6. Integración de evidencias para reporte de cumplimiento ambiental.

Principales recomendaciones

a cumplir

Acciones

Detección de desviación en campo

Corrección de desviación

Adecuado manejo y disposición final de

residuos.

Programas de mantenimiento

vehicular

Correcciones en sitio al momento

de la visita.

Cumplimiento al Anexo 8

Recomendaciones a los trabajadores y

supervisores de obras.

Platicas de concien-tización y difusión de folletos informativos.

Aplicación de medidas de prevención y

mitigación

Acuerdo de fecha de corrección con los

responsables de la obras.

Asesoría normativa a ejecutantes de obras

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4. Integración de reportes de cumplimiento ambientalLa contratista y/o el ejecutante de una obra determinada deberán presentar un informe de cumplimiento al término de la misma, que deberá contener la evidencia documental, fotográfica y/o videográfica que avale el cumplimiento de cada una las medidas de mitigación aplicables a la obra desarrollada.

Dicho informe deberá ser presentado a la Coordinación de Seguridad Indus-trial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira para su validación e integración del reporte semestral que se presentará a la SE-MARNAT, en cumplimiento a lo que establece la citada resolución.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental difundirá y capacitará, previa solicitud, a las compañías y/o ejecutantes de obras con relación a los formatos y/o cualquier información que éstas requieran.

iv. Proyecto integral Arenque1. Autorización de impacto y riesgo ambientalCon base en lo establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y Pro-tección al Ambiente y su Reglamento en materia de Evaluación del Impacto Ambiental, toda obra y/o actividad petrolera deberá ser sometida al proceso de evaluación ante la SEMARNAT mediante la presentación de una manifesta-ción de impacto ambiental para su autorización.

Para el desarrollo y la ejecución del proyecto integral Arenque, el activo de producción Poza Rica Altamira cuenta con la autorización de impacto ambien-tal del proyecto integral Marino de la Región Norte, con número de resolución

Fase 1Recopilación de evidencia

Fase 2Validación de información

Fase 3Validación por la

autoridad ambiental

Asesoría a ejecutantes de obra para integración de reportes

Revisión, análisis y validación de evidencias recibidas

Ingreso a PROFEPA, SEMARNAT y DGIRA

Compilación de evidencia fotográfica, documental,

videográficas, etc

Integración de los Reportes de Cumplimiento Validación de los reportes

Recepción y revisión de los Reportes de Cumplimiento

Finales por Obra Tipo

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SGPA-DGIRA-DEI-0306/05 de fecha 4 de febrero de 2005, la cual autoriza la construcción de hasta 2,154 de las siguientes obras tipo en una superficie de 177,281.93 km2.

Dicha autorización se emitió de manera condicionada, obligando a Pemex a dar cumplimiento a los términos y condicionantes ahí señalados. La SEMAR-NAT estableció 16 términos y dos condicionantes, las cuales están obligados a cumplir el activo de producción Poza Rica Altamira y sus contratistas.

Términos y condicionantes

Acreditado ambientalComo parte de las condicionantes establecidas para el proyecto, PEP, activo de producción Poza Rica Altamira deberá contar con un acreditado ambiental (Institu-ción de Educación Superior), que apoye a la empresa en la selección y aplicación de las medidas de mitigación del proyecto, así como en la implementación de las estrategias para el cumplimiento de los términos y condicionantes.

Evaluación ambiental inicial del sitioCon la finalidad de evitar el impacto a ecosistemas sensibles, se ha imple-mentado el programa de evaluación ambiental inicial del sitio, siendo requisito indispensable para asegurar la compatibilidad de las obras con el entorno ambiental, de acuerdo con las condicionantes específicas de la autorización de impacto y riesgo ambiental.

La evaluación inicial de los proyectos marinos se realiza con base en la car-tografía elaborada para dicho proyecto, descartando posible presencia de arrecifes coralinos, áreas naturales protegidas y/o ecosistemas costeros de importancia ecológica.

Especificaciones del programa:

• Es necesaria la incorporación a este programa desde la etapa de planeación.

• Dicha evaluación se desarrollará previamente al inicio de la construcción.

• En caso de que un sitio se determine como no viable, se deberá pro-poner un sitio alterno.

2. Notificación de inicio y término de obrasCon el fin de mantener un control de las obras amparadas bajo esta autoriza-ción ambiental, antes de iniciar construcción de una obra, el área operativa y/o

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la contratista, en su caso, notificarán a la Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira, con 15 días de anticipación, el inicio de la misma, para que ésta a su vez las notifique a las delegaciones de la PROFEPA, SEMARNAT, Protección Civil, CONANP y Dirección del Parque Sistema Arrecifal Veracruzano

Actualizaciones al estudio de riesgo regionalEl área operativa y/o la contratista en su caso (según se establezca), deberán realizar un estudio de riesgo ambiental para cada una de las obras, pudiendo integrar en un solo sistema dos o más obras que tengan relación operativa en-tre sí; para ello deberán presentar el estudio de riesgo en la modalidad de AR (Nivel 2), para cumplir con el término octavo de dicha autorización.

Cumplimiento de medidas de mitigaciónEl activo de producción Poza Rica Altamira y las contratistas ejecutantes de obras aplicarán las medidas de mitigación establecidas en la resolución SGPA-DGIRA-DEI-0306/05, así como las contenidas en la manifestación de impacto ambiental modalidad regional.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental promoverá de manera continua el cumplimiento de las medidas de mitigación mediante pláticas, trípticos, campañas, así como un programa continuo de auditorías en campo durante las diferentes etapas operativas de las obras para validar el correcto cumplimiento de las medidas de mitigación aplicables a las mismas.

Medidas de prevención-mitigación aplicables al proyecto

• Ejecutar los programas de mantenimiento de los equipos de combus-tión interna en embarcaciones y plataformas.

• Verificar el procedimiento para posicionar las plataformas.

• Verificar e inspeccionar el cumplimiento de los procedimientos en el manejo de sustancias.

• Inspeccionar equipos de control y seguridad.

• Impartir capacitación.

• Aplicar planes para combate y control de la contaminación por derra-mes de hidrocarburos.

• Proporcionar el mantenimiento programado a las plantas de tratamiento de aguas residuales instaladas.

• Ejecutar análisis de laboratorio a los efluentes de las plantas de trata-miento para determinar el grado de cumplimiento y realizar las medidas correctivas a los sistemas que no cumplan.

• Verificar los procedimientos de las plataformas referentes a la carga y descarga de los lodos de perforación.

• Verificar los procedimientos de manejo de los recortes en plataformas.

• Verificar los procedimientos de manejo de los lodos de perforación.

• Usar el equipo personal.

El activo de producción Poza Rica Altamira y las

contratistas ejecutantes de obras aplicarán las medidas de mitigación

establecidas en la resolución SGPA-DGIRA-DEI-0306/05

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• Segregar o clasificar y almacenar temporalmente los residuos en conte-nedores, antes de enviarlos para reciclaje o disposición final en lugares autorizados.

• Verificar el cumplimiento de los procedimientos de manejo.

• Verificar los procedimientos para el funcionamiento de los quemadores ecológicos.

• Verificar el buen funcionamiento del sistema de detección de gases, condiciones y número apropiado de equipos de seguridad personal (traje encapsulado y mascarilla respiratoria).

• Manejar los residuos peligrosos de acuerdo con la reglamentación y normatividad ambiental.

• Triturar los residuos de alimentos a 3 mm para ser descargados al mar.

• Verificar los procedimientos operativos.

3. Auditorías en campo para verificar el cumplimiento de las medidas de mitigaciónCon la finalidad de asegurar el cumplimiento de lo establecido en el punto anterior, la Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental implementa de manera continua un programa de auditorías en campo a las diferentes etapas ope-rativas de las diversas obras tipo, conforme al siguiente procedimiento:

Verificación y acreditación en campo del cumplimiento ambiental, durante la construcción de obras petroleras.

1. Programa de verificación de cumplimiento ambiental durante las diversas etapas de la obra.

2. Entrevista con Supervisor de Obra y aplicación de Lista de Verificaciones.

3. Promover el cumplimiento ambiental mediante pláticas de sensibilización.

4. Reporte de desviaciones al supervisor PEP.

5. Verificación de corrección de anomalías (seguimiento hasta la corrección).

6. Integración de evidencias para reporte de cumplimiento ambiental.

Principales recomendaciones

a cumplir

Acciones

Detección de desviación en campo

Corrección de desviación

Adecuado manejo y disposición final de

residuos.

Programas de mantenimiento

vehicular

Correcciones en sitio al momento

de la visita.

Cumplimiento al Anexo 8

Recomendaciones a los trabajadores y

supervisores de obras.

Platicas de concien-tización y difusión de folletos informativos.

Aplicación de medidas de prevención y

mitigación

Acuerdo de fecha de corrección con los

responsables de la obras.

Asesoría normativa a ejecutantes de obras

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Especificaciones del programa:

• El ejecutante de la obra deberá contar con expediente documental de los permisos, licencias y/o autorizaciones aplicables en materia am-biental, los cuales deberán estar disponibles en el sitio para revisión y validación.

• Una vez detectada una anomalía en campo, se dispondrán de cinco días para presentar la evidencia que avale el cumplimiento antes de registrarla en reportes de avances a la administración.

• La reincidencia en el incumplimiento de las medidas de mitigación será causal de la suspensión temporal de la obra y de las sanciones econó-mico-administrativas establecidas en el contrato.

4. Integración de reportes de monitoreo y vigilancia ambientalLa contratista y/o ejecutante de una obra determinada deberán presentar un informe de cumplimiento al término de la misma, la cual deberá contener la evidencia documental, fotográfica y/o videográfica que avale el cumplimiento de cada una las medidas de mitigación aplicables a la obra desarrollada.

Dicho informe deberá ser presentado a la Coordinación de Seguridad Indus-trial y Protección Ambiental del activo de producción Poza Rica Altamira para su validación e integración del reporte anual que se presentará a la SEMAR-NAT, en cumplimiento de lo que establece la citada resolución.

La Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental difundirá y capacitará, previa solicitud, a las compañías y/o ejecutantes de obras sobre los formatos y/o cualquier información que éstas requieran.

Fase 1Recopilación de evidencia

Fase 2Validación de información

Fase 3Validación por la

autoridad ambiental

Asesoría a ejecutantes de obra para integración de reportes

Revisión, análisis y validación de evidencias recibidas

Ingreso a PROFEPA, SEMARNAT y DGIRA

Compilación de evidencia fotográfica, documental,

videográficas, etc

Integración de los Reportes de Cumplimiento Validación de los reportes

Recepción y revisión de los Reportes de Cumplimiento

Finales por Obra Tipo

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v. Proyecto Aceite Terciario del GolfoPara la realización de este proyecto, se analizaron diferentes alternativas de solución descritas a continuación.

Estudio comparativo de la construcción de peras convencionales vs cons-trucción de macroperas con capacidad máxima de 19 pozosA partir de la conceptualización del esquema de desarrollo integral del proyec-to, se analizó la posibilidad de implementar un nuevo esquema que permitiera minimizar las afectaciones; de esta forma se propuso la construcción de ma-croperas con capacidad para perforar hasta 19 pozos, aprovechándose así al máximo el derecho de vía y la aplicación de tecnología de nuevos esquemas en la perforación y terminación de pozos.

En la figura siguiente se puede apreciar el arreglo superficial que se tendrá de una macropera. El conjunto de 18 macroperas configuradas en forma hexa-gonal fluirán a través de ductos hacia una batería central de separación, de donde se enviará la producción a los centros de proceso.

 Esquema de perforación actual en macroperas

 Esquema de macropera y arreglo hexagonal de macroperas

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Perforación de pozos con geometría no convencionalEn congruencia con la construcción de macroperas, se analizaron diferen-tes geometrías de pozo considerando diferentes parámetros de diseño tales como número de yacimientos a perforar, espesor y datos petrofísicos de los cuerpos productores, su RGA y la productividad esperada. El estado mecá-nico para uno de los pozos tipo considerados, donde se observa que, a nivel del intervalo productor, la perforación se realiza de manera vertical, lo cual permite que el pozo intercepte un mayor número de cuerpos productores. A la distancia horizontal medida entre las coordenadas iniciales y finales del pozo se le denomina desplazamiento; para los pozos tipo considerados en el es-quema de desarrollo, el desplazamiento fluctúa entre 400 y 800 m y, en casos excepcionales, incluso más de 800 m.

Diseño y construcción de instalaciones comunes a varios campos para el manejo de la producciónPara el planteamiento de la infraestructura de producción, se tomaron en cuenta aspectos tales como la capacidad de la infraestructura actual, la estra-tegia de construcción de las macroperas con un patrón hexagonal, el plan de explotación, la calidad del aceite producido así como la composición del gas, la ubicación de los derechos de vía, ubicación geográfica de las refinerías de Ciudad Madero y Salamanca, y de las comunidades. También se consideró que la estrategia de desarrollo de la infraestructura de producción seleccio-nada pudiera manejar cualquier escenario de producción de corto, mediano y largo plazos. Asimismo, se contempló que la producción bruta (aceite, gas y agua) proveniente de los pozos, se transporte por oleogasoductos hasta las centrales de proceso, con el apoyo de bombeo multifásico.

Un aspecto muy importante para el manejo de la producción proveniente de los pozos considera la construcción de una central de proceso por cada 18 macroperas. Conforme a este esquema, la nueva central de proceso será di-señada con una capacidad inicial de 50,000 b y el crecimiento de la capaci-dad de sus componentes podrá escalarse de forma modular. Por ejemplo, las baterías de separación se construirán en módulos de 5,000 barriles.

Los principales componentes de esta central de proceso son baterías, sepa-radores, tanques de almacenamiento, compresoras, planta de tratamiento de aceite, planta de bombeo de agua congénita, pozos inyectores de agua con-génita, filtros de arena de fractura, medición de volúmenes de fluidos, bombas centrífugas de trasiego e intercambiadores de calor, principalmente.

Análisis y selección del sistema artificial de producción óptimo y su imple-mentación oportunaSe analizó la factibilidad de implementar los siguientes sistemas artificiales de producción: BN, BEC, de cavidades progresivas, mecánico e hidráulico.

Se determinó que el bombeo de cavidades progresivas es el adecuado en un estado estacionario, ya que es el método que presenta mayor producción acumulada de aceite en el menor tiempo. Además, se estimó que el BN es el sistema que presenta la mayor vida útil acumulando el mayor volumen de aceite durante un cierto periodo.

Un aspecto muy importante para el manejo de la producción

proveniente de los pozos considera la construcción de una central de proceso por cada 18 macroperas.

Conforme a este esquema, la nueva central de proceso será

diseñada con una capacidad inicial de 50,000 b y el crecimiento de la

capacidad de sus componentes podrá escalarse de forma modular.

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Por lo que respecta al bombeo mecánico, se determinó que es aplicable en una etapa posterior a la vida útil de los otros métodos artificiales.

El análisis tiene como base las diferentes características de los hidrocarburos, la etapa de la vida productiva del pozo —ya sea fluyente o intermitente— la RGA, las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, así como las características petrofísicas de la roca. Un punto importante para la aplicación de sistemas artificiales es el cálculo de la productividad del pozo mediante la aplicación de modelos mecánicos para predecir el comportamiento de pro-ducción a partir de la instalación de estos sistemas.

Es importante destacar que parte de los desarrollos de implantación de siste-mas artificiales contemplan la instalación de estranguladores de fondo, con el fin de favorecer la producción de los hidrocarburos líquidos.

Deberá considerarse el análisis de diferentes esquemas de terminaciones selectivas con fracturamientos hidráulicos optimizados utilizando diferentes fluidos fracturantes (líquidos o gaseosos), además de considerar uno o varios intervalos, a fin de mejorar los gastos iniciales.

Uno de los principales retos para el desarrollo masivo del proyecto se rela-ciona con la alta heterogeneidad de los yacimientos, particularmente la va-riación de la permeabilidad en los cuerpos productores estimada en rangos que varían entre 0.5-1.5 mD, lo que restringe el flujo de los hidrocarburos del yacimiento hacia el fondo del pozo. Para mejorar las condiciones del flujo en las cercanías del fondo de los pozos se plantea que, después de la perfora-ción del pozo y disparos en el intervalo de interés, se realicen dos fracturas para mejorar la productividad del mismo. El fracturamiento hidráulico para los campos actualmente en producción es del tipo convencional con inyección de polímeros y apuntalantes de diversas especificaciones.

Al implementar el fracturamiento se lograría alcanzar las cuotas de producción por pozo que permitieran hacer rentable su intervención y, por otro lado, acele-rar la recuperación de la inversión permitiendo la capitalización del activo fijo.

Actualmente se realizan pruebas utilizando CO2 como fluido fracturante y los resultados parciales indican altas expectativas de implementación en nuevos pozos de desarrollo.

Con objeto de optimizar el desarrollo integral del PATG y maximizar su valor económico, se estableció la estrategia con los conceptos siguientes:

• Continuar con la perforación de pozos de desarrollo, 6,330 en el hori-zonte 2002-2021.

• Programar 9,403 reparaciones mayores en los pozos perforados y por perforar en el horizonte 2002-2021.

• Jerarquizar el desarrollo, de acuerdo con el grado del riesgo basado en el nivel de información de cada área.

• Utilizar macroplataformas con un máximo de 19 pozos, tomando en consideración el desplazamiento horizontal de los mismos

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• Terminar los pozos perforados utilizando equipos especiales para este objetivo.

• Explotar selectivamente, en intervalos múltiples, de acuerdo con el po-tencial indicado en los registros geofísicos de la evaluación.

• Implementar contratos de servicios integrados para la perforación y ter-minación de los pozos y construcción de las instalaciones de produc-ción modulares, así como de obras de infraestructura para el manejo de hidrocarburos.

Tecnología utilizadaLa tecnología que se aplicó para la ejecución del proyecto incluyó nuevos procedimientos, técnicas y herramientas para optimizar la explotación de los pozos; los más relevantes son:

• Análisis nodal para una mejor selección del sistema de producción y reducción de contrapresiones.

• Optimización del diseño de sistemas artificiales de producción, de acuerdo con las características de los fluidos y condiciones mecánicas de los pozos.

• Empleo de herramientas especiales como probador de formación, re-sonancia magnética, sónico bipolar, imágenes eléctricas, espectrome-tría nuclear y microsísmica, que mejoran el entendimiento de la distri-bución de las características de la formación, permitiendo optimizar la eficiencia del proceso de estimulación.

• Creación de un modelo de permeabilidad adaptado al yacimiento, ba-sado en registros eléctricos, núcleos y registros especiales, retroali-mentado y calibrado continuamente con los resultados de producción postfractura.

• Generación de un modelo geomecánico y su integración en el diseño de los fracturamientos hidráulicos.

• Estimulación selectiva de los cuerpos arenosos que muestran mejor calidad.

• Implementación de curvas de variación de presión prefractura y mini-fall off para definir las propiedades clave del yacimiento.

• Estimación de la geometría óptima de fractura basada en pronósticos de producción mejorados y análisis del valor presente neto (VPN).

• Inclusión de nuevas tecnologías y productos de fracturamiento, como, por ejemplo, fluidos de baja carga polimérica combinados con siste-mas de rompedores, fluidos libres de polímeros, agentes preventores de retorno de apuntalante, apuntalantes del tipo cerámico, etc.

• Integración y análisis de datos de producción postfractura.

• Nuevos procedimientos de limpieza postfractura de los pozos, con objeto de reducir daños a la formación, principalmente en la cara de la fractura.

La aplicación de la nueva metodología de terminación ha permitido incremen-tar la producción por pozo y disminuir los costos de terminación en compara-ción con el enfoque convencional que se utilizaba anteriormente.

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También se ha combinado con el aspecto de la optimización de los sistemas de producción, destacando lo siguiente:

• Optimización del diseño de sistemas artificiales de producción, de acuerdo con el índice de productividad, las características de los flui-dos y condiciones mecánicas de los pozos.

• Diseño modular de infraestructura de producción, con la finalidad de planear el crecimiento de las instalaciones, optimizando espacios y mantenimiento.

Sistemas de contrataciónPara la realización de este proyecto, es necesario llevar a cabo la contratación de diversas obras de infraestructura (plataformas, ductos, equipos, pozos, etc.) y servicios (estudios, arrendamiento de equipos, etc.) con terceros, lo cual se hará con estricto apego a la Ley de Adquisiciones y Obras y Servicios Públicos vigente. Los esquemas de contratación que se llevarán a cabo du-rante el horizonte de evaluación son los que permite la ley y, de acuerdo con las condiciones de los servicios requeridos, se basan en los esquemas que a continuación se describen:

• Licitación pública.

• Invitación restringida.

• Adjudicación directa.

La relación de contratos y fechas de licitación y fallo se irán elaborando du-rante el desarrollo del proyecto, ya que de acuerdo con el artículo 35 de la LFPRH, la contratación de obras y servicios está sujeta a la disponibilidad presupuestaria del año en que se prevea el inicio del contrato.

Por otra parte, en los proyectos de PEP se pretende realizar actividad en los próximos 15 años, y las obras y perforaciones de pozos que se contratan son de una duración corta —de uno a seis meses en promedio—, por lo que se celebrarán contratos por un número limitado de obras o pozos en las áreas con mayor producción o menor riesgo; no podrán celebrarse contratos con una anticipación mayor de dos años.

Para asegurar la producción de los pozos y la corrección oportuna, se han diseñado las siguientes iniciativas aplicables a los sectores de desarrollo de campos.

Monitoreo en tiempo real Actualmente se dispone de un centro de monitoreo en tiempo real para los pozos —fluyentes y con SAP—, instalaciones, ductos principales y vehículos para asegurar la operación continua, así como para el análisis y optimización de los pozos.

Centro de monitoreo y control de pozos AIATG

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Los beneficios de la implementación del centro de monitoreo son los siguientes:

• Operación continua de los pozos al monitorear y optimizar sus condi-ciones de operación.

• Cuidado del medio ambiente al evitar derrames en tanques de almace-namiento y fugas en ductos.

• Garantía de recolección y entrega, así como de volumen y calidad del crudo transportado en autotanques.

• Reducción de accidentes con el monitoreo de los vehículos de la empresa.

Medición de pozos En 2010, los grupos de productividad iniciaron una campaña intensa de medi-ción para disponer de datos precisos para el estudio del comportamiento de los pozos. En enero de 2010 se midieron 135 pozos y, en los meses de noviem-bre y diciembre, se medían poco más de 1,200 pozos por mes. Para alcanzar estos niveles se renegociaron los costos de medición y, principalmente, se apoyó la estrategia de medición con el ensamble de medidores portátiles, con los cuales se estima realizar 4,000 mediciones al mes.

De esta campaña se fabricaron 14 equipos para medir la producción de los pozos —equipos portátiles de diseño ligero. En la primera generación, se construyeron con separador vertical, el cual es adecuado para pozos con bombeo mecánico e intermitentes. En la segunda generación se construyeron con separador horizontal, apto para pozos fluyentes y con BN. En ambas ge-neraciones, los beneficios de estos equipos se observaron en la reducción del costo de medición. A continuación se muestran los diferentes equipos.

Mejores prácticas operativas Con la implementación de los laboratorios de campo se ha disminuido la de-clinación de la producción, en la medida en que los aliados tecnológicos apli-can las mejores prácticas operativas, las cuales replican prácticas exitosas en otros campos tales como implementación de campamentos cercanos a los

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pozos, cambio de turnos de personal operativo, maquinaria y herramientas para mantener en condiciones seguras y operables los caminos de acceso, macroperas, pozos e instalaciones.

Pozos no convencionales Con la perforación de pozos horizontales se evaluará el factor de recupe-ración por pozo y sus ventajas respecto a los pozos convencionales, para implementarla en el desarrollo y explotación masiva de las arenas mediante la filosofía VCDSE.

Los resultados en términos económicos indican un incremento en la renta-bilidad del pozo horizontal a partir de una longitud de 200 m respecto a los verticales. Esto permitirá incrementar los gastos de producción y disminuir los pozos perforados por plataforma.

Las mejoras operativas para controlar el proceso de la industria petrolera es uno de los puntos importantes en el PATG, desde la localización, construcción de macroperas, perforación, terminación y reparación mayor y menor. Para ello se mejoran continuamente las bases de datos y los programas de las diferentes actividades físicas con el apoyo de material bibliográfico, lo cual ayuda a optimizar los recursos físicos, económicos y humanos para incremen-tar la productividad, generando ingresos y valor económico a la cadena de producción y explotación de hidrocarburos pertenecientes al paleocanal de Chicontepec. El material bibliográfico consta de lo siguiente:

• Libro Azul: correspondiente a la construcción de macroperas, asegura la continuidad de la actividad para los equipos de perforación.

• Libro Blanco: correspondiente a la programación y ejecución de la per-foración de pozos y obras relacionadas.

• Libro Rojo: correspondiente a la programación y ejecución de la termi-nación de pozos y obras relacionadas.

• Libro Amarillo: correspondiente a la intervención a pozos de tipo fluyen-te, cerrados, intermitentes y con sistemas artificiales.

• Libro Gris: correspondiente a la programación y ejecución de repara-ciones de pozos y obras relacionadas.

• Libro Verde: correspondiente a las obras de infraestructura críticas.

• Libro Naranja: correspondiente al seguimiento y corrección de anomalías.

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Comandos operativos Los pozos del PATG son asistidos por sistemas artificiales de producción, lo que se traduce en una producción estable de los mismos; para garantizar el buen funcionamiento de los sistemas artificiales se plantea la integración de 20 equipos multidisciplinarios denominados “comandos operativos”, enfoca-dos en realizar servicio correctivo y preventivo para mantener, reparar, trasla-dar y reactivar los sistemas de bombeo mecánico, hidráulico y neumático con la ayuda de una unidad móvil equipada especialmente para el cumplimiento de dichas actividades dentro de los campos del paleocanal de Chicontepec.

Actualmente se cuenta con nueve comandos operativos que trabajan de acuerdo con el proceso de sectorización del territorio de Chicontepec; de esta manera se reduce considerablemente el tiempo de respuesta y se mejora la atención a cada sector.

Grupo de productividad de pozosUna alternativa para incrementar y estabilizar la producción es la creación del grupo de productividad de pozos, un grupo multidisciplinario enfocado en operar con la máxima eficiencia y mínimo de costos operativos, el cual analiza los siguientes temas:

• Optimización de pozos fluyentes .

• Optimización de sistemas con bombeo mecánico .

• Optimización de sistemas con bombeo por cavidades progresivas.

• Optimización de BN.

• Pozos intermitentes.

• Pozos cerrados.

• Tratamientos químicos.

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436

Macroperas autosustentables Las macroperas autosustentables surgen con la intención de aprovechar al máximo los hidrocarburos extraídos del yacimiento. Las macroperas aprove-chan el gas producido en la generación de electricidad para los motores de los sistemas artificiales; también inyectan el gas producido nuevamente al ya-cimiento como una forma de extracción mejorada de hidrocarburos. Con este tipo de macroperas se reducen la quema de gas a la atmosfera, los costos operativos y costos económicos de construcción de tuberías, entre otros.

Actualmente se cuenta con dos macroperas autosustentables que, además de impulsar las mejoras económicas y ambientales ya citadas, elevan la produc-ción. Cinco macroperas más están en ejecución y se pondrán en operación en el corto plazo.

vi. Proyecto integral Ayin-AluxEl proyecto integral de los campos Ayin-Alux se encuentra en aguas territoria-les del Golfo de México, frente a las costas del estado de Tabasco. Fue apro-bado con el alcance propuesto en el estudio de factibilidad de septiembre de 2001, donde se autorizó un requerimiento de inversión a través del presupues-to nuevos PIDIREGAS, por un monto de 5,640 MM$, el cual se ejercería en el periodo comprendido del 1 de enero de 2002 al 31 de diciembre de 2007.

El proyecto autorizado contemplaba la construcción e instalación de tres plata-formas del tipo octápodo para perforar 17 pozos, 14 en el campo Ayin y tres en el campo Alux; la construcción de tres oleogasoductos con una longitud de 48 km; la instalación de dos bombas multifásicas en Ayin-A y Alux-A, respectiva-mente, y el manejo de la producción con la infraestructura existente a través de Uech-A. El alcance del proyecto planteado originalmente es el resultado de la estrategia de desarrollo diseñada conforme al volumen de reserva certificada, el tipo de yacimientos, la información técnica, etc.

El objetivo de este proyecto es recuperar las reservas probadas y probables certificadas de los campos Ayin y Alux mediante la construcción de la infraes-tructura de explotación y, de esta manera, contribuir con recursos energéticos para la nación, maximizando el valor económico de los yacimientos en un marco de seguridad y protección al medio ambiente. Anualmente se realizan

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ciclos de planeación, en los que se documenta cada proyecto con el objeto de ajustar la estrategia de desarrollo con base en la información más reciente proporcionada por la reinterpretación de estudios, recertificación de reservas, datos de pozos exploratorios y la utilización de nueva tecnología para carac-terización de yacimientos.

Alcance cartera 2006El alcance del proyecto documentado en la cartera 2006 v 6.23A, consiste en explotar la reserva probada y probable de 178.3 MMbpce mediante la siguien-te infraestructura de explotación:

• Perforación de 19 pozos de desarrollo (10 en Ayín, tres en Alux y seis en Akpul).

• Construcción e instalación de cuatro tetrápodos reforzados.

• Adecuación de plataforma tipo trípode Alux 1A.

• Recuperación del pozo Alux 1A.

• Construcción de dos puentes marinos.

• Construcción de 116 km de ductos; se les instalará BN a los tres y cuatros años de haber iniciado su explotación y se construirá la infraes-tructura necesaria para el sistema de BN en las plataformas Ayin-A, Ayin-B y Alux-1A.

• Obtención de un pico máximo de producción de 52 Mbd de aceite y 104 MMpcd de gas en 2015 y 2017, respectivamente.

En su etapa inicial, el proyecto no incluía el campo Akpul, que fue integrado por sede en la cartera v 6.23A para el abastecimiento de gas para el BN de los pozos de los campos Ayin y Alux.

Alcance cartera 2007En la cartera 2007 v 7.0 (máximo potencial), y previo análisis de los beneficios y desventajas que implicaba la integración del campo Akpul al proyecto, se decidió eliminar éste ya que no representaba un beneficio mayor y en cambio impactaba la rentabilidad del mismo.

El alcance del proyecto documentado en la cartera 2007 v 7.0 consiste en ex-plotar la reserva probada y probable de 178.3 MMbpce mediante la siguiente infraestructura de explotación:

• Perforación de ocho pozos de desarrollo (seis en Ayín y dos en Alux).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado.

• Construcción e instalación de un octápodo de servicio.

• Adecuación la plataforma tipo trípode Alux 1A.

• Recuperación del pozo Alux 1A.

• Construcción de 101 km de ductos; se instalará BN a los cuatros años de iniciada la explotación y se construirá la infraestructura necesaria para el sistema de BN en las plataformas Ayin-A, Alux-1A.

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438

• Obtención de un pico máximo de producción de 45 Mbd de aceite y 12 MMpcd de gas para 2012.

Alcance cartera 2008El alcance del proyecto documentado en la cartera 2008 v 8.326 consiste en explotar la reserva probada y probable de 179.2 MMbpce mediante la siguien-te infraestructura de explotación:

• Perforación de ocho pozos de desarrollo (seis en Ayin y dos en Alux).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado (Ayin-A).

• Adecuación de la plataforma tipo trípode Alux 1A.

• Recuperación del pozo Alux 1A.

• Construcción de 46.3 km de ductos.

• Obtención de un pico máximo de producción de 45 Mbd de aceite y 12 MMpcd de gas para 2015.

El cambio principal fue eliminar el BN de los pozos del proyecto, ya que éste no representaba un beneficio mayor aunque impactaba la rentabilidad del mismo.

Alcance cartera 2009El alcance del proyecto documentado en la cartera 2009 v 9.318B consiste en explotar la reserva probada y probable de 182 MMbpce mediante la siguiente infraestructura de explotación:

• Perforación de ocho pozos de desarrollo (seis en Ayin y dos en Alux).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado (Ayin-A).

• Construcción de 24.3 km de ductos.

• Obtención de un pico máximo de producción de 42 Mbd de aceite y 11 MMpcd de gas para 2020.

En este año nuevamente se desfasan las actividades estratégicas del proyecto hasta 2013, aun cuando ya se tiene iniciada la actividad en el campo Alux.

Alcance cartera 2010El alcance del proyecto documentado en la cartera 2010 v 10.2 C consiste en explotar la reserva probada y probable de 181.3 MMbpce mediante la siguien-te infraestructura de explotación:

• Perforación de siete pozos de desarrollo (seis en Ayin y uno en Alux).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado (Ayin-A).

• Construcción de 24.3 km de ductos.

• Obtención de un pico máximo de producción de 48 Mbd de aceite y 11 MMpcd de gas para 2017.

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Alcance cartera 2011El alcance del proyecto documentado en la cartera 2011 v 11.1 (escenario central), consiste en explotar la reserva probada y probable de 181.1 MMbpce mediante la siguiente infraestructura de explotación:

• Perforación de seis pozos de desarrollo (seis en Ayin).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado (Ayin-A).

• Construcción de 24.3 km de ductos.

• Obtención de un pico máximo de producción de 35 Mbd de aceite y 9 MMpcd de gas para 2021.

En este año, nuevamente se desfasan las actividades estratégicas del campo Ayin a 2015.

Alcance cartera 2012El alcance del proyecto documentado en la cartera 2012 consiste en explotar la reserva probada y probable de 135.4 MMbpce mediante la siguiente in-fraestructura de explotación:

• Perforación de ocho pozos de desarrollo (siete en Ayin y uno en Alux).

• Construcción e instalación de un tetrápodo reforzado (Ayin-A).

• Construcción de 24.3 km de ductos.

• Obtención de un pico máximo de producción de 38 Mbd de aceite y 9 MMpcd de gas para 2021.

Debido al resultado del pozo Alux-31, se desfasa la perforación del pozo Alux-12 a 2016; sin embargo, se espera adelantar el desarrollo del campo Ayin con la preperforación del pozo Ayin-11 en 2013 e iniciar la construcción de la plataforma Ayin-A en 2014, esperando incorporarla a producción en 2016.

vii. Proyecto integral ChucA partir de las oportunidades de optimización identificadas en los campos del proyecto y de las alternativas técnicas para cada una de ellas, fueron integra-das, evaluadas y comparadas tres alternativas de solución para seleccionar la más atractiva para el proyecto.

Las alternativas para integrar la mejor estrategia de explotación para los cam-pos del proyecto se analizaron considerando las condiciones de los yacimien-tos, el plan de implementación, la factibilidad de utilización de diversas estruc-turas marinas y el volumen de reservas remanentes 2P al 1 de enero de 2011, así como los factores de riesgo asociados a cada una de las unidades de inversión que componen el proyecto. Los criterios que llevaron a la selección de la mejor alternativa fueron:

• Mayor valor presente neto.

• Alta eficiencia de la inversión.

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440

• Escenario de menor riesgo técnico.

• Mayor recuperación de reservas de hidrocarburos.

• Previsión y mitigación de los riesgos asociados al proceso de inyección de gas.

• Disponibilidad de los fluidos a inyectar.

La diferencia principal en la producción acumulada de aceite y gas para el proyecto base y el propuesto se debe a un incremento en las reservas de acei-te ligero y gas en los campos Kuil, Onel y Homol. En el caso del gas, no se está considerando el desarrollo de los campos Pokoch, Wayil, y los bloques Etkal-1 y Uchak. La comparación entre la versión del proyecto base y el propuesto muestra una clara diferencia a favor del proyecto propuesto, con 39,046 MM$ antes de impuestos, como se muestra en la gráfica de la derecha.

viii. Proyecto integral Yaxche

Estrategia del proyectoEl propósito del proyecto propuesto en el horizonte 2013-2024 es continuar con la explotación de hidrocarburos de los campos Yaxche y Xanab, encami-nada a lograr el objetivo de recuperación de la reserva 2P de Yaxche y Xanab de 215 MMpcd. Las actividades serán las siguientes: perforación de 13 pozos de desarrollo, nueve reparaciones mayores que incluyen la recuperación de un pozo exploratorio, la instalación de tres estructuras marinas, construcción de 50.2 km de ductos y la realización de una prueba piloto e implantación del sistema artificial de producción en las plataformas Yaxche-A y Yaxche-C. La inversión requerida en el periodo 2013-2024 es de 27,402 MM$, y los benefi-cios esperados serán de 180,857 MM$, en valor presente.

El proyecto propuesto, está constituido por diferentes componentes que per-mitirán la óptima explotación de los campos actuales a través de un óptimo desarrollo, para dar cumplimiento a las metas de producción planteadas. En el cuadro siguiente se presentan las principales componentes del proyecto propuesto, con la descripción de cada una en función de sus características y costos unitarios y el costo de las obras.

158,

531

197,

577

25,8

44

34,3

30

proyecto base y propuesto

Base Incremental 2012-2017 VPN antes de impuestos (mm pesos)

Propuesto Incremental 2012-2017 VPN antes de impuestos (mm pesos)

39,046

8,486

Plataforma AkalPemex Exploración y Producción

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Componente Características Costo total (MM$)

Plataforma Xanab-B Estructura recuperadora de pozos. 469

Plataforma Xanab-C Estructura recuperadora de pozos. 856

Plataforma Yaxche-C Estructura recuperadora de pozos. 1,129

Ducto Yaxche-C a Yaxche –A

Oleogasoducto de 16” de diámetro por 3.0 km, incluye ingeniería y estudios de impacto ambiental y análisis de riesgos.

142

Ducto Xanab-B a Xanab-C

Oleogasoducto de 16” de diámetro por 6.7 km, incluye ingeniería y estudios de impacto ambiental y análisis de riesgos.

352

Ducto Xanab-C a TMDB

Oleogasoducto de 36” de diámetro por 38 km de la VFP para interconexión de la plataforma Xanab-C hacia la TMDB; incluye ramales de interconexión de 24” de diámetro por 1.2 km hacia Xanab-A y de 24” de diámetro por 1.3 km hacia la interconexión con Yaxche-A y obras complementarias en TMDB.

2,923

Pozo Xanab-13 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-C, hacia la formación JSK,.

573

Pozo Xanab-22 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-A, hacia la formación JSK.

713

Pozo Xanab-3 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-A, hacia la formación JSK.

899

Pozo Xanab-43 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-C, hacia la formación JSK.

581

Pozo Xanab-5 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-B, hacia la formación JSK.

712

Pozo Xanab-72 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Xanab-C, hacia la formación JSK.

654

Pozo Yaxche-10H Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-C, hacia la formación Terciario.

515

Pozo Yaxche-19 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-A, hacia la formación JSK/K.

713

Pozo Yaxche-20MH

Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-C, hacia la formación Terciario.

521

Pozo Yaxche-23 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-B, hacia la formación KM.

729

Pozo Yaxche-26h Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-C, hacia la formación Terciario.

566

Pozo Yaxche-40 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-C, hacia la formación KS.

773

Pozo Yaxche-5 Perforación de un pozo adicional, desde la plataforma Yaxche-A, hacia la formación JSK.

801

Componentes del proyecto integral Yaxche

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442

Calendario de actividadesPara cumplir con el objetivo del proyecto propuesto es necesaria la perfora-ción y terminación de pozos de desarrollo, reparaciones mayores y repara-ciones menores; así como la construcción de estructuras marinas y ductos. A continuación se presenta la actividad física del proyecto propuesto en el horizonte 2013-2024.

El proyecto propuesto cuenta con un plan de mantenimiento a pozos para el periodo 2013-2024 que contempla realizar un total de 44 reparaciones meno-res que incluyen cambios de accesorios de producción (válvulas superficiales y subsuperficiales, sellos y cambios de tuberías de producción, principalmen-te) y algunas otras actividades específicas como toma de información, estimu-laciones y conversión de pozos a sistema artificial.

ix. Proyecto integral Och-Uech-Kax

AlcanceEn el ciclo de planeación 2005-2006 versión 5.2E, el alcance consiste en ex-plotar la reserva probada y probable de 52.6 MMbpce.

La producción máxima esperada es de 27 Mbd de aceite y 55 MMpcd de gas en 2006, de acuerdo con el horizonte de producción estudiado. La produc-ción declina hasta 2 Mbd de aceite y 4 MMpcd de gas en 2014. En el ciclo de planeación 2006-2007 versión 6.23A, el alcance consiste en explotar la reserva probada y probable de 59.5 MMbpce de los campos Och, Uech y Kax mediante:

• La perforación de dos pozos de desarrollo en el campo Uech.

• La adecuación del tetrápodo Uech-TB.

La producción se envió a través del complejo Pol-A al complejo Abk-D con un máximo esperado de 18 Mbd de aceite y 36 MMpcd de gas en 2007. En el ciclo de planeación 2007-2008 versión 7.5R de la Región Marina Suroeste, el alcance consistió en explotar la reserva probada y probable de 42.5 MMbpce mediante la siguiente infraestructura de explotación:

Actividad física 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Pozos 5 1 3 2 1 1 13

Oleogasoductos 1 1 1 3

Plataformas 1 1 1 3

Reparaciones mayores

1 3 3 1 1 9

Reparaciones menores

2 4 1 4 7 8 6 4 5 1 1 1 44

Resumen de metas físicas del proyecto propuesto.

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• Perforación de dos pozos de desarrollo en el campo Uech.

La producción máxima esperada es de 19 Mbd de aceite y 35 MMpcd de gas en 2008. De acuerdo con el horizonte de producción estudiado, la produc-ción declina hasta 1 Mbd de aceite y 1 MMpcd de gas en 2018. En el ciclo de planeación 2008-2009 versión 8.326, el alcance consiste en explotar la reserva probada y probable de 101 MMbpce de los campos Och, Uech y Kax mediante:

• Perforación de dos pozos de desarrollo en el campo Kax.

• Construcción de una ELM Kax-A.

La construcción de un oleogasoducto de 10” de diámetro por 0.8 km de Kax-A a interconexión submarina de Kax-1.

La producción máxima esperada es de 32 Mbd de aceite y 64 MMpcd de gas en 2009. De acuerdo con el horizonte de producción estudiado, la producción declina hasta 1 Mbd de aceite y 3 MMpcd de gas en 2021. Para el ciclo de planeación 2009 - 2010 versión 9.318 B, el alcance de la cartera consiste en explotar la reserva probada y probable de 88 MMbpce mediante:

• Perforación de dos pozos de desarrollo.

Se estima una producción máxima de 28 Mbd de aceite y 54 MMpcd de gas en 2011. Para el ciclo de planeación 2010-2011 versión 10.2, el alcance de la cartera consistió en explotar la reserva probada y probable de 91.5 MMbpce mediante:

• Perforación de un pozo de desarrollo.

Se estima una producción máxima de 24 Mbd de aceite y 43 MMpcd de gas en 2012. Para el ciclo de planeación 2011-2012 versión 11.2, el alcance de la cartera consiste en explotar la reserva probada y probable de 97.3 MMbpce mediante:

• Perforación de un pozo de desarrollo.

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444

Fuente de Información: Documento Costo Beneficio 2011 y Cartera 2013-2027 Escenario CentralResguardo y Ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Litoral de Tabasco.

481 35 188

982

501

1,42

1

1,123 50 25 56

7

119 64 50 767

1291

5,43

6

13,0

99

CZ GZ

PD QA

BC BQ BR BZ DZ EZ GZ

KC KD KG PF PH

Car

tera

O

UK

2011

inversión documentada en la cartera 2012-2026

Se estima una producción máxima de 30 Mbd de aceite y 58 MMpcd de gas en 2012. En la última documentación del proyecto durante el ciclo de planeación 2013-2027 versión escenario central, se consideran las inversiones mostradas.

x. Proyecto integral CaanEl presente proyecto cuenta con campos maduros con producciones acumula-das; está fundamentado en el análisis de diversos estudios de comportamiento y modelo de simulación numérica de los campos, a partir de los cuales se llega a la propuesta de explotación enfocada en el mantenimiento de presión y el desarrollo de los campos. Es preciso comentar que para dar origen a cada una de estas propuestas, se llevan a cabo diversos estudios, los cuales sustentan el plan de ex-plotación. A continuación se enuncian algunos de los estudios que se han llevado a cabo, así como los que se tiene programado realizar en el corto plazo.

1 Análisis costo-beneficio proyecto integral Caan. Cambio de monto y alcance 2009

2 Front End Loading (FEL) = visualización, conceptualización y definición (VCD)

3 Desarrollo a escala de laboratorio de doble desplazamiento y de inyección de químicos para el campo Abkatun – diciembre 2011

4 Caracterización dinámica en campos del activo – 2005 – 2006

5 Evaluación de factibilidad técnica para la implantación de un sistema de levantamiento artificial de producción en los cam-pos Abkatun, área H y Taratunich – 2008

6 Desarrollo a escala de laboratorio de doble desplazamiento y de inyección de químicos para el campo Caan – diciembre 2011

7 Construcción, ajuste histórico asistido por computadora, optimización y cálculo de pronósticos probabilísticos para el campo Abkatun-H

8 Caracterización estática del yacimiento Brecha Cretácico superior del campo Abkatun área H – 2010

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Cambio de monto y alcance de 2006El cambio de monto y alcance del proyecto integral Caan-PIDIREGAS consi-dera la implantación de dos tipos de sistemas artificiales de producción: con BN en los campos Taratunich y Abkatun (plataformas H y A) y otro con BEC en la plataforma Abkatun-B. Se considera también la perforación de pozos de de-sarrollo adicionales en los campos Abkatun, Caan y Kanaab, la construcción de 23.7 km de ductos, así como la aplicación de reparaciones mayores para recuperar una reserva remanente de 182.7 MMb de aceite y 419.7 MMMpc en el periodo 2007-2021, como se describe a continuación.

Cambio de monto y alcance 2009Durante el periodo 2006-2009 se realizaron diferentes análisis y estudios, los cuales ayudaron a continuar y mejorar la estrategias planteadas en la cartera 2006, de las cuales se realizó el desarrollo adicional en el campo Caan. Se probó el BEC en el campo Abkatun, descartando su aplicación, por lo que se definió continuar únicamente con el BN.

Por consiguiente, el propósito y las componentes para este monto y alcance quedaron de la siguiente manera:

PropósitoLos campos Abkatun, Caan y Taratunich, que en otro tiempo llegaron a ser los más productivos de la Región Marina Suroeste, actualmente se encuen-tran en etapa avanzada de explotación. Se espera que alcancen su etapa de agotamiento en 2024, por lo que la estrategia regional considera la optimiza-ción del aprovechamiento de infraestructura de explotación y distribución de hidrocarburos existente en el área, así como la actual plataforma de precios de mercado para los hidrocarburos.

Actividad Unidad Abkatun Caan Taratunich Kanaab Total

Conversión a BEC Número 5 5

Conversión a BN Número 2 6 8

Reparaciones mayores Número 3 1 2 6

Perforación de pozos intermedios Número 3 2 1 6

Compresores Número 1 1

Taponamientos Número 50 38 22 2 112

Oleoducto km 4.2 4.2

Gasoductos km 19.5 19.5

Reserva de aceite a explotar MMB 42.4 66.7 51.6 22.7 182.7

Reserva de gas a explotar MMMpc 61.4 275.9 78.2 19.7 419.7

Resumen de metas físicas

Pemex

446

Componentes

• Perforación y terminación pozos Abk-228 y Kanaab-101 A.

• Conversión a BN de los pozos Abk-211, 226, Tarat-93, DL1, 51, 41D, 24, 63, y 81.

• Profundizaciones con instalación de BN, Abk-221, 223, 212-A y 216.

• Cambio de intervalo y conversión a BN: Tarat-52 y 74.

• Construcción e instalación de dos gasoductos de 8” de diámetro, el primero de 11.4 km de Batab_A a ABK_H y el segundo de 15.1 km de ABK_H a Tarat_TE.

• Reparaciones mayores y menores.

• Mantenimiento de pozos, ductos e instalaciones.

• Taponamiento de pozos.

• Desmantelamiento y recuperación de estructuras marinas y ductos.1

xi. Proyecto integral Bellota ChinchorroComo parte de las estrategias para la ejecución del proyecto se realizan estu-dios, pruebas de laboratorio, desarrollo de modelos numéricos, análisis petro-físicos y de fluidos, así como la adquisición y/o actualización de información que permite, entre otras cosas, redefinir en forma óptima la explotación de los yacimientos y la infraestructura existente para el manejo de la producción.

A continuación se enlista una serie de estudios que se han realizado en el proyecto.

Los principales estudios que se han efectuado en el periodo con la finalidad de sustentar y mejorar el nivel de conocimiento de los yacimientos se enlista a continuación:

Estudios realizados:2006

• Migración preapilado en tiempo con atenuación de ruido aleatorio sin filtro y sin ganancia; cmg 2005 (unión Puerto Ceiba-Shuco Colibri-Yachipa).

• Estudio VCD para diseñar la perforación y terminación de pozos no convencionales, realizado por PEP.

2007

• Migración preapilado en tiempo, sin filtro y sin ganancia; cnps 2007 (cubo canela).

• Estudio integral Bellota-Edén-Jolote.

1 Fuente: Análisis Costos Beneficios 2006, Análisis Costos Beneficios 2009.

Ubicación y resguardo: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Produc-ción Abkatun Pol Chuc.

Proyecto integral Bellota Chinchorro, como parte de las

estrategias para la ejecución del proyecto se realizan estudios,

pruebas de laboratorio, desarrollo de modelos numéricos, análisis

petrofísicos y de fluidos

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2008

• Estudio integral Yagual-Chinchorro-Palangre (generación de modelos estático y dinámico).

2010

• Migración preapilado en profundidad beam sin filtro y sin ganancia; pgs 2010 (cubo canela).

• Migración postapilado en tiempo, con filtro y con ganancia; comesa 2010 (cubo Bellota Mora Chipilín).

2011Estudio FEL proyecto integral Bellota Chinchorro (visualización).

2012

• Estudio de caracterización del yacimiento del campo Bricol.

• Estudio de evaluación de yacimiento de los campos Bricol y Yagual en el Ter-ciario y el campo Bricol en el Cretácico del activo de producción Bellota-Jujo.

xii. Proyecto Cactus-Sitio GrandeEn oficio 510-0086 de fecha 15 de febrero de 2002, la Subsecretaría de Hidro-carburos dependiente de la SENER informó a Petróleos Mexicanos que, en los términos de ley, se autorizaba la inversión financiada para el proyecto integral Cactus-Sitio Grande.

Con la finalidad de garantizar el desarrollo del proyecto, se realizan estudios de caracterización de yacimientos y modelos de simulación numérica, prue-bas de laboratorio, análisis petrofísicos y de fluidos, así como la adquisición y/o actualización de información que permita identificar diferentes escenarios de explotación de los yacimientos y optimizar la infraestructura de producción para maximizar la rentabilidad del proyecto.

Cambio de monto y alcanceEn agosto de 2009, se autorizó un cambio de monto y alcance, en donde se consideró llegar a una producción de 104 MMb y 305 MMMpc con una inver-sión total de 19,985 MM$ de 2009 para el periodo de 2002-2024.

Para el cumplimiento de sus objetivos, el proyecto Cactus-Sitio Grande ha rea-lizado diversas obras y actividades importantes, entre ellas las siguientes:

• Plan de explotación del proyecto determinado mediante un equipo multi-disciplinario, componentes tecnológicos e integración de datos confiables.

• Estudios para la caracterización de yacimientos de los campos Cactus, Níspero y Rio Nuevo.

• Proceso de mantenimiento de presión mediante la inyección de CO2 im-plementado en 2005, debido a que el campo Sitio Grande se encuentra en una etapa avanzada de explotación.

En agosto de 2009, se autorizó un cambio de monto y alcance para el Proyecto Cactus-Sitio Grande,

en donde se consideró llegar a una producción de 104 MMb y 305

MMMpc con una inversión total de 19,985 MM$ de 2009 para el

periodo de 2002-2024.

Pemex

448

• En mayo de 2008 mediante la perforación del pozo Teotleco 1, descu-brimiento del campo Teotleco productor de gas y condensado, con lo que se incorporó una reserva de 56.7 MMbpce.

• En mayo de 2010, descubrimiento de un bloque adyacente al campo Juspí mediante la perforación del pozo Juspí-101-A.

• Intensificación de las actividades de reparaciones mayores, menores y es-timulaciones a pozos, como una estrategia para mantener los niveles de producción.

• Conversión de pozos a sistemas artificiales de producción, lo cual ha permitido atenuar su declinación; actualmente en el proyecto operan 24 pozos con sistemas artificiales de producción.

• Incorporación a producción de pozos cerrados.

• Análisis PVT de los pozos Teotleco-1 y 42, Juspí-101-A y 1004.

• Estudio FEL del proyecto Cactus-Sitio Grande, etapas I, II y III.

• Sísmica Bellota- Mora- Chipilín, 112 km2.

• Reproceso de los cubos sísmicos Juspí, Arroyo Zanapa área 1,100 km2; Unión-Tacotalpa-Agave, tridimensional 721 km2 y Bellota-Mora Chipilín, 112 km2, objetivo Mesozoico.1

xiii. Proyecto integral CárdenasComo parte de las estrategias para la ejecución del proyecto, se realizaron es-tudios, pruebas de laboratorio, desarrollo de modelos numéricos, análisis pe-trofísicos y de fluidos, así como la adquisición y/o actualización de información que permita, entre otras cosas, redefinir en forma óptima la explotación de los yacimientos y la infraestructura existente para el manejo de la producción.

A continuación se enlista una serie de estudios que se han realizado en el proyecto:

2010

• Estudio FEL proyecto Cárdenas (visualización).2011

• Estudio FEL proyecto Cárdenas (conceptualización).2

xiv. Proyecto integral Carmito-ArtesaLa Subsecretaría de Hidrocarburos de la SENER, mediante oficio número S10-0093 de fecha 15 de febrero de 2002, emitió la autorización de la inver-sión financiada para el proyecto integral Carmito-Artesa (PIDIREGAS).

1 Fuente: Estudios realizados por la Coordinación de Diseño de Proyectos del Activo de Producción Macuspana – Muspac. Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Pro-yectos del Activo de Producción Macuspana – Muspac.

2 Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación. Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Cárdenas del Activo de Producción Bellota-Jujo.

La Subsecretaría de Hidrocarburos de la SENER, mediante oficio

número S10-0093 de fecha 15 de febrero de 2002, emitió la autorización de la inversión

financiada para el proyecto integral Carmito-Artesa (PIDIREGAS).

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Con la finalidad de garantizar el desarrollo del proyecto y cumplir con los objetivos planteados, se realizaron estudios de caracterización de yacimientos, modelos de simulación numérica, pruebas de laboratorio, análisis petrofísicos y de fluidos, así

como la adquisición y/o actualización de información que permita identificar dife-rentes escenarios de explotación de los yacimientos y optimizar la infraestructura de producción para maximizar la rentabilidad del proyecto.

Cambios de monto y alcanceEn agosto de 2009 se autorizó un cambio de monto y alcance para alcanzar una producción de 39 MMb y 591 MMMpc con una inversión total de 3,301 MM$ de 2009 para el periodo 2002–2021. Para el cumplimiento de sus ob-jetivos, el proyecto Carmito-Artesa ha realizado diversas obras y actividades importantes, entre ellas las siguientes:

• Plan de explotación del proyecto mediante un equipo multidisciplinario, componentes tecnológicos e integración de datos confiables.

• Actualización de estudios de caracterización estática y dinámica exis-tentes que generen modelos con menos incertidumbre y reproduzcan el comportamiento de los yacimientos.

• Como una estrategia para mantener los niveles de producción, intensi-ficación de las actividades de reparaciones mayores, menores y esti-mulaciones a pozos.

• Conversión de pozos a sistemas artificiales de producción, lo que ha permitido atenuar la declinación de los pozos; actualmente en el pro-yecto operan 10 pozos con sistemas artificiales de producción.

Tecnología Descripción

Bombeo hidráulico tipo jet Utiliza fluidos del yacimiento como fluido motriz: pozos Secadero 1 y 1001.

Bombeo neumático autoabastecido Utiliza el propio gas del pozo: pozos Gaucho 10 y 3.

Tubería capilar Utiliza espumantes y desincrustantes: pozos Agave 52, 62, 612 y Artesa 22.

Toma de información en tiempo real Registra producción y presión de fondo en tiempo real.

Medición durante la perforación Registros LWD y MWD (equipo con motor de fondo).

Macroperas Evita impacto ambiental y posibles afectaciones.

Sistemas de cementación de TR Utiliza microcementos y geles de última generación para aislar intervalos y reducir el flujo de agua.

Software de vanguardia Simuladores numéricos de yacimientos, de caracterización geológica, análisis de redes.

Batería de separación Separadores elevados, trifásicos.

Bombas Deshidratación de aceite.

Turbocompresor Opera con gas combustible: dos en la estación de compresión Agave y seis en la estación de compresión Giraldas.

Motocompresor Opera con gas combustible: cinco en la estación de compresión Artesa.

Deshidratación de aceite Separador trifásico.

Medición multifásica Aplicación del sistema de medición multifásico para aforar pozos.

Sistemas de seguridad Sistemas de detección y supresión gas-fuego, sistema de paro de emergencia.

Fuente: Estudios realizados por la Coordinación de Diseño de Proyectos del Activo de Producción Macuspana – Muspac.Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Proyectos del Activo de Producción Macuspana – Muspac.

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• Incorporación a producción de pozos cerrados.

• Tecnología aplicada en los campos del proyecto Carmito-Artesa.

xv. Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaComo parte de las estrategias para la ejecución del proyecto se realizan es-tudios, pruebas de laboratorio, desarrollo de modelos numéricos, análisis pe-trofísicos y de fluidos, así como la adquisición y/o actualización de información que permite entre otras cosas, redefinir en forma óptima la explotación de los yacimientos y la infraestructura existente para el manejo de la producción.

A continuación se enlista una serie de estudios que se han realizado en el proyecto:

2006

• Estudio de factibilidad técnico-económica para la selección del siste-ma artificial óptimo para el campo Puerto Ceiba.

• Modelo geológico para definir las estructuras entre campos producto-res en arenas del Terciario.

• Estudio de incrustaciones en pozos terrestres del campo Puerto Ceiba.

2007

• Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los po-zos del activo Bellota-Jujo.

• Estudio de geoquímica del campo Puerto Ceiba.

• Modelo tridimensional geomecánica del subsuelo campo Puerto Ceiba.

• Análisis de la red de flujo del campo Puerto Ceiba.

• Estudio de factibilidad técnico-económica para la perforación de pozos de alcance extendido en el campo Puerto Ceiba.

• Asistencia técnica para la realización de la fase visualización para el campo Puerto Ceiba utilizando la metodología FEL.

• Estudio de las condiciones de explotación de los campos Castarrical y Tintal.

2008

• Actualización del modelo geológico del campo Puerto Ceiba.

• Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los po-zos del activo Bellota-Jujo.

• Asistencia técnica especializada para la caracterización de fracturas del campo Puerto Ceiba.

2009

• Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los po-zos del activo Bellota-Jujo.

• Estudio de geoquímica del campo Puerto Ceiba.

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• Modelo tridimensional geomecánica del subsuelo campo Puerto Ceiba.

• Análisis de la red de flujo del campo Puerto Ceiba.

• Estudio de factibilidad técnico y económica para la perforación de po-zos de alcance extendido en el campo Puerto Ceiba.

• Asistencia técnica para la realización de la fase visualización para el campo Puerto Ceiba utilizando la metodología FEL.

• Estudio de las condiciones de explotación de los campos Castarrical y Tintal.

• Asistencia técnica para desarrollo de la metodología FEL de los cam-pos del Terciario.

2010

• Estudio de la caracterización de fracturas de los campos Tajón y Mayacaste.

• Actualización del modelo geológico del campo Tajón.

• Asistencia técnica para desarrollo de la metodología FEL del campo Puerto Ceiba.

2011

• Estudio PVT para determinar la envolvente de fases y de depositación de asfáltenos en pozos terrestres de los campos Tajón y Mayacaste.

• Estudio de depositación de material orgánico e inorgánico en pozos del campo Tajón Mayacaste.

• Estudio PVT para determinar la envolvente de fases en pozos terrestres del Terciario.

2012

• Estudios PVT para determinar la envolvente de fases y depositación de asfáltenos en pozos del campo Puerto Ceiba.

• Estudio para los modelos dinámicos de campos del Terciario.

• Estudio de recuperación secundaria o mejorada en campos del Terciario.

• Estudio para la recuperación de aceite pesado en el campo Puerto Ceiba Terciario.

• Análisis y simulación dinámica de la red de pozos, líneas de trans-porte de hidrocarburos del campo Tupilco, del activo de producción Bellota-Jujo.

• Construcción de modelo estático/dinámico y generación de localizacio-nes de pozos para el desarrollo del campo Tupilco y bloques adyacen-tes pertenecientes al proyecto de explotación El Golpe-Puerto Ceiba.1

1 Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Bellota del Activo de Producción Bellota-Jujo.

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xvi. Proyecto integral Jujo-TecominoacánComo parte de las estrategias para la ejecución del proyecto se han realizado estudios, pruebas de laboratorio, desarrollo de modelos numéricos, análisis petrofísicos y de fluidos, así como la adquisición y/o actualización de informa-ción que permite entre otras cosas, redefinir en forma óptima la explotación de los yacimientos y la infraestructura existente para el manejo de la producción.

Los principales estudios que se han efectuado en el periodo con la finalidad de sustentar y mejorar el nivel de conocimiento de los yacimientos se enlistan a continuación:

2006

• Caracterización de los sistemas de fracturas y actualización del mo-delo geológico-petrofísico mesozoico en los campos Jacinto-Paredón-Tepeyil.

2007

• Estudio paleontológico y litológico del Terciario y Mesozoico de los po-zos del APBJ.

• Mejoramiento de la productividad de los pozos del APBJ.

• Análisis PVT de los campos Paredón y Tepeyil.2008

• Estudios especializados del campo Jujo-Tecominoacán: geomecáni-cos, procesamiento e integración de registros geofísicos, pruebas pe-trofísicas, y pruebas convencionales de núcleos y toma de registros especiales.

• Estudios en el campo Jacinto del coeficiente de difusión del yacimien-to, estudios del bloque salino y reinterpretación sísmica.

• Estudios de la evaluación del potencial de las arenas del Terciario del campo Paredón.

2009

• Estudios de actualización, migración y desarrollo del modelo de simulación.

• Reinterpretación y reprocesamiento sísmica de Jujo-Tecominoacán.

• Estudios para la evaluación de la reinyección de gas contaminado con nitrógeno al casquete.

• Estudios especializados para el desarrollo del VCD del plan de explo-tación de los campos del proyecto Jujo-Tecominoacán.

2010

• Estudio de factibilidad de aplicación sistemas artificiales.

• Actualización del modelo geológico del campo Jacinto-Paredón.

• Estudio del coeficiente de difusión en el sistema de inyección.

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2011

• Caracterización de yacimientos Jujo-Tecominoacán.

• Evaluación del potencial de hidrocarburos en arenas del Terciario.

• Pruebas petrofísicas Jujo-Tecominoacán.

• Estudios de inyección de gas Jujo-Tecominoacán.

2012

• Ingeniería de sistemas artificiales de producción del proyecto.1

xvii. Proyecto integral Delta del GrijalvaCon la finalidad de garantizar el desarrollo del proyecto, así como mejorar o corregir su ejecución, se llevaron a cabo estudios que permitieron evaluar la factibilidad técnico-económica del mismo y localizar áreas importantes en acumulación de hidrocarburos para su explotación. El resultado de los estu-dios propone las perforaciones, reparaciones mayores y menores de pozos, inyección de nitrógeno para el mantenimiento de presión de los yacimientos y las adquisición de sísmica tridimensional que permitan la reducción de los riesgos al momento de la exploración de los mismos; tales estudios se relacio-nan en el cuadro siguiente:

1 Fuente: Estudios realizados por el área de Diseño de Explotación.

Resguardo y ubicación: Coordinación de Diseño de Explotación Cárdenas del Activo de Pro-ducción Bellota-Jujo.

Descripción del estudio Periodo de elaboración Ubicación Clase **

Caracterización estática del campo Sen (nuevo modelo geológico).

24/abr/00 25/oct/01 Archivo técnico de la Coordi-nación de Diseño de Explo-tación, ubicado en la ExPia Samaria II R/a. Cumuapa 2a. Sección

Cunduacan, Tabasco. Sísmica

Interpretación sísmica cubo Chopo. 01/abr/06 31/may/07 Sísmica

Levantamiento Sísmico tridimensional Campo Tizón.

23/abr/07 31/oct/07 Sísmica

Modelo estático del Campo Escarbado. 01/jul/01 15/dic/07 Sísmica

Caracterización estática del Cretácico y Jurásico del área Escuintle-Gualas.

01/mar/10 31/jul/10 Sísmica

Análisis dinámico del campo Sen sur. 01/abr/11 30/nov/11 Yacimientos

FEL-II Proyecto integral Delta del Grijalva. 01/ene/10 28/feb/11 Otros estudios

FEL-III Proyecto integral Delta del Grijalva. 01/abr/10 30/sep/11 Otros estudios

Pemex

454

El diseño del proyecto Delta del Grijalva se documentó conforme a la metodo-logía FEL cumpliendo satisfactoriamente los dictámenes técnicos de sus fases de visualización, conceptualización y definición. El documento de soporte de decisión que sustenta el plan de explotación para la cartera 2012-2026 del proyecto, fue revisado y aprobado por la CNH y la SHCP.

En 2012 se obtuvo un cambio de monto y alcance por 29,672 MM$ para poder continuar con el desarrollo del proyecto, todo basado en el documento de soporte de decisión.

Uno de los logros o retos principales del proyecto es la perforación de pozos horizontales, debido a las características de los yacimientos de alta presión, alta temperatura y profundidades de 5,000 a 7,000 m. Actualmente el pozo Terra-11 es horizontal y se encuentra en la fase de terminación, por lo que se puede afirmar que, desde el punto de vista mecánico, el pozo resultó exitoso.

En el proyecto Delta del Grijalva se construyó un modelo yacimiento-pozo-superficie que reproduce el comportamiento actual de la producción y es de gran utilidad para el cálculo de pronósticos de producción, para realizar di-versas simulaciones que permitan optimizar la producciónn y realizar la docu-mentación de la cartera de proyectos 2012-2026.

Se buscaron e identificaron tecnologías aplicables a los campos del proyecto, como son sensores de presión y temperatura en fondo; sensores de presión en cabeza en tiempo real y, actualmente, se visualizan diversas tecnologías que pudieran implementarse en el proyecto con el fin de mejorar la informa-ción o incrementar la producción de los pozos.

xviii. Proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez

Acciones realizadas para mejorar la ejecución del proyectoCon la finalidad de garantizar el desarrollo del proyecto, así como de mejorar o corregir su ejecución, se llevaron a cabo estudios que permitieron evaluar la factibilidad técnico-económica del mismo y localizar áreas importantes en acumulación de hidrocarburos para su explotación. Básicamente, el resultado de los estudios propone las perforaciones, reparaciones mayores y menores de pozos, inyección de nitrógeno, gas amargo, gas contaminado con N2 e inyección de agua para el mantenimiento de presión de los yacimientos y la adquisición de sísmica tridimensional que permitan reducir los riesgos al mo-mento de la explotación de los mismos; tales estudios se relacionan en el cuadro siguiente:

En el proyecto Delta del Grijalva se construyó un modelo

yacimiento-pozo-superficie que reproduce el comportamiento

actual de la producción y es de gran utilidad para el cálculo de

pronósticos de producción

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Complejo Antonio J. Bermúdez

No Estudios Año

1 Resultados del estudio de simulación realizado al proyecto Complejo Antonio J. Bermú-dez por la Cía. Schlumberger

2002

2 Análisis de la Cía. Netherland, Sewell Internacional (NSI) al estudio de factibilidad del proyecto de inyección de Nitrógeno

2002-2003

3 “Evaluación ambiental proyecto Complejo Antonio J Bermúdez” 2002

4 “Bases de concurso para el suministro e inyección de nitrógeno al Complejo Antonio J. Bermúdez y al yacimiento Jujo-Tecominoacán”.

2002

5 Estudios de “Efectos de convección y difusión (campo Samaria)” y “Caracterización de núcleos mediante tomografía de rayos X” por IMP

2003

6 Análisis de evaluación de reservas por la Cía. NetherlandSewell International 2003

7 Prueba de inyectividad al pozo Oxiacaque 24 2003

8 Caracterización estática del Campo La Central. 2003

9 Estudio Integrado Aceite pesado, Campo Samaria 2004

10 Reporte: “Modelo de simulación del Complejo Antonio J. Bermúdez”. 2004

11 Proyecto. “Asistencia técnica para el servicio de suministro de nitrógeno para el mante-nimiento de presión al Complejo Antonio J. Bermúdez” “Estudio del precio unitario de suministro de nitrógeno a boca de pozo”.

2004

12 Reporte: ”Factibilidad de la Aplicación de Procesos de Recuperación Mejorada en la región Sur”

2004

13 Estudio para generación de prospectos exploratorios y áreas de desarrollo en el cubo Rodador.

2004

14 Estudio de caracterización de los sistemas de fracturas en rocas mesozoicas del com-plejo estructural AJB

2005

15 Evaluación técnica de las propuestas de la compañías licitantes del proyecto “Suminis-tro de nitrógeno para el mantenimiento de presión al Complejo Antonio J. Bermúdez”

2005

16 Toma de sísmica tridimensional de 423 km2 2005

17 Caracterización de arenas del Terciario profundo, estimación de volumen original y reservas en los campos Samaria, Íride y Platanal

2005

18 Modelo estático y plan de explotación Terciario somero fluyente campo Samaria 2005

19 Desarrollo y conclusión de la etapa FEL-V del CAJB, detectando optimizaciones al proyecto de inyección de nitrógeno y agua

2006

20 Análisis del modelo hidrogeológico de la dinámica de los acuíferos en el yacimiento del Complejo Antonio J. Bermúdez

2006

21 Recommendations for VCD Study of Reservoir Depletion Options, por KiranPanhde, estableciendo un diagnóstico de la inyección de agua y recomendaciones para la aplicación de procesos de recuperación secundaria y optimizaciones al modelo de simulación numérica

2006

22 Prueba de Inyectividad-Interferencia, inyectando N2 en el pozo Cunduacán 17, Oxia-caque 11 y Oxiacaque 2 en seno de gas

2006

23 Estudio para generación de prospectos en el cubo Cabritos 2006

Pemex

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Complejo Antonio J. Bermúdez

No Estudios Año

24 Estudio de trayectorias preferenciales de flujo con trazadores para inyección de gas amargo a los campos Oxiacaque y Cunduacán por el IMP

2006-2007

25 Postmortem de la inyección de agua en el CAJB 2007

26 Resultados del estudio CDGL de caracterización de yacimientos para actualización del modelo fracturado y propuesta de localizaciones.

2007

27 Prueba piloto de inyección de gas amargo en el campo Oxiacaque, pozo inyector Oxiacaque 11 y Oxiacaque 2.

2007

28 Actualización del modelo geológico del campo Rodador 2007

29 Estudio de inversión sísmica en el cubo Cabritos-Ogarrio Encrucijada. 2007

30 Caracterización estática de los campos Tiumut y Nelash. 2007

31 Prueba de interferencia de presión entre los pozos Oxiacaque 11 (pozo inyector) y los pozos productores cerrados (Cunduacán 25 (JSK) y Cunduacán 17 (Jsox))

2008

32 Prueba de presión-producción curva de incremento, cerrando temporalmente el Iride 2164.

2008

33 Estudio del análisis de los elementos de riesgo dentro de los cubos Rosario Capulín-Ogarrio Encrucijada.

2008

34 Estudio de inversión sísmica en los campos Tiumut y Nelash. 2008

35 Monitoreo continuo de la presión con sensores de fondo permanentes. 2006-2009

36 Análisis cromatogáficos de pozos cercanos a los inyectores de gas amargo y nitrógeno 2009

37 Estimación del volumen atribuible a la inyección de nitrógeno 2009-Ac-tual

38 Caracterización estática asistencia técnica para la explotación de yacimientos del Terciario campo Samaria

2009

39 Desarrollo de las etapas FEL-C y FEL-D donde se sientan las bases estratégicas para las inyecciones de gas amargo, gas contaminado con nitrógeno, optimizaciones a la inyección de nitrógeno y agua, identificación de necesidad de construcción de una NRU y el plan de producción óptimo en la fase de declinación del CAJB para maximi-zación de reservas

2009-2011

40 Adquisición de cubo sísmico Samaria Terciario 2011

41 Toma de dos líneas sísmicas Samaria Somero 2011

42 Prueba Piloto del nuevo esquema de Inyección de agua enfocado en el proceso de mantenimiento de presión para el CAJB

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Samaria Somero

Descripción del estudio Periodo de elaboración Ubicación Clase **

Asistencia técnica para la explotación de yacimientos del Terciario en el Campo Samaria

24/may/08 25/may/09 Archivo técnico de la Coordi-nación de Diseño de Explo-tación, ubicado en la ExPia Samaria II R/a. Cumuapa 2a. Sección Cunduacán, Tabasco.

Geología

Estudio petrofísico 01/abr/06 31/may/07 Geología

Estudio estratigráfico 23/abr/07 31/oct/07 Geología

Proyecto de delimitación, caracterización y desarrollo inicial, aceite pesad campo Samaria Neógeno

01/abr/06 25/feb/07 Geología

Análisis e interpretación de secuencias estratigráficas y ambientes sedimentarios de los campos Platanal, Samaria, Iride y Carrizo

01/mar/10 31/jul/10 Geología

Proyecto piloto para inyección alterna de vapor, campo Samaria Neógeno

19/may/08 25/ene/11 Otros estudios

FEL-I Proyecto integral Samaria Somero 01/ene/10 28/jul/10 Otros estudios

FEL-II Proyecto integral Samaria Somero 01/feb/11 30/nov/11 Otros estudios

Ogarrio-Magallanes

Relación de principales estudios efectuados durante 2006-2011

No. Estudio Año

1 Modelo geológico tridimensional campo San Ramón 2007

2 Modelo geológico tridimensional campo Nelash 2007

3 Modelo geológico tridimensional campo Tiumut 2007

4 Modelo geológico tridimensional campo Rodador 2008

5 Modelo geológico tridimensional campo Rabasa 2008

6 Modelo geológico tridimensional campo Ogarrio bloque “A” 2009

7 Modelo geológico tridimensional campo Otates 2009-2010

8 Modelo geológico tridimensional campo Rabasa 2010

9 Modelo geológico tridimensional campo Cinco Presidentes (bloque adyacente)

2010

Fuente: Coordinación de Diseño de Proyectos del Activo de Producción Samaria-Luna.

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xix. Proyecto integral Ek-BalamLa factibilidad técnica del proyecto integral Ek-Balam está sustentada prin-cipalmente en los dictámenes técnicos a los que ha sido sometido, en los cuales se han revisado y analizado todas las estrategias de explotación que se aplicarán para recuperar la reservas remanente 2P, los cuales se indican en el cuadro siguiente.

Actividad física del proyecto

Cambios de monto y alcance

Cambio de monto y alcance 2009Al desaparecer la figura de financiamiento PIDIREGAS, de acuerdo con el decreto que adiciona y reforma diversas disposiciones de la LFPRH publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2008, conforme al artículo 47 del Reglamento de la LFPRH y al numeral 23, inciso “b” de los “Li-neamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo-beneficio de los programas y proyectos de inversión”, se considera que el proyecto ha modificado su alcance por lo que se realizó el cambio de monto y alcance por terminación del esquema de financiamiento PIDIREGAS.

Componente exploratoria Cuichapa

Año

Número de estudios Variación

Descripción

Prog. Real

2006 10 7 3 Reprogramación de cuatro pozos, uno realizado fuera de programa.

2007 8 3 5 Reprogramación de cuatro pozos y dos estudios de evaluación, uno realizado fuera de programa.

2008 7 5 2 Reprogramación de un pozo y dos estudios, uno realizado fuera de programa.

2009 6 8 2 Reprogramación de cuatro estudios, seis fuera de programa.

2010 3 7 4 Realización de cuatro estudios fuera de programa.

2011 3 5 2 Realización de dos estudios fuera de programa.

2012 3 En programa

Estudio Responsable Fecha Comentarios

Dictamen técnico (artículo 49) Tercero 2009 Dictamen técnico aprobado satisfactoriamente para desarrollar el proyecto.

Dictamen técnico (artículo 49) Tercero 2011 Dictamen técnico aprobado satisfactoriamente para desarrollar el proyecto.

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El desarrollo del proyecto considera la perforación de cinco pozos a terminar con sistema BEC, tres intervenciones mayores y 73 menores. De los pozos de desarrollo, un pozo es estratégico para investigar la posible presencia de hidrocarburos en el bloque sur de Ek; se continuará con el desarrollo de la formación BKS, así como el mantenimiento integral de las plataformas.

Con la actualización de la interpretación sísmica del campo Ek-Balam, se de-finió una localización estratégica para el horizonte JSO, la cual se perforará desde el trípode Ek-TA. El propósito es investigar la posible presencia de hi-drocarburos en el bloque Ek sur de la formación JSO para finalmente quedar como productor en la formación BKS; de ser exitosa la prueba, el horizonte JSO incrementará las reservas.

Los beneficios directos que se obtendrán serán, entre otros:

• El análisis económico del proyecto para el periodo 2002-2024, que in-dica que es rentable, ya que mediante su ejecución se podría obtener un valor presente neto de 60,278 MM$ de 2009.

• Se aprovecharán las instalaciones existentes para el desarrollo adicio-nal de la formación BKS.

• El proyecto considerará dentro de su estrategia el desarrollo de inicia-tivas encaminadas a optimizar la explotación de los campos, siguiendo la metodología VCD, lo cual permitirá incrementar la certidumbre téc-nica del proyecto.

Cambio de monto y alcance 2011El cambio de monto y alcance del proyecto es generado principalmente por el desarrollo futuro del campo Ek-Balam exclusivamente en las arenas de la formación JSO mediante la perforación de 11 pozos de desarrollo, tres inyec-tores, la construcción de dos estructuras tipo octápodos, generación eléctrica adicional y un gasoducto para BN.

La infraestructura adicional para el JSO considera la construcción de dos octápo-dos (Ek-A Perforación-2 y Balam-A), cada uno de ellos con una planta de inyección para el mantenimiento de presión del yacimiento Ek-Balam JSO y 11 pozos de desarrollo. También se contará con generación eléctrica adicional y un gasoducto para suministro de gas de BN como sistema alterno de producción artificial.

La distribución de los 11 pozos que se perforarán será de la siguiente manera: para la explotación del yacimiento Ek-JSO, se perforarán seis pozos producto-res y un pozo inyector, y se construirá un octápodo nuevo, Ek-A Perforación-2. La explotación del yacimiento Balam JSO será a través de la perforación de cinco pozos de desarrollo, la construcción del octápodo Balam-A y la perfo-ración de dos pozos inyectores, uno en la plataforma Balam-TD (estructura existente) y otro en el octápodo nuevo.

Los beneficios directos que se obtendrán serán, entre otros:

• Un mayor volumen de reserva remanente 2P en comparación con el proyecto actual optimizado.

Con la actualización de la interpretación sísmica del

campo Ek-Balam, se definió una localización estratégica para el

horizonte JSO, la cual se perforará desde el trípode Ek-TA.

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• Una ganancia (2012-2023) de 90,147 MM$ de 2011.

• Un valor presente neto relacionado con la parte incremental de 15,823 MM$ de 2011.

• De acuerdo con los planteamientos técnicos del proyecto y con una adecuada administración de los yacimientos, una producción máxima promedio anual de 70,000 bd en 2016.

• Alargar la vida productiva de los campos Ek-Balam en las formaciones JSO, a través de la perforación adicional de pozos e instalación de infraes-tructura nueva, manteniendo la presión de los yacimientos mediante la in-yección de agua, monitoreo constante de los yacimientos y aplicación de estrategias adecuadas para el manejo del aceite de estos campos.1

xx. Proyecto CantarellLas principales acciones emprendidas para paliar el problema actual del yaci-miento son las señaladas a continuación:

• Instalación de separación trifásica en los separadores de prueba y re-motos e inyección de químicos.

• Profundización de los intervalos productores o mediante tratamientos, con el fin de evitar canalizaciones.

• Mantener la productividad de los pozos, para lo cual se está consi-derando rediseño y optimización de los aparejos de producción y BN profundo a través de compresión a boca de pozo.

• Perforación de pozos no convencionales horizontales de alcance ex-tendido o multilateral con el fin de poder tener un máximo contacto con el yacimiento y explotar las ventanas reducidas de aceite.

• Profundización de los intervalos productores o tratamientos con el fin de evitar canalizaciones.

Factibilidad técnica y económica para el componente de explotaciónEl presente proyecto está fundamentado en el análisis de diversos estudios, a partir de los cuales se llega a la propuesta de explotación enfocada en el mantenimiento de presión y el desarrollo de los campos. Es preciso comentar que para dar origen a cada una de estas propuestas, se llevan a cabo diver-sos estudios, los cuales sustentan el plan de explotación. A continuación se enuncian algunos de los estudios que se han llevado a cabo, así como los que se tiene programado realizar en el corto plazo.

1 Fuente: Análisis Costos Beneficios del proyecto Ek-Balam presentadas a diferentes entida-des internas y externas.

Ubicación y resguardo: Se encuentra en la Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Cantarell.

El proyecto Cantarell requiere un cambio de monto y alcance

debido fundamentalmente al incremento de la actividad física de

obras que impactan directamente el desarrollo de campos y el

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1) Documento análisis costo-beneficio 2006-2007-2008 y 2009, último con cambio de monto y alcance autorizado.

2) Documento análisis costo-beneficio 2012 (actual) con cambio de monto y alcance en autorización ante SHCP.

Para dar continuidad al desarrollo del proyecto Cantarell y concluir las obras programadas, es necesario disponer de los requerimientos de inversión solicita-dos en la cartera 2009 en el cambio demonto y alcance del proyecto Cantarell.

El proyecto Cantarell requiere un cambio de monto y alcance debido funda-mentalmente al incremento de la actividad física de obras que impactan di-rectamente el desarrollo de campos y el mantenimiento de pozos; destaca también la infraestructura adicional.

xxi. Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapEl proyecto integral Ku-Maloob-Zaap requirió de un cambio de monto y alcan-ce debido a la identificación de nuevas estrategias de desarrollo, tales como el incremento de pozos a perforar y la instalación de infraestructura adicional en campos nuevos y actuales, lo que permitirá asegurar por un periodo de seis años al menos una producción de 850 Mbd.

Adicionalmente, el perfil de inversión del proyecto propuesto, que se calcula en 344,949 MM$, ya no incluye la componente exploratoria.

Es muy importante mencionar que con la aplicación del proyecto propuesto se es-pera producir 3,838 MMb y 1,121 MMMpc de aceite y gas, respectivamente, en el periodo 2012-2030, lo cual comparado con los 2,744 MMb de aceite y 752 MMMpc de gas del proyecto autorizado en el mismo periodo, representa una variación incre-mental de 40% en la producción de aceite y 49% en la producción de gas.

El esquema de desarrollo propuesto contempla para los campos Ku, Maloob y Zaap la perforación adicional de 45 pozos distribuidos en las plataformas Ku-B, Ku-C, Ku-H, Maloob-C, Maloob-D, Zaap-D y Zaap-E; las plataformas Ku-B

Plataforma Ku-Maloob-ZaapPemex Exploración y Producción

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y Zaap-E son estructuras nuevas necesarias para ubicar pozos con drenes susceptible de mejora e incorpora el campo Tekel con siete pozos; los campos Ayatsil y Pit representan el inicio del desarrollo de los mismos.

A continuación, se muestra el comparativo de las metas físicas del proyecto autorizado con respecto al proyecto propuesto, en el horizonte 2012-2030.

Las diferencias en cuanto a pozos de desarrollo, instalación de estructuras, ductos, intervenciones mayores e intervenciones menores, tienen que ver con la necesidad de asegurar y mantener la producción en niveles de al menos 850 Mbd.

Se requieren más pozos para asegurar un mejor drene en los yacimientos, además de sustituir pozos que sean alcanzados por el avance de los con-tactos gas-aceite y agua-aceite y que no tengan opción de ser reactivados; aquellos en los que se visualiza la oportunidad para continuar produciendo han sido considerados para su intervención mayor, y el incremento en repa-raciones menores tiene que ver con la programación de los mantenimientos que se aplicarán a los pozos para asegurar la continuidad en la operación de los sistemas artificiales de producción y en los accesorios que son parte del aparejo de producción.

El incremento en ductos se da por los requerimientos que se han venido iden-tificando para poder manejar los hidrocarburos producidos de los campos.

Para realizar estas actividades en el horizonte 2012-2030, el proyecto pro-puesto requiere un monto de 344,949 MM$, 126,131 MM$ adicionales a lo documentado en el proyecto autorizado en el mismo horizonte de planeación.

En resumen, los beneficios del proyecto propuesto se traducen en un incre-mento en los perfiles de producción a corto plazo y en un mayor volumen de reservas que deberán extraerse en el periodo de análisis, apalancado con la perforación de más pozos y la construcción de infraestructura necesaria para tal efecto, así como para el manejo de su producción.1

1 Fuente: Análisis Costos Beneficios y Presentaciones del Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap presentadas a diferentes entidades internas y externas.

Ubicación y resguardo: Se encuentra en la Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap

Cuadro comparativo de metas físicas proyecto autorizado vs proyecto propuesto

Metas físicas Autorizado Propuesto

Pozos a perforar 51 103

Ductos 1 34

Estructuras 6 11

Reparaciones mayores 33 74

Reparaciones menores 230 1,005

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xxii. Proyecto integral LakachMediante la aplicación de la metodología FEL se identificaron las principales variables de decisión plasmadas en una matriz estratégica producto del tra-bajo multidisciplinario, la volumetría, yacimientos, número de pozos, pozos de-limitadores, pozos de inyección, trayectoria del pozo, terminación, tipo de ár-bol, estrategias de perforación, localización de pozos, aparejo de producción, control de arena, punto de entrega, incorporación de producción, capacidad de proceso, concepto de arquitectura de infraestructura, ductos, entre otras.

La combinación de todas las variables dio origen a un número importante de escenarios, los cuales fueron analizados mediante la aplicación de llaves téc-nicas a cada concepto, de tal manera que los escenarios resultantes contaran con razonabilidad técnica.

Posteriormente, mediante el modelo de simulación, se determinó que pue-den arreglarse siete pozos, cinco son verticales y dos de alto ángulo; cua-tro de ellos tienen por objetivo explotar ambos yacimientos (superior e in-ferior) y tres el yacimiento superior, obteniendo así la máxima recuperación de las reservas.

Estrategia de explotaciónPara el desarrollo del campo, el concepto de desarrollo plantea un esquema de siete pozos con terminación submarina, distribuidos en tirantes de agua de 900 m en la parte más somera y 1,200 m en la zona más profunda; cuatro de ellos producirán de ambas arenas y tres de la arena superior.

A cada pozo se le instalará un árbol submarino de válvulas y éstos se conecta-rán mediante jumpers flexibles de 6” de diámetro a dos manifolds en paralelo para su recolección. Los manifolds a su vez se conectaran por jumpers rígidos de 12” de diámetro a los dos ductos de recolección principales de 18” de diámetro mediante estructuras submarinas instaladas en los ductos llamadas In-line Sled (ILS), o bien por las estructuras denominas Pipe Line End Termi-nation (PLET).

Los PLET se instalarán en los extremos de ambos ductos principales, los cua-les también se interconectarán entre sí mediante un jumper de línea de flujo de 18” de diámetro para formar un circuito o loop, contando con un hub adicional libre para permitir la flexibilidad de incorporar producción proveniente de cam-pos cercanos.

Estrategia Arquitectura Número de pozos

Punto de interconexión

1 Tie-back 7 Lerdo

2 Plataforma fija intermedia 7 Lerdo

3 Sistema flotante 7 Lerdo

Matriz estratégica final

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La producción se recolectará y se transportará a través de dos gasoductos de 18” de diámetro por 60 km de longitud aproximadamente, enviándose a la estación de acondicionamiento de gas Lakach. La presión y temperatura de llegada serán de 25 kg/cm2 y 19 °C respectivamente; el gas producido se acondicionará a especificaciones de calidad, de tal manera que sea posible su incorporación al gasoducto de 48” de diámetro Cactus-San Fernando a una presión de 70 kg/cm2.

Desarrollo inicial La estrategia para iniciar la producción está fundamentada en la perforación en bache de los pozos, lo que es una práctica internacional. Esto significa que iniciará con una campaña exclusivamente de perforación, dejando los pozos en abandono temporal para posteriormente regresar con una campaña de terminación de los mismos. Con esto se espera optimizar los tiempos de perforación, así como asegurar la oportuna entrega de los equipos subma-rinos, en especial los árboles. Se tiene programado que en 2013 dé inicio la campaña de perforación, la cual concluiría en el segundo semestre de 2014. Posteriormente iniciaría la campaña de terminación. Con los cuatro primeros pozos terminados se dará inicio a la explotación del campo, lo cual se espera que ocurra en 2015, alcanzando una producción inicial de 200 MMpcd.

Plataforma de producción Se espera continuar con la campaña de terminación en el segundo semestre de 2015, incorporando los pozos a medida que vayan saliendo hasta alcanzar una plataforma de producción de 400 MMpcd, la cual se espera se sostenga durante aproximadamente 2.5 años hasta iniciar su fase de declinación. Du-rante este periodo, la producción será procesada en la estación de acondicio-namiento de gas Lakach para ser incorporada al gasoducto de 48” Cactus-San Fernando perteneciente al sistema troncal de ductos.

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Declinación Durante la fase de declinación se tiene prevista la desincorporación modular de sistemas de proceso en la EAGL, de tal manera que se mantenga la opera-ción eficiente, así como minimizar los costos de operación. Se espera una tasa de declinación cercana al 22% anual hasta alcanzar un gasto de abandono de 50 MMpcd.

Abandono Una vez que el campo haya alcanzado el gasto de abandono, se iniciará el proceso de desincorporación de las siguientes instalaciones y su abandono:

• Pozos.

• Equipos submarinos como árboles de producción, manifolds, jumpers, sistemas de control, etc.

• Ductos, umbilicales, accesorios y aditamentos submarinos y terrestres.

• Estación de acondicionamiento de gas Lakach (incluye la infraestructu-ra de soporte en tierra del sistema submarino de producción).

El plan de abandono será detallado en la ingeniería básica y de detalle del proyecto, el cual proporcionará procedimientos puntuales para el desmante-lamiento y la ecuperación de las instalaciones submarinas y terrestres para el abandono del campo.

Monitoreo de explotación del yacimiento Una componente esencial de los desarrollos submarinos son los sistemas de control, los cuales están formados por módulos de control, terrestres y sub-marinos, interconectados mediante ductos compuestos por tubos y cables denominados umbilicales. La función principal del sistema de control es enviar las señales necesarias para operar el campo; por ejemplo, un pulso electro-hidráulico para operar las válvulas y/o inyección de fluidos para inhibir proble-mas de aseguramiento de flujo. Para que este sistema opere correctamente se debe contar con sensores que monitorean las variables de comportamiento del campo, como son presión, temperatura y gasto, entre las más importantes.

Tecnología a utilizar En el siguiente cuadro se enlistan las tecnologías propicias a ser utilizadas para el desarrollo de este proyecto.

Plataforma CentenarioPemex Exploración y Producción

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Tecnología Aplicación y/o ventajas

Terminaciones inteligentes Para monitoreo de presiones y temperaturas de fondo y control de flujo independiente de cada una de las arenas

Control de arena Para minimizar la producción de arena de la formación y reducir probable erosión y manejo de arena en superficie

Medición de flujo en línea por pozo Para detección de cambios súbitos en la producción de agua y posible formación de hidratos

Tecnología submarina (árboles hidráulicos y eléctricos, manifolds, jumpers, PLEM, PLET, ILS,, UTA, SDU, etc.)

Para explotación de campos en aguas profundas

Sistema de control submarino empleando fibra óptica Para el manejo de mayor cantidad de datos en forma confiable. Mejor tiempo de respuesta

Sistema de control submarino localizado en la estación de compresión Lakach

Para monitoreo y control en tiempo real de los procesos en tiempo real

Umbilicales de control y operación Para el manejo remoto de equipo submarino en aguas profundas

Flying leads de gran longitud en conexión tipo “cobra head” Para uso en lugar de umbilicales cortos

Jumpers flexibles Para conexión de pozos con distancias mayores a 30 m

Embarcaciones tipo MVS (multi-service vessel) Para instalación de equipo submarino

Embarcaciones con stinger de mayor longitud y tensionado-res de mayor capacidad

Para instalación de ductos en aguas profundas

Vehículos de operación remota (ROV) Para actividades IMR (inspección, mantenimiento y reparación), instalación y metrología

Tecnología aplicable para el desarrollo del campo Lakach

Proyectos similares A fin de monitorear lo que se ha hecho en otras partes del mundo respecto a pro-yectos de explotación de gas en aguas profundas, se han identificado algunos con las características similares al concepto de desarrollo del proyecto Lakach (aguas profundas con tirantes de agua superiores a 500 m y longitudes de Tie Back supe-rior a 60 km), los cuales se enlistan en el cuadro siguiente.

Proyecto Localización Profundidad Longitud Fluido Concepto

1 Ormen Lange Mar del Norte 800-1200 120 Gas y condensa-dos

Tie Back a instalación en tierra

2 Scarab y Saffron Mar Mediterráneo 250-850 90 Tie Back a instalación en tierra

3 Simian Sienna Mar Mediterráneo 677-993 66 Tie Back a sistema Scarab Saffron

4 Canyon Express GoM 1,890-2,195 92 Tie Back a plataforma fija

5 Mensa GoM 1,615 110 Tie Back a plataforma fija

6 Independence Hub

GoM 2,438 217 Tie Back a plataforma semisumergible

Concepto Tie Back proyectos aguas profundas

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Riesgos asociados al proyecto Se han desarrollado análisis de riesgo al proyecto utilizando metodologías de administración de riesgos para la identificación y sus respectivas acciones de mitigación para reducir la probabilidad o severidad durante las fases iniciales (diseño y ejecución), enfocado en los siguientes aspectos:

• Riesgos asociados con salud, seguridad y protección ambiental (Riesgos SSPA).

• Riesgos asociados con el diseño de ingeniería (Riesgos de diseño).

• Riesgos asociados con la ejecución del proyecto (Riesgos de ejecución).

• Riesgos asociados con la administración del proyecto (Riesgos de administración).

Lo anterior tiene la finalidad de contar con planes de mitigación a los riesgos identificados y, al mismo tiempo, dar cumplimiento a las disposiciones dicta-das por la CNH en materia de seguridad industrial para realizar actividades de explotación de hidrocarburos en aguas profundas.1

xxiii. Programa Estratégico de GasPara satisfacer la creciente demanda de gas natural se evaluó la posibilidad de importar gas desde Australia y/o Sudamérica. Sin embargo, por factores técnicos y económicos no resulta rentable en la situación actual. De igual for-ma fue evaluada la posibilidad de invertir en la exploración y producción de gas en Bolivia para después transportarlo a México aunque no fue posible concretar esta alternativa por factores políticos.

Ante esta situación, lo más viable es continuar incrementando internamente la producción de gas natural a través PRG, el cual permite aprovechar las opor-tunidades gasíferas tanto de exploración como de optimización de campos actualmente en explotación, identificadas en las principales cuencas sedimen-tarias del país.

Medidas de optimización de la situación actual El PEG es un proyecto en ejecución desde 2001; por su naturaleza ha reque-rido de un enfoque integral, en el que coexisten de forma armónica todos los elementos de la cadena de valor del proceso exploración-producción.

En consecuencia, se requiere integrar las estrategias específicas de explora-ción para incorporar reservas de gas con el objetivo de incrementar su pro-ducción, todo ello encaminado a maximizar el valor económico de largo plazo. Como resultado de lo anterior, es indispensable que las estrategias estable-cidas para ambas componentes estén alineadas con la estrategia general de PEP para aumentar la oferta de gas. La optimización de la situación actual, en

1 Fuente: Documento Técnico del Proyecto de Inversión Lakach, diciembre de 2011.

Resguardo y ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Proyecto de Desarrollo Lakach.

El PEG es un proyecto en ejecución desde 2001; por su naturaleza ha requerido de un enfoque integral,

en el que coexisten de forma armónica todos los elementos de

la cadena de valor del proceso exploración-producción

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este caso, significaría dejar de invertir en la exploración y nuevos desarrollos, centrándonos únicamente en el mantenimiento de la infraestructura actual, si-tuación en la cual no se dispondría de producción incremental de gas ni se incorporarían nuevas reservas, esperando una declinación paulatina de la pro-ducción que actualmente se tiene en el PEG, denominada producción base.

Alineamiento estratégico Con la finalidad de mantener y/o incrementar la capacidad de producción de aceite y gas que garantice el abasto al mercado nacional en los siguientes años, así como incrementar el nivel de incorporación de reservas, Pemex-Exploración y Producción ha establecido cinco objetivos en su Programa Es-tratégico 2007-2015:

• Mantener la producción en un nivel superior a 3 MMbd de aceite y 6 MMMpcd de gas.

• Alcanzar resultados exploratorios que permitan mantener una relación reserva probada / producción de cuando menos nueve años.

• Mantener niveles competitivos en costos de desarrollo, producción y descubrimiento.

• Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental .

• Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera.

De acuerdo con su alcance, el PEG se encuentra alineado y apoya al cumpli-miento de los objetivos estratégicos de PEP. Asimismo, el proyecto forma parte de las principales iniciativas establecidas en la estrategia:

• Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas.

• Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento.

c. Intervenciones de control, auditorías y atención a ob-servacionesDurante el periodo 2006-2011, PEP fue fiscalizado por los diferentes entes guber-namentales y/o normativos encargados de vigilar la transparencia; éstos son

• Auditoría Superior de la Federación

• Órgano Interno de Control

• Secretaría de la Función Pública

En el caso del proyecto Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e incre-mento de Producción, le fueron aplicadas 721 auditorías durante 2006-2011, distribuidas como se muestra en el cuadro siguiente.

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Estadística de auditorías 2006-2011

Por otra parte, en el siguiente cuadro se muestran las auditorías, así como también las observaciones que se derivaron de ellas durante los años de 2009 a 2011.

Estadística de auditorias y observaciones 2009-2011

Reservas de hidrocarburosDesde 1996 Pemex ha certificado las reservas a través de consultores ex-ternos especializados en reservas y con prestigio internacional. Estos con-sultores han certificado la estimación realizada por Pemex, lo cual implica la estimación independiente tanto del volumen original como de la reserva de hidrocarburos asociada.

En mayo de 2004, el Consejo de Administración de Pemex-Exploración y Pro-ducción aprobó un acuerdo para realizar la certificación anual de las reservas de hidrocarburos.

Criterios de definiciónLos términos, volúmenes originales, recursos prospectivos, recursos contin-gentes y reservas se han establecido de acuerdo con diversas organizaciones gremiales, por ejemplo la Society of Petroleum Engineers (SPE) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG); así como comités nacionales, como el World Petroleum Council (WPC).

Adicionalmente, para la definición de reservas probadas, Pemex utiliza los nuevos criterios emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC)

Instancia fiscalizadora 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Auditoría Superior de la Federación 11 25 43 42 39 38 198

Órgano Interno de Control 69 79 87 61 63 35 394

Órgano Interno de Control* 0 38 19 7 21 19 104

Secretaría de la Función Pública - - 1 3 20 1 25

total 80 142 150 113 143 93 721

Instancia fiscalizadora 2009 2010 2011

Audit. Observ. Audit. Observ. Audit. Observ.

Auditoría Superior de la Federación 42 102 39 138 38 135

Órgano Interno de Control 61 126 63 161 35 190

Órgano Interno de Control* 7 n/d 21 44 19 47

Secretaría de la Función Pública 3 23 20 175 1 57

total 113 251 143 518 93 429

oic*= revisiones de control

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aplicables a partir del 1 de enero de 2010. La evaluación de las reservas es un proceso de estimación de volúmenes en yacimientos de hidrocarburos que no pueden medirse de manera exacta.

La precisión de cualquier estimación de reservas depende de la calidad de la información disponible. Asimismo, los resultados de perforación, pruebas y producción subsecuentes a la fecha de estimación pueden provocar revisio-nes en la estimación inicial.

El uso de estas definiciones permite a Pemex distinguir entre los diferentes ti-pos de reservas y proporcionar reportes de reservas consistentes con la prác-tica internacional.

Definiciones básicas

La evolución de las reservas en México en los últimos años se presenta en el siguiente cuadro:

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

reserva 1p: 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.8 13.8

reserva 2p: 42.7 37.0 34.9 33.5 32.3 30.8 29.9 28.8 28.2 28.8 26.1

reserva 3p: 53.0 50.0 48.0 46.9 46.4 45.4 44.5 43.6 43.1 43.1 43.8

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. A partir de 2002 se adoptan los lineamientos de la SEC en reservas probadas.

Volumen original de hidrocarburos total Volumen original de hidrocarburos descubierto Volumen original de

hidrocarburos no descubierto No económico Económico

R

P r o

Estimación

R

C o n

Estimación

R

Probada

1P

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Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012

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La variación de reservas 3P se explica principalmente por actividad explora-toria. La tasa de declinación promedio de las reservas 3P en el periodo 2007-2010 es de 1.0%, debido a que la incorporación de reservas 3P por actividad exploratoria se ha mantenido por arriba de 1,000 MMbpce por año.

El promedio anual de la tasa de declinación de reservas 1P, o probadas, se ha reducido de 6% en el periodo 2005-2006, a 5% en el periodo 2006-2007, 4% en el periodo 2007-2008, 2% en el periodo 2008-2009 y 1% en el periodo 2009-2010.

Los mayores volúmenes de reservas probadas de crudo, equivalentes a 69%, se localizan en campos marinos; el restante 31% se ubica en campos terrestres.

Con respecto a las reservas probadas de gas natural, 57% se ubica en cam-pos terrestres y 43% en regiones marinas. En lo que se refiere a las reservas 3P de crudo, 51% es de campos terrestres y 49% de campos costa afuera, mientras que 70% de las reservas 3P de gas natural se ubica en áreas terres-tres y 30% en regiones marinas.

21.9

20.1

18.9

17.6

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15.5

14.7

14.3 14

13.8

13.8

42.7 37

34.9

33.5

32.3

30.8

29.9

28.8

28.2

28.8

26.1

53 50 48

46.9

46.4

45.4

44.5

43.6

43.1

43.1

43.8

53 50 48

46.9

46.4

45.4

44.5

43.6

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2011

2012

reservas al 1 de enero de cada año (mmm bpce)

Probadas Probables Posibles Total

La variación de reservas 3P se explica principalmente por actividad exploratoria. La tasa de declinación

promedio de las reservas 3P en el periodo 2007-2010 es de 1.0%

Pemex

472

Reservas probadas al 1 de enero de 2012Las reservas 1P o reservas probadas al 1 de enero de 2012 ascienden a 13.8 MMMbpce. Las reservas 2P, integradas por las reservas probadas y proba-bles ascienden a 26.2 MMMbpce. Las reservas totales o 3P, integradas por las reservas 2P y las reservas posibles, suman 43.8 MMMbpce.

De las reservas probadas, 66% se categorizan como desarrolladas, esto es, son reservas que se espera que sean recuperadas de pozos existentes, in-fraestructura actual e inversiones moderadas. 72% de las reservas desarro-lladas se localizan en los complejos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Antonio J. Bermúdez así como en los campos Jujo-Tecominoacan, Ixtal, Bolontikú, Caan, May y Chuc.

Por otra parte, 34% de las reservas probadas se determinan como no desa-rrolladas, esto es, reservas que requieren de pozos e infraestructura adicional para su producción. 54% de estas reservas se localizan en los complejos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Antonio J. Bermúdez así como en los campos Jujo-Tecominoacan; Tsimin, Ayatsil, Kayab y Xux.

Composición de las reservas probadasLas reservas probadas se integran principalmente por petróleo crudo; por lo tanto gran parte de las reservas de gas son de gas asociado.

16.5

0

15.5

0

14.7

0

14.3

0

14.0

0

13.8

0

13.8

1

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

reservas al 1 de enero de cada año (mmm bpce)

composición de reservas

probadas

66

34

Desarrollada No desarrollada

reservas probadas de crudo

y gas natural

73

27

Crudo Gas (1)

Crudo = 10.0 MMMbpdGas = 3.8 MMMbpcd(1) Incluye condensados y líquidos de planta.

Plataforma Bicentenariozona del Golfo de México

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

ducc

ión

Inco

rpor

ació

n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Reservas probadas marinas y terrestres60% de las reservas probadas yacen en campos marinos, razón por la cual Pemex es una de las principales empresas productoras de hidrocarburos costa afuera.

reservas probadas de crudo

y gas natural

6128

11

Pesado Ligero Superligero

Total = 10.0 MMM

reservas probadas de crudo

y gas natural

6128

11

Pesado Ligero Superligero

Total = 3.8 MMMbpcd

total de reservas probadas

60

40

Marinas Terrestres

reservas probadas de crudo

68

32

Marinas Terrestres

Pemex

474

Reserva 1P/ ProducciónLa vida promedio de las reservas 1P, o reservas probadas, ascendió a 10.2 años.

Evolución de las reservas probadasUna parte significativa de la incorporación de reservas 1P se atribuyó a de-sarrollos, revisiones y delimitaciones, mismas que son resultado de las inver-siones que ha realizado Pemex para incrementar sus capacidades operativas y tecnológicas. Esto ha derivado, entre otras cosas, en un mayor factor de recuperación, aprovechamiento y disponibilidad de hidrocarburos.

Reservas 2PAl 1 de enero de 2012, las reservas probables ascendieron a 12.4 MMMbpce, por lo que las reservas 2P, que son la suma de las reservas probadas más las probables, totalizaron 26.2 MMMbpce. Las reservas probables registraron un descenso debido, principalmente, a la reclasificación de reservas en el activo Aceite Terciario del Golfo a reservas posibles.

13.7

96

0.15

3

1.21

9

1.35

8

13.8

1

Ener

o 20

11

Des

cubr

imie

ntos

Des

arro

llos,

revi

sion

es

y de

limita

cion

es

Prod

ucci

ón

Ener

o 20

12

evolución de reservas 1p (mmm bpce)

32.3

30.8

29.9

28.8

28.2

28.8

26.2

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

reservas 2p al 1º de enero de (mmm bpce)

reservas 2p crudo y gas

natural

71

29

Crudo Gas

10.2

10.0

10.2

2010

2011

2012

reserva 1 p

Producción (años)

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

ducc

ión

Inco

rpor

ació

n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Reservas 2P marinas y terrestres 42% de las reservas probables se encuentran en las regiones marinas donde destacan el complejo Ku-Maloob-Zaap, Akal, Tsimin, Ayatsil y Pit. Esto es, una parte significativa de las reservas probables yace en aguas someras de las regiones marinas, subrayando la relevancia de dichas provincias en México. Alrededor de 47% de las reservas probables se ubican en el activo Aceite Terciario del Golfo.

Evolución de las reservas 2P En 2010, Pemex estableció laboratorios de campo en el activo Aceite Terciario del Golfo, enfocados en incrementar el factor de recuperación a través del de-sarrollo de mejores estrategias de explotación y tecnología. Como resultado, en 2011 se logró incrementar la productividad y reducir la tasa de declinación de los pozos, con lo que la producción de este activo se incrementó 37%, de 44.8 Mbd en 2010 a 61.5 Mbd en 2011.

total de reservas 2p 5149

Marinas Terrestres

reservas 2p de crudo

60

40

Marinas Terrestres

reservas 2p de gas

65

35

Marinas Terrestres

20.5

20.8

19.3

2010

2011

2012

reserva 2 p

Producción (años)

28.8

09

0.39

9

1.68

7

1.35

8

26.1

63

Ener

o 20

11

Des

cubr

imie

ntos

Des

arro

llos,

revi

sion

es

y de

limita

cion

es

Prod

ucci

ón

Ener

o 20

12

evolución de reservas 2p (mmm bpce)

Pemex

476

Reservas 3P Al 1 enero de 2012, las reservas posibles alcanzaron un total de 17.7 MMMbpce. Por lo tanto, las reservas 3P alcanzaron un total de 43.8 MMMbpce.

La tasa de restitución de reservas 3P fue de 107.6%, considerando únicamen-te nuevos descubrimientos.

Reservas 3P marinas y terrestres La vida promedio de las reservas 3P alcanzo 32.3 años, que es mayor a la relación de los últimos tres años.

Evolución de las reservas 3P El incremento de las reservas 3P se atribuyó, principalmente, a la incorpora-ción de reservas por nuevos descubrimientos. De los 1,461 MMbpce que se incorporaron a reservas en 2011 por nuevos descubrimientos, 153 MMbpce fueron reservas probadas, 246 MMbpce reservas probables y 1,062 MMbpce reservas posibles.

Los descubrimientos de petróleo crudo conformaron aproximadamente 78% (1,141 MMbpce) de las incorporaciones de reservas por nuevos descubrimientos, en tan-to que los de gas natural aportaron 22% (320 MMbpce ó 1,519 MMMpc).

Distribución geográfica de las reservas

46.4

45.4

44.5

43.6

43.1

43.1

43.8

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

reservas 3p al 1º de enero de (mmm bpce)

reservas 3p crudo y gas

natural

71

29

Crudo Gas (1)

Crudo = 30.6 MMMbpdGas = 13.2 MMMbpce(1) Incluye condensados y líquidos de planta.

31.3

31.1

32.3

2010

2011

2012

reserva 3 p

Producción (años)

43.0

74

1.41

6

0.66

1.35

8

43.8

37

Ener

o 20

11

Des

cubr

imie

ntos

Des

arro

llos,

revi

sion

es

y de

limita

cion

es

Prod

ucci

ón

Ener

o 20

12

evolución de reservas 3p (mmm bpce)

 

Pemex

Pem

ex E

xplo

raci

ón y

Pro

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Inco

rpor

ació

n de

rese

rvas

de

gas

y ac

eite

e in

crem

ento

de

prod

ucci

ón

Relación reserva-producciónLa relación reserva-producción de petróleo crudo equivalente, la cual se defi-ne como el cociente que resulta de dividir la reserva remanente al 1 de enero de 2011 entre la producción de 2010, es de 31.1 años para la reserva 3P, 20.8 años para la reserva 2P y 10 años para la reserva probada

Descubrimientos 2006– 2011Los descubrimientos son la incorporación de reservas atribuibles a la perfora-ción de pozos exploratorios que resultan productores en nuevos yacimientos de hidrocarburos.

En el periodo 2007- 2011 se han descubierto 7,208 MMbpce de reservas 3P, que corresponden a 4,701 MMb de crudo y 12,108 MMMpc de gas natural.

La incorporación de reservas por nuevos descubrimientos durante los últimos cinco años se ha logrado mantener por arriba de los 1,000 MMbpce, lo que ha contribuido a cumplir con las metas de restitución e incorporación de reservas por actividades exploratorias.

28.9

20.1

10.3

28.0

19.0 9.6

27.7

18.6 9.2

30.0

19.9 9.9

31.3

20.5

10.2

31.1

20.8

10.0

relación reserva — producción = reserva / producción

3P 2P 1P Total

Las sumas pueden no coincidir por redondeo.*Al 1º de Enero de cada año.

2006

1,604

2007

1,618

2008

1,603

2009

1,451

2010

1,378

2011

1,384

Pemex

478

Evolución de los descubrimientos

La distribución de la incorporación exploratoria por cuenca es la siguiente:Los resultados de los descubrimientos por cuenca revelan la estrategia ex-ploratoria de Pemex, la cual consiste en identificar nuevas reservas en las cuencas más productivas. De tal manera, las cuencas del Sureste, donde se encuentran activos como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, aportaron el mayor volumen de reservas, corroborando el potencial productivo en las aguas te-rritoriales del Golfo de México. Las cuencas productoras de gas natural no asociado (Burgos, Sabinas y Veracruz) también continuaron incorporando reservas, con lo que se espera sustentar la plataforma productiva de dicho hidrocarburo.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

reserva 1p: 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.8 13.8

reserva 2p: 42.7 37.0 34.9 33.5 32.3 30.8 29.9 28.8 28.2 28.8 26.1

reserva 3p: 53.0 50.0 48.0 46.9 46.4 45.4 44.5 43.6 43.1 43.1 43.8

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. A partir de 2002 se adoptan los lineamientos de la SEC en reservas probadas.

1p (mmbpce)100 por

ciento = 153889

Sureste Burgos

Veracruz Sabinas

2 12p (mmbpce)

100 porciento = 399

897

Sureste Burgos

Veracruz Sabinas

2 2

1p (mmbpce)100 por

ciento = 1,461952

Sureste Burgos

Veracruz Sabinas

2 1

Pemex

Pem

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rese

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gas

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crem

ento

de

prod

ucci

ón

Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012

Principales descubrimientos marinosAl 1 de enero de 2012, los descubrimientos marinos agregaron reservas pro-badas por 104 MMbpce, de los cuales 94 MMb corresponden a petróleo cru-do y 42 MMMpc a gas natural.

Las reservas 3P incorporadas en aguas territoriales del Golfo de México, ascen-dieron a 1,269 Mmbpce, que corresponden a 922 MMb de petróleo crudo y 1,659 MMMpc de gas natural. Los principales descubrimientos costa afuera se dieron con la perforación y terminación de los pozos Kinbe-1, Piklis-1, Nen-1 y Hokchi-101.

Principales descubrimientos terrestresLas actividades exploratorias en tierra agregaron reservas probadas por 49 MMbpce, de las cuales 22 MMb corresponden a petróleo crudo y 123 MMMpc a gas natural.

En términos de reservas 3P, las reservas descubiertas ascendieron a 192 MM-bpce, de las cuales 89 MMb corresponden a petróleo crudo y 475 MMMpc a gas natural.

Las reservas descubiertas se concentraron principalmente en las cuencas del Sureste y se deben principalmente a la perforación y la terminación de los pozos Pareto-1 y Tokal-1. En las cuencas gasíferas de Burgos, Sabinas y Ve-racruz, los descubrimientos más sobresalientes se dieron mediante los pozos Emergente-1, Lindero-1, Bragado-1, Bocaxa-1, Chancarro-1 y Gasífero-1.

RevisionesLas revisiones son el resultado de variaciones originadas por el comporta-miento presión-producción de los yacimientos, actualización de los modelos geofísicos, geológicos y de simulación numérica de flujo, variación de los pre-cios de hidrocarburos y costos de producción.

PlataformaSonda de Campeche

Pemex

480

En 2011 las revisiones tuvieron un efecto favorable que se atribuyó, principalmente, a un mejor comportamiento de la producción en campos y a nuevos proyectos de recuperación secundaria, los cuales derivaron en un mayor factor de recuperación.

Las reservas probadas por revisiones se incrementaron 401 MMbpce, en tanto que las 3P crecieron 1,063 MMbpce.

DesarrolloLos desarrollos son incrementos o reducciones de reservas como consecuencia de la perforación de pozos de desarrollo. Las reservas 1P por desarrollos se in-crementaron 729 MMbpce, los campos que presentan mayores incrementos en reservas 1P por desarrollos son Maloob, Zaap, y Aceite Terciario del Golfo.

Las reservas 2P y 3P disminuyeron 1,916 MMbpce y 405 MMbpce, respectivamente.

ProducciónEn 2011 la producción total de crudo alcanzó un promedio de 2.55 MMbd y 6.59 MMpcd de gas natural, que corresponden a una producción acumulada anual de 1,358 MMbpce.

Tasa de restitución de reservasLa tasa de restitución de reservas, que básicamente equivale a la incorpora-ción de reservas debido a descubrimientos, desarrollos, revisiones y delimi-taciones durante el año, relativa a la producción total de hidrocarburos en el mismo periodo, alcanzó 101.1%. Ésta es la primera vez desde la adopción de los estándares y métricas de SPE, WPC y SEC que se logra restituir la totalidad de la producción anual de hidrocarburos. Con esto se revierte la tendencia ob-servada en años previos en la declinación de reservas y se sustenta el futuro de la industria petrolera en México.

22.7

26.4 41

50.3

71.8

77.1

85.8

101.1

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

evolución de la tasa de restitución de reservas

probadasal 1° de enero de cada año

tasa de restitución 1p* por ciento

*Incluye: descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones

Barco Yùum K’ak’náabPemex Exploración y Producción

Pemex

Pem

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Metas para la tasa de restitución de reservasLa tasa de restitución de reservas probadas alcanzó un valor superior al 100%, lo que compensó cada barril producido en 2011. El objetivo de Pemex es sustentar los niveles actuales de restitución de reservas a través de la inversión en explo-ración, tecnología e infraestructura que permita incrementar factores de recupe-ración, aprovechamiento y la disponibilidad de hidrocarburos. Estas metas están basadas en valores esperados a finales de 2011, y están sujetas a incertidumbre y riesgos inherentes en la estimación de reservas de hidrocarburos, actividades de exploración y producción, así como a variaciones en los niveles de inversión aprobados en exploración y explotación.

Las reservas probadas ascienden a 13.81 MMMbpce, lo que corresponde a una vida promedio1 de 10.2 años. Las reservas 2P ascienden a 26.2 MMMbpce, que corresponden a una vida promedio de 19.3 años.

La tasa de restitución de las reservas 3P fue de 107.6%, debido, esencialmen-te, a nuevos descubrimientos. La vida promedio de las reservas 3P equivale a 32.3 años.

1 Vida promedio se refiere a la relación reserva - producción

tasa de restitución de reservas

150.0%

100.0%

50.0%

0.0%

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

1P 3P

26.4

0%

41.0

%

50.3

%

71.8

%

77.1%

85.8

%

101.

1%

59.2

0%

59.7

%

65.7

%

102.

1%

128.

7%

103.

9%

107.

6%

Pemex

482

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012 por región productora

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012

Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos

Crudo (MMb) Gas natural (MMbpce)

Petróleo crudo equivalente (MMMpc)

Crudo (MMb) Gas natural

totales (3p) 255,913.2 257,483.6 43,837.3 30,612.5 61,640.9

Marina Noreste 76,769.1 27,939.4 12,526.3 11,595.3 4,438.6

Marina Suroeste 28,719.2 45,224.4 7,054.4 4,026.4 14,615.2

Norte 111,169.1 110,048.8 18,689.0 11,499.1 33,958.1

Sur 39,255.7 74,271.0 5,567.7 3,491.8 8,628.9

probadas(1p) 157,558.5 191,862.7 13,810.3 10,025.2 17,224.4

Marina Noreste 62,203.2 25,603.5 6,139.4 5,528.0 2,848.7

Marina Suroeste 19,129.1 26,222.0 2,115.5 1,266.9 4,080.1

Norte 41,187.3 71,433.3 1,575.2 813.1 3,858.3

Sur 35,039.0 68,604.0 3,980.2 2,417.2 6,437.2

probables 50,958.9 32,154.2 12,352.7 8,548.1 17,612.5

Marina Noreste 5,739.8 973.1 3,203.6 2,999.7 942.7

Marina Suroeste 3,595.9 5,740.2 1,976.4 1,202.4 3,765.4

Norte 38,883.2 21,824.5 6,169.3 3,679.3 11,529.7

Sur 2,740.1 3,616.4 1,003.4 666.7 1,374.6

2p 208,517.5 224,017.0 26,163.0 18,573.3 34,836.8

Marina Noreste 67,943.0 26,576.6 9,343.0 8,527.7 3,791.4

Marina Suroeste 22,725.0 31,962.2 4,091.2 2,469.3 7,845.5

Norte 80,070.4 93,257.8 7,744.5 4,492.4 15,388.1

Sur 37,779.1 72,220.3 4,983.6 3,083.8 7,811.9

posibles 47,395.8 33,466.6 17,674.3 12,039.3 26,804.0

Marina Noreste 8,826.2 1,362.8 3,183.3 3,067.6 647.2

Marina Suroeste 5,994.3 13,262.2 2,962.5 1,557.1 6,769.7

Norte 31,098.7 16,791.0 10,944.5 7,006.7 18,570.0

Sur 1,476.6 2,050.7 584.1 407.9 817.1

Nota: Todas las cifras están expresadas a condiciones atmosféricas y suponen 15.6°C y 14.7psi.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

Pemex

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Las reservas al 1 de enero de 2012 fueron certificadas satisfactoriamente por las compañías Netherland, Sewell International y DeGolyer&MacNaughton en las categorías 1P, 2P y 3P para las cuatro regiones productivas de Pemex Exploración y Producción. Adicionalmente, al 1 de enero de 2012, ciertas esti-maciones hechas por Pemex de las reservas 1P de México fueron certificadas por la compañía Ryder Scott.1

1 Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos de México. Evaluación anual 2006 a 2011.- Pemex

Exploración y Producción; Reporte de Reservas de Hidrocarburos 2006 a 2012.- Pemex. Ubicación: Página web: www.Pemex.com

PlataformaSonda de Campeche

Pemex

484

IX. Resultados y beneficios alcanzadosa. Cumplimiento de objetivos y metas del programa Tomando en consideración que el objetivo del Proyecto de Incorpora-ción de Reservas de Gas y Aceite e Incremento de Producción, radica precisamente en incrementar la producción de gas y crudo y en maxi-mizar el valor de los campos comprendidos en el mismo, la única forma de evaluar objetivamente el grado de avance con respecto del objetivo expresado es mediante la evaluación del cumplimiento de las metas y acciones inherentes al mismo. En consecuencia, es propósito de este capítulo presentar una evaluación respecto del cumplimiento de las ac-ciones y metas relativas al proyecto, considerando un programa integral de actividades que abarca las áreas de exploración y explotación. Du-rante el periodo indicado se obtuvieron los siguientes avances.

Por cuanto a exploración, en los cuadros siguientes se muestra tanto lo programado como lo realizado en la adquisición de sísmica bidi-mensional (km) y sísmica tridimensional (km2).

Sísmica Periodo

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Sísmica tri-dimensio-nal (km2)

87,372.1 23,541.1 111,382.5 14,510.5 9,424

Sísmica bidimen-sional (km)

43,332.0 1,095.0 32,701.8 1,631.2 1,710

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

En relación con la actividad de perforación, y en lo particular a pozos exploratorios, para el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de no-viembre de 2012 se programó en el Programa Operativo Anual (POA) la perforación de 376 pozos exploratorios; de éstos, durante el perio-do del 1 de diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012 se concluyeron 253 pozos y, tomando en cuenta la proyección de agosto a noviembre de 2012 con base en el programa POT III oficial, se estima concluir seis pozos, esto permitirá obtener un cumplimiento de 67.5%.

Pemex

Pem

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ucci

ón

Pemex

486

Proyecto de Inversión Perforación de pozos exploratorios

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Arenque 6 0 0 0 0

Integral Cuenca de Burgos 127 16 107 10 3

Integral Chuc 0 0 1 0 0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

11 2 10 2 0

Integral Bello-Chinchorro 21 0 17 0 0

Integral Jujo-Tecominoacán 6 0 3 0 0

Integral Lakach 2 0 1 0 0

PEG 162 23 100 2 3

Total 335 41 239 14 6

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Por otra parte, en lo que corresponde a la terminación de pozos exploratorios, para el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012 se programó en el POA la terminación de 378 pozos exploratorios; de estos, du-rante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012 se realizaron 263 pozos y tomando en cuenta la proyección de agosto a noviembre de 2012 con base en el programa POT III Oficial se estima realizar 11 pozos, esto per-mitirá obtener un cumplimiento de 68.5%.

Proyecto de Inversión Terminación de pozos exploratorios

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Cuenca de Burgos 136 16 108 8 3

Integral Arenque 6 0 1 0 0

Integral Chuc 0 0 1 0 0

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

12 2 9 1 2

Integral Lakach 2 0 1 0 0

Integral Bellota -Chinchorro 23 0 16 0 0

Integral Jujo-Tecominoacán 6 0 3 0 0

PEG 163 17 104 1 6

Total 342 36 242 10 11

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

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ón

En relación con la actividad de perforación de pozos de desarrollo, para el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012 se programó en el POA la perfo-ración de 7,529 pozos de desarrollo; de estos, durante el periodo del 1 de diciembre del 2006 al 31 de julio de 2012 se realizaron 5,468 pozos y tomando en cuenta la proyección de agosto a noviembre de 2012 con base en el programa POT III Oficial se estima realizar 400 pozos, esto permitirá obtener un cumplimiento del 77.9%.

Proyecto de Inversión Perforación de Pozos Desarrollo (Núm.)

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Aceite Terciario del Golfo 3,761 415 2,150 369 183

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constitu-ciones

214 7 235 56 30

Integral Poza Rica Tres Hermanos 124 13 110 22 17

Integral Arenque 12 3 5 3 0

Integral Cuenca de Burgos 1,714 102 1,303 123 45

Integral Bellota Chinchorro 24 5 174 5 1

Integral Cactus-Sitio Grande 12 4 15 3 1

Integral Cárdenas 11 0 7 0 0

Integral Carmito-Artesa 9 0 2 0 2

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 44 9 34 12 10

Integral Delta del Grijalva 47 10 48 2 3

Integral Jujo-Tecominoacán 30 3 30 1 3

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

325 60 364 104 71

Integral Ayin-Alux 1 1 1 0 0

Integral Chuc 7 5 5 3 4

Integral Yaxche 14 3 12 2 0

Integral Och-Uech-Kax 3 0 3 0 0

Integral Caan 1 0 2 0 0

Integral Lakach 2 0 0 0 0

Integral Ek Balam 21 3 5 0 1

Cantarell 120 27 85 10 10

Integral Ku-Maloob-Zaap 68 15 83 6 7

PEG 250 30 215 16 12

Total 6,814 715 4,731 737 400

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

488

Por ora parte, en lo que corresponde a la terminación de pozos exploratorios, para el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012 se programó en el POA la terminación de 7,097 pozos; de éstos, durante el pe-riodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012, se realizaron 5,548 pozos y, tomando en cuenta la proyección de agosto a noviembre de 2012 con base en el programa POT III oficial, se estima realizar 412 pozos; esto permitirá obtener un cumplimiento del 83.9%.

Proyecto de Inversión Terminación de pozos desarrollo

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Aceite Terciario del Golfo 3,377 422 2,069 298 179

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

206 7 227 59 29

Integral Poza Rica Tres Hermanos 124 13 107 22 16

Integral Arenque 15 3 7 3 1

Integral Cuenca de Burgos 1,702 100 1,343 114 54

Integral Bellota Chinchorro 23 6 14 5 1

Integral Cactus-Sitio Grande 14 5 15 4 1

Integral Cárdenas 12 0 5 0 0

Integral Carmito-Artesa 9 0 2 0 1

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 43 8 33 10 12

Integral Delta del Grijalva 35 6 46 4 2

Integral Jujo-Tecominoacán 33 3 28 1 2

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez 311 62 359 97 75

Integral Chuc 6 3 5 2 2

Integral Yaxche 13 4 12 1 0

Integral Och-Uech-Kax 3 1 2 1 0

Integral Ayin-Alux 1 1 1 0 0

Integral Caan 1 0 2 0 0

Integral Ek-Balam 21 1 5 0 1

Cantarell 125 27 88 11 8

Integral Ku-Maloob-Zaap 59 10 83 5 6

PEG 251 31 210 17 10

Total 6,384 713 4,878 670 412

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

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Otra de las actividades sustantivas para el mantenimiento de la producción son las intervenciones mayores a pozos; para ello, durante el periodo del 1° de diciembre de 2006 al 30 de noviembre de 2012 se programaron en el POA 5,348 intervenciones; de éstas, durante el periodo del 1 de diciembre de 2006 al 31 de julio de 2012 se realizaron 5,716 y, tomando en cuenta la proyección de agosto a noviembre de 2012 con base en el programa POT III oficial, se es-tima realizar 441 pozos, lo cual permitirá obtener un cumplimiento del 110.6%. Esto se debe básicamente a que la meta se rebasó 115.1%, lo que significa que se tienen 805 intervenciones de más.

Proyecto de Inversión Intervenciones mayores a pozos

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Aceite Terciario del Golfo 1,389 274 968 209 119

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

28 0 127 13 4

Integral Poza Rica Tres Hermanos 339 35 228 14 15

Integral Arenque 15 2 13 1 3

Integral Cuenca de Burgos 1,499 290 1,648 212 140

Integral Bellota Chinchorro 35 12 53 7 3

Integral Cactus-Sitio Grande 31 7 60 4 3

Integral Cárdenas 23 0 12 0 0

Integral Carmito-Artesa 12 2 20 1 6

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 51 13 103 19 3

Integral Delta del Grijalva 12 0 30 6 3

Integral Jujo-Tecominoacán 49 22 115 16 4

Integral complejo Antonio J. Bermúdez 523 117 711 93 73

Integral Chuc 14 6 28 5 3

Integral Ayin-Alux 1 1 2 0 0

Integral Yaxche 1 1 0 2 0

Integral Och-Uech-Kax 7 0 0 0 1

Integral Caan 12 6 32 6 2

Integral Ek-Balam 21 5 23 1 3

Cantarell 200 53 303 45 13

Integral Ku-Maloob-Zaap 33 14 77 18 8

PEG 152 41 208 52 23

Total 4,447 901 4,976 740 441

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

490

Por otra parte en lo que se refiere a la meta de intervenciones menores a pozos, ésta se rebasó en 5,207 intervenciones lo que significa que el proyecto obtuvo un cumplimiento del 158%, como se puede observar en el cuadro siguiente.

Proyecto de Inversión Intervenciones menores a pozos

Programa Realizado

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-nov 2012

1-dic 2006 al 31-dic 2011

ene-jul 2012 Real

Proyección ago-nov 2012 (POT III)

Integral Aceite Terciario del Golfo 1,283 707 2,609 993 517

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

764 45 804 182 60

Integral Poza Rica Tres Hermanos 1,271 108 1,249 323 66

Integral Arenque 17 0 6 0 0

Integral Cuenca de Burgos 2,599 525 3,171 480 254

Integral Bellota Chinchorro 6 6 42 8 4

Integral Cactus-Sitio Grande 14 2 62 4 4

Integral Cárdenas 5 0 9 0 0

Integral Carmito-Artesa 19 3 27 5 2

Integral El Golpe-Puerto Ceiba 41 6 63 7 2

Integral Delta del Grijalva 1 0 18 4 0

Integral Jujo-Tecominoacán 2 6 28 10 3

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez 111 32 336 124 84

Integral Chuc 32 7 28 2 2

Integral Yaxche 3 1 8 0 0

Integral Och-Uech-Kax 12 3 10 4 2

Integral Caan 29 8 56 4 3

Integral Ek-Balam 27 6 66 8 0

Cantarell 94 115 583 172 36

Integral Ku-Maloob-Zaap 314 96 475 54 18

PEG 463 168 845 139 82

Total 7,106 1,844 10,495 2,523 1,139

Fuente: SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

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ón

En cuanto a las metas de producción de aceite y gas, en los cuadros siguien-tes se muestran tanto las metas programadas como las obtenidas.

Cumplimiento de la meta de producción de aceite

Proyecto de Inversión Producción promedio de aceite (Mbpd)

Programa Realizado

1-ene-2006 al 31-dic 2011 (promedio anual)

ene-nov 2012 (promedio mensual)

1-ene-2006 al 31-dic 2011 (promedio anual)

ene-jul 2012 Real (promedio mensual)

Proyección ago-nov 2012 (POT III) (promedio mensual)

Integral Aceite Terciario del Golfo

54.3 67.1 33.1 66.3 85.8

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

16.1 12.2 14.4 19.5 22.0

Integral Poza Rica Tres Hermanos

37.0 30.4 27.7 32.1 32.6

Integral Arenque 23.9 15.7 16.9 15.4 16.8

Integral Bellota Chinchorro 60.5 90.7 57.5 59.8 69.5

Integral Cactus-Sitio Grande 17.0 31.8 17.7 25.1 29.6

Integral Cárdenas 15.2 0 14.5 9.1 0

Integral Carmito-Artesa 6.3 5.0 6.5 5.6 6.3

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

43.2 21.5 38.2 30.6 39.0

Integral Delta del Grijalva 76.0 154.5 96.9 144.4 143.2

Integral Jujo-Tecominoacán 81.7 40.7 66.4 30.9 29.4

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

170.6 148.2 160.9 158.8 175.5

Integral Ayin-Alux 5.0 0 1.1 0.4 0

Integral Chuc 91.0 97.1 105.4 111.8 126.6

Integral Yaxche 23.6 82.5 26.9 120.2 117.2

Integral Och-Uech-Kax 23.0 25.2 30.1 35.5 34.3

Integral Caan 82.5 47.1 104.2 55.0 52.6

Integral Ek Balam 44.1 61.1 36.3 49.8 57.0

Cantarell 1,075.2 459.9 976.1 404.6 425.4

Integral Ku-Maloob-Zaap 667.9 841.7 687.7 853.9 842.4

PEG 299.1 324.4 289.9 307.3 313.8

Fuente: Real cifras de BDI Base de Datos Institucional i programa SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

492

Cumplimiento de la meta de producción de gas

Proyecto de Inversión Producción promedio de gas (MMpcd)

Programa Realizado

1-ene-2006 al 31-dic 2011 (promedio anual)

ene-nov 2012 (promedio mensual)

1-ene-2006 al 31-dic 2011 (promedio anual)

ene-jul 2012 Real (promedio mensual)

Proyección ago-nov 2012 (POT III) (promedio mensual)

Integral Aceite Terciario del Golfo

67.7 115.0 64.0 148.4 182.8

Reingeniería del Sistema de Recup. Sec. Tamaulipas Constituciones

16.5 21.0 17.4 20.1 20.8

Integral Poza Rica Tres Hermanos

48.3 48.0 36.8 30.2 34.7

Integral Arenque 38.3 26.0 35.7 47.7 49.4

Integral Cuenca de Burgos 1,452.5 1,270.0 1,410.4 1,314.0 1,343.3

Integral Bellota Chinchorro 88.3 146.0 85.5 113.6 130.6

Integral Cactus-Sitio Grande 48.2 106.7 58.9 97.4 109.6

Integral Cárdenas 29.1 0 29.8 17.7 0

Integral Carmito-Artesa 91.3 72.0 92.1 74.8 73.4

Integral El Golpe-Puerto Ceiba

27.4 17.0 27.6 30.9 39.5

Integral Delta del Grijalva 247.5 474.0 322.9 481.2 474.5

Integral Jujo-Tecominoacán 120.1 116.0 126.7 135.6 127.2

Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

342.0 370.8 376.6 338.0 359.3

Integral Ayin-Alux 1.2 0 1.1 0.2 0

Integral Chuc 106.5 128.0 122.7 141.8 152.4

Integral Yaxche 13.6 51.0 15.9 54.5 49.5

Integral Och-Uech-Kax 43.6 52.0 58.3 70.4 67.2

Integral Caan 189.3 149.0 252.5 170.2 165.4

Integral Ek Balam 4.5 4.0 2.8 2.8 3.2

Cantarell 873.1 862.0 1,176.2 991.9 897.0

Integral Ku-Maloob-Zaap 273.5 348.0 279.6 328.7 309.4

PEG 1,820.8 1,808.0 1,903.8 1,796.7 1,768.4

Fuente: Real cifras de BDI Base de Datos Institucional i programa SIPOP Sistema para Integrar los Programas Operativos de Producción

Pemex

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b. Resultados obtenidosProyecto integral Bellota-ChinchorroComo resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la pro-ducción de aceite; éstos son registrados a nivel de activo, por lo cual para obtener los ingresos de cada proyecto es necesario realizar un prorrateo por la producción obtenida con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los es-tados de resultados.

• Los ingresos se presentan en pesos de 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la produc-ción de crudo y gas obtenida del SIPOP en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarburos (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011.

A continuación se muestra el resumen de los ingresos calculados para el proyecto Bellota-Chinchorro en el periodo 2006-2011.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Ingresos 2006-2012

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 16,460 16,102 20,343 19,396 24,544 32,329 129,174

Gas 2,187 2,238 3,152 1,888 3,069 2,691 15,225

Condensados 210 223 222 185 264 290 1,394

Servicios 1 3 3 4 - - 11

Total 18,857 18,563 23,716 21,469 27,877 35,310 145,792

Fuente: Base de datos con la distribución de ingresos 2006-2011 proporcionada vía correo electrónico por la Gerencia de Pro-gramación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Proyecto integral Cactus-Sitio GrandeDurante el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011, la producción de crudo del proyecto de explotación Cactus-Sitio Grande se incrementó durante el periodo 2006-2011 de 12,760 bd en diciembre 2006 a 25,279 bd al cierre de 2011; esto se logró mediante la realización de 15 perforaciones, 60 reparaciones mayores, 62 reparaciones menores y 69 estimulaciones a pozos.

En mayo de 2008 mediante la perforación del pozo Teotleco-1, se descubrió el cam-po Teotleco productor de gas y condensado. Con ello se incorporó una reserva de 56.7 MMbpce. En mayo de 2010 se descubrió un bloque adyacente al campo Juspí mediante la perforación del pozo Juspí 101-A.

Pemex

494

Como parte de las acciones para extender la vida productiva y aumentar el factor de recuperación de las reservas se intensificó la actividad de repara-ciones mayores a pozos con el propósito de abandonar o excluir intervalos con alta producción de agua, abriendo a producción zonas no invadidas, así como la aplicación de sistemas artificiales de producción (bombeo neumático autoabastecido, hidráulico, tipo jet, tubería capilar, émbolo viajero, etc.) para optimizar o extender la vida productiva de los mismos, y en cuanto a la parte superficial, la construcción, adecuación y mantenimiento de la infraestructura necesaria para el manejo de la producción.

Como resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la producción de aceite; éstos sed re registraron a nivel de activo, por lo cual para obtener los ingresos de cada proyecto es necesario realizar un prorrateo por la producción obtenida con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los estados de resultados.

• Los ingresos se indican a pesos del 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la producción de crudo y gas obtenida del sistema para integrar los programas operativos de producción (SIPOP) en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011.

Los ingresos calculados para el Proyecto Cactus-Sitio Grande en el periodo 2006-2011, se muestran en el cuadro.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 4,550 4,154 6,431 5,370 8,055 12,445 41,006

Gas 1,233 1,283 1,890 1,368 1,625 2,357 9,757

Condensados 38 45 52 54 42 58 289

Servicios 0 0 0 0 0 0 0

Total 5,821 5,482 8,374 6,792 9,722 14,861 51,052

Fuente: Base de datos con la distribución de ingresos 2006-2011 proporcionada vía correo electrónico por la Gerencia de Pro-gramación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Pemex

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Proyecto integral CárdenasComo resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la pro-ducción de aceite, gas y condensados; éstos se registraron a nivel de activo por lo cual, para obtener los ingresos de cada proyecto, fue necesario realizar un prorrateo con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los estados de resultados.

• Los ingresos se indican en pesos del 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la producción de crudo y gas obtenida del SIPOP en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011.

A continuación se muestra el resumen de los ingresos estimados para el pro-yecto Cárdenas en el periodo 2006-2011.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 5,974 4,297 5,356 4,362 5,700 5,946 31,635

Gas 1,164 910 1,217 774 995 1021 6,081

Condensados 35 37 37 53 44 49 255

Servicios - - - - - - -

Total 7,173 5,244 6,610 5,189 6,739 7,016 37,971

Fuente: Base de datos con la distribución de ingresos 2006-2011 proporcionada vía correo electrónico por la Gerencia de Pro-gramación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Proyecto integral Carmito-ArtesaDurante el periodo diciembre de 2006 a diciembre de 2011el proyecto de ex-plotación Carmito-Artesa mantuvo una producción promedio de 6,536 bd y 92 MMpc de gas mediante la realización de dos perforaciones, 20 reparaciones mayores, 27 reparaciones menores y 55 estimulaciones a pozos.

Con parte de las acciones para extender la vida productiva y aumentar el factor de recuperación de las reservas se intensificó la actividad de reparaciones mayores a pozos con el propósito de abandonar o excluir intervalos con alta producción de agua, abriendo a producción zonas no invadidas, así como la aplicación de siste-mas artificiales de producción (bombeo neumático autoabastecido, hidráulico, tipo jet, tubería capilar, émbolo viajero, etc.) para optimizar o extender la vida productiva de los mismos, y en cuanto a la parte superficial, la construcción, adecuación y mantenimiento de la infraestructura necesaria para el manejo de la producción.

Pemex

496

Como resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la pro-ducción de hidrocarburos; éstos se registraron a nivel de activo por lo cual, para obtener los ingresos de cada proyecto, es necesario realizar un prorrateo por la producción obtenida con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los es-tados de resultados.

• Los ingresos se indican en pesos de 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la produc-ción de crudo y gas obtenida del SIPOP en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarburos (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011.

Los ingresos calculados para el proyecto Carmito-Artesa en el periodo 2006-2011, se muestran en el cuadro.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 2,361 2,037 2,944 2,013 2,398 2,810 14,563

Gas 3,231 2,856 3,963 1,635 1,805 1,591 15,081

Condensados 99 117 137 85 110 153 701

Servicios 0 0 0 0 - - 0

Total 5,691 5,009 7,044 3,733 4,312 4,554 30,343

Fuente: Base de datos con la distribución de ingresos 2006-2011 proporcionada vía correo electrónico por la Gerencia de Pro-gramación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Proyecto integral El Golpe-Puerto CeibaComo resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la produc-ción de aceite, gas y condensados; éstos se registraron a nivel de activo por lo cual, para obtener los ingresos de cada proyecto, fue necesario realizar un prorrateo con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los es-tados de resultados.

• Los ingresos se indican en pesos de 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la produc-ción de crudo y gas obtenida del SIPOP en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarburos (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011

Pemex

Pem

ex E

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ón y

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prod

ucci

ón

A continuación se muestra el resumen de los ingresos estimados para el pro-yecto El Golpe-Puerto Ceiba en el periodo 2006-2011.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 18,531 13,418 16,382 9,664 10,365 12,227 80,587

Gas 1,188 1,010 1,259 344 576 496 4,873

Condensados 48 51 50 38 60 66 313

Servicios 1 3 3 7

Total 19,768 14,482 17,694 10,046 11,001 12,789 85,780

Fuente: Base de datos con la distribución de ingresos 2006-2011 proporcionada vía correo electrónico por la Gerencia de Pro-gramación y Evaluación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Gerencia de Programación y Evaluación, Región Sur.

Proyecto integral Jujo-TecominoacanComo resultado de la explotación de campos se obtuvieron ingresos por la producción de aceite, gas y condensados; éstos se registraron a nivel de activo por lo cual, para obtener los ingresos de cada proyecto, fue necesario realizar un prorrateo con las consideraciones siguientes:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas, condensado y servicios por activo de producción de los estados de resultados.

• Los ingresos se encuentran a pesos de 2011.

• Los ingresos 2011 son preliminares del periodo contable 2012.

• Se realizó el prorrateo de cada activo y sus proyectos con base en la producción de crudo y gas obtenida del SIPOP en los años 2006, 2007, 2008 y 2010.

• Se realizó la agrupación por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros (CCH) de la SDC en los años 2009 y 2011.

A continuación se muestra el resumen de los ingresos estimados para el pro-yecto Jujo-Tecominoacán en el periodo 2006-2011.

Ingresos petroleros del proyecto (MM$ de 2011)

Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Aceite 27,940 22,934 32,640 21,308 17,249 16,469 138,540

Gas 3,023 2,850 5,653 3,403 2,974 3,508 21,411

Condensados 421 448 445 359 531 583 2,787

Servicios - - - 4 - - 4

Total 31,384 26,232 38,738 25,074 20,754 20,560 162,742

Pemex

498

Proyecto Integral Delta del GrijalvaLos ingresos obtenidos en el ciclo 2006-2011 para el proyecto se muestran en el cuadro siguiente:

Ingresos 2006-2011 MM$ de 2011

2006 2007 2008 2009 2010 2011

INPC 0.8068 0.8388 0.8818 0.9285 0.9670 1.0000

Ventas $ 11,872 26,724 42,452 36,451 62,058 83,146

Crudo 5,888 20,269 31,484 29,907 50,749 73,192

Gas 5,984 6,455 10,967 6,544 11,309 9,954

Los Ingresos estimados 2000-2005 para los proyectos de la Región Sur se elaboraron bajo las siguientes consideraciones:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo y gas por activo integral de los estados de resultados de la Gerencia de Administración y Finanzas (GAF).

• Los ingresos se calcularon a pesos constantes del 2005 utilizando el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC).

• Se realizó el prorrateo de cada activo a sus proyectos con base en la producción de crudo y gas obtenida del SIPOP.

• Los ingresos por venta de condensado y servicios no se tomaron en cuenta para el prorrateo.

Proyecto integral Complejo Antonio J. BermúdezLos ingresos obtenidos en el ciclo 2006-2011 para el proyecto, se muestran en el cuadro siguiente:

Ingresos 2006-2011 MM$ de 2011

Complejo Antonio J. Bermúdez, incluye Samaria Somero

2006 2007 2008 2009 2010 2011

INPC 0.8068 0.8388 0.8818 0.9285 0.9670 1.0000

Ventas $ 62,753 57,918 61,294 40,934 33,555 35,933

Crudo 51,520 45,977 46,272 32,236 27,742 29,749

Gas 10,917 11,270 14,160 8,531 5,622 5,905

Condensado 317 672 862 167 190 280

Pemex

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ucci

ón

Ingresos 2006-2011

MM$ de 2011 Ogarrio-Magallanes

2006 2007 2008 2009 2010 2011

INPC 0.8068 0.8388 0.8818 0.9285 0.9670 1.0000

Ventas $ 13,130 15,224 21,873 18,764 27,759 40,976

Crudo 11,662 13,447 19,413 17,412 25,880 38,556

Gas 1,467 1,777 2,460 1,352 1,879 2,420

Condensado 0 0 0 0 0 0

Los Ingresos estimados 2006-2011 para los proyectos de la Región Sur se elaboraron bajo las siguientes consideraciones:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo y gas por activo integral de los estados de resultados de la GAF.

• Los ingresos se calcularon a pesos constantes de 2011 utilizando el INPC.

• Se realizó el prorrateo de cada activo a sus proyectos con base en la producción de crudo y gas obtenida del SIPOP.

• Los ingresos por venta de condensado y servicios no se tomaron en cuenta para el prorrateo.

Proyecto integral Ek-BalamEn el periodo 2006 a 2011, se obtuvo una producción acumulada de aceite 79.6 MMb y una producción acumulada de gas de 6.2 MMMpc, mismas que se muestran en las siguientes gráficas.

4.8

14.5

25.8

39.8

60.7

79.6

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE ACEITE (MMb)

0.8

2.2

3.0

4.0

5.1

6.2

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE GAS (MMMpc)

Pemex

500

Proyecto CantarellEn periodo del 1 de enero de 2006 al 31 de diciembre de 2011 se obtuvo una producción acumulada de aceite 2,139 Mbpd y una producción acumulada de gas de 2,577 MMpcd, mismas que se muestran en las siguientes gráficas.

653

1,187

1,55

6

1,79

2

1,97

5

2,13

9

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE ACEITE (Mbpd)

REAL

261

605

1,20

0

1,73

0

2,18

6

2,57

7

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE GAS (MMpcd)

REAL

A partir de octubre de 2011 se logró cumplir con la meta del Índice de Aprove-chamiento de Gas (IAG) de 96.5% comprometida ante la CNH y, para junio de 2012, el IAG ascendió a 98.0%, derivado de las obras y acciones emprendidas para el manejo óptimo del gas, tales como:

• Instalación de un turbocompresor de alta presión en Akal-C6.

• Instalación de tres boosters en la plataforma Akal-L Enlace.

• Instalación de cuatro turbocompresores de alta presión en la plataforma Akal-J2.

• Instalación de un turbocompresor para inyección de gas al yacimiento NH-A.

• Instalación de dos módulos de inyección de gas al yacimiento Taurus-60 en Akal-G1.

• Instalación de un turbocompresor dual en NH-A Enlace.

En relación con la evolución de los campos, en 2006 dio inicio la explotación de los campos Kutz y Sihil en las formaciones JSK, BKS y Calcarenas.

De igual forma se reactivaron de manera exitosa los campos Sihil, Ixtoc y Takin, con perspectivas de crecimiento, teniéndose el reto de estabilizar la producción en el campo Akal y propiciar su crecimiento con el incremento de actividad física en zonas no drenadas y con el aprovechamiento del drene gravitacional.

Pemex

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ón

A mediados del año 2009 se incremento el número de pozos productores en la parte oeste del campo Sihil.

Como parte de la evolución del campo Ixtoc, en 2011 entraron a producción los pozos Ixtoc-76 e Ixtoc-12, con lo que se logró alcanzar una producción de 20,300 bpd y en 2012 se alcanzó un incremento de producción mediante la instalación de nuevos cabezales de producción a 22,260 bpd.

Con el replanteamiento del desarrollo de la parte central y este del campo Sihil-BKS, se visualiza un incremento sustancial en la reclasificación de reservas 2P a 1P.

Se continúa impulsando el desarrollo de los campos con reservas probada a fin de propiciar el crecimiento del proyecto Cantarell.

La fase madura de explotación en la que se encuentra el campo Cantarell requiere de una administración meticulosa de la energía del yacimiento y de la aplicación de nuevas tecnologías y nuevas prácticas en todos los procesos de explotación involucrados.

En aspectos de seguridad, se alcanzó más de un año sin accidentes (646 días al 30 de junio de 2012), resaltando el CP Akal-L con 11 años, 1 mes, y el CP Akal-G con seis años, siete meses, lo anterior debido a la aplicación de las diferentes herra-mientas del Sistema de Seguridad Pemex-SSPA, que contribuyó al logro de la meta de cero accidentes.

En junio de 2012, 28 instalaciones incorporadas al Programa Nacional de Auditoría Am-biental (PNAA) de la Procuraduría Federal de Protección al Medio Ambiente (PROFEPA) estaban certificadas como Industria Limpia; seis tienen el certificado de industria limpia, nueve se encuentran en proceso de certificación y 13 están en espera de liberación.

Pemex

502

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapEn el periodo del 1 de enero de 2006 al 31 de diciembre de 2011 se obtuvo una producción acumulada de aceite de 1,506 Mbd y una producción acumulada de gas de 612 MMpcd, mismas que se muestran en las siguientes gráficas.

147

340

597

892

1,199

1,50

6

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE ACEITE (Mbd)

REAL

74 151

251

370

492

612

2006

2007

2008

2009

2010

2011

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE GAS (MMpcd)

REAL

EN EL MISMO PERIODO DEL 1 DE ENERO DE 2006 AL 31 DE DICIEMbRE DE 2011 SE LOGRÓ INCORPORAR PRODUCCIÓN DE ACEITE CON LA TERMINACIÓN ExPLORATORIA EN fEbRERO DE 2007 DEL POzO MALOOb-DL3.

Fuente: Documento Análisis Costo Beneficio Proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap, julio 2011.Resguardo y ubicación: Coordinación de Pro-gramación y Evaluación del Activo de Produc-ción Ku-Maloob-Zaap.

Proyecto integral Ayin-AluxEl proyecto integral Ayin-Alux sólo incorporó a producción en 2010 el pozo exploratorio Alux-1; sin embargo, debido a la súbita aportación de agua, su productividad disminuyó considerablemente.

En lo que se refiere a la perforación de pozos de desarrollo, únicamente se per-foró el pozo Alux-31, el cual resulto improductivo. Debido al resultado de este pozo, se difiere la perforación del segundo pozo del campo Alux hasta 2016.

Pemex

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gas

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de

prod

ucci

ón

Proyecto integral ChucEn este apartado se muestran los resultados operativos anuales de la produc-ción de los hidrocarburos (gas y aceite) que fueron reportados en el SIPOP en el periodo 2006-2011.

Resultados operativos de producción de crudo promedios anuales (bpd)

Resultados Operativos Anuales

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Batab 3,435 3,364 3,034 3,160 3,384 5,148

Chuc 106,696 87,293 69,279 68,056 768 57,961

Che 1,496

Homol 13,755 3,196 10,843 15,061 73,599 27,511

Pol 17,713 12,749 12,317 14,946 7,064

Tumut 0 9,554 900

Total 123,886 111,565 95,906 98,594 102,251 100,079

Resultados operativos de producción de gas promedios anuales, (MMpcd)

Resultados Operativos Anuales

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Batab 1.7 1.7 1.5 1.7 1.8 2.7

Che 8.2 15.8

Chuc 115.2 97.7 75.7 75.8 76.7 67.4

Homol 3.4 12.0 17.4 19.2 36.2

Pol 12.7 21.7 16.9 20.3 17.2 13.9

Tumut 0 0 0.89

Total 129.8 124.6 106.2 115.3 123.3 137.1

Pemex

504

Proyecto integral YaxcheComo se puede observar en las gráficas, la producción del proyecto integral Yaxche muestra un comportamiento promedio de 6.5 Mbd de aceite y 4 MMpcd de gas en los años 2007 y 2008, continuando con un incremento por el desarro-llo de campos en 2008 a 2011, con proyección para 2012 de 96 Mbd de aceite y 59 MMpcd de gas; estas últimas cifras fueron tomadas del POT-I 2012.

PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE ACEITE DEL PROYECTO INTEGRAL YAxCHE

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

100.090.080.070.060.050.040.030.020.010.00.0

PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE GAS DEL PROYECTO INTEGRAL YAxCHE

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0

En el cuadro se observa el perfil de producción anualizado de aceite y gas desde el inicio de explotación hasta el cierre de 2012.

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Aceite (Mbd) Yaxche 2 6 7 16 24 40 42 50Xanab 2 20 44 53 44

Total aceite 2 6 7 19 44 84 96 94Gas (MMpcd) Yaxche 1 4 4 8 15 24 26 31

Xanab 1 14 25 33 26Total gas 1 4 4 9 29 49 59 57

Pemex

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ón

Producción de aceite y de gas histórica.

Las reservas originales de hidrocarburos del proyecto integral Yaxche son au-ditadas por un certificador externo y la evolución de éstas de 2002 a 2012 se han incrementado de 130 a 403 Mmbpce, debido principalmente a:

• Incrementos de reserva por descubrimiento en los yacimientos Xanab-K en 2006, Yaxche Terciario en 2007 y Xanab-JSK en 2009, por la per-foración de nuevos pozos.

• Reclasificación de reservas por comportamiento de pozos productores para los yacimientos Xanab-JSK y Yaxche Terciario, entre los años 2010 y 2012.

• Incorporación de reservas por perforación de nuevos pozos en el yaci-miento Yaxche-K.

130

130

130

130

143

174

174

300

286

365

403

338

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS ORIGINALES Y REMANENTES 2P, PROYECTO INTEGRAL YAxCHE

RESERVA ORIGINAL Y REMANENTE DE ACEITE Y GAS(MMbpce)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

El incremento en las reservas 2P que ha registrado este proyecto desde hace diez años, lo hacen cada vez más robusto.

Pemex

506

Proyecto integral Och-Uech-KaxCon la realización de la actividad física mencionada, en cuanto a la meta de pro-ducción de aceite y gas, el proyecto Yaxche registró durante el periodo del 1 de enero de 2006 al 31 de diciembre de 2011 un cumplimiento promedio de 120%.

27 35 26 31 19 29 21 27 23 25 22 34 25 15

PRODUCCIÓN DE ACEITE (Mbd)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

POA REAL

55 68 52 62 35 53 40 52 42 47 38 67 52 30

PRODUCCIÓN DE GAS (MMpcd)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

POA REAL

Pemex

Pem

ex E

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de

prod

ucci

ón

A continuación se presentan los programas operativos mensuales de cada año, así como el comportamiento de la producción real.

POA 2006Durante 2006, el gasto promedio anual de 2006 de aceite real obtenido de los campos Och, Uech y Kax fue de 35 Mbd, contra lo programado en el POA que fue de 29 Mbd; esto significa un cumplimiento del 123%.

ENE

FEB

MAR AB

R

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

40

30

20

10

0

Programa de producción de aceite y gastos reales de 2006

ene feb mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 32 30 28 29 29 28 27 25 22 25 26 26

Real 37 35 32 34 37 37 37 37 34 36 33 32

En relación con la producción de gas para 2006, se programó en POA un promedio de 49 MMpcd y se obtuvo una producción real de 68 MMpcd, obte-niendo un cumplimiento del 139%.

Pemex

508

POA 2007Para 2007, el gasto promedio real de 2007 en aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 31 Mbd, contra lo programado en POA para el mismo periodo de 26 Mbd, teniendo un cumplimiento del 119%.

ENE

FEB

MAR AB

R

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

80

60

40

20

0

Programa de producción de gas y gastos reales de 2006

ene feb mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 64 61 57 59 59 57 54 50 44 51 53 52

Real 72 70 65 64 73 72 67 71 77 68 62 59

Pemex

Pem

ex E

xplo

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En relación con la producción de gas para 2007, se programó en POA un promedio de 52 MMpcd y se obtuvo una producción real de 62 MMpcd, obte-niendo un cumplimiento del 120%.

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MILES DE bARRILES POR DÍA

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10

0

Programa de producción de aceite y gastos reales de 2007

ene feb Mar abr May jun jul ago sep oct nov Dic

POA 30 29 29 28 27 26 25 24 23 22 22 22

Real 32 29 32 31 32 32 31 26 29 30 30 32

Pemex

510

POA 2008En 2008, el gasto promedio real de aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 29 Mbd, en comparación con lo programado en POA para el mismo periodo de 20 Mbd, teniendo un cumplimiento del 149% en relación con el programa.

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POA REAL

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Programa de producción de gas y gastos reales de 2007

ene feb mar abr may jun jul ago Sep oct nov dic

POA 61 60 58 57 55 54 50 49 47 46 44 44

Real 57 60 56 58 63 69 68 58 65 64 66 65

Pemex

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prod

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ón

Referente a la producción de gas para 2008, se programó en POA un prome-dio de 36 MMpcd y se obtuvo una producción real de 53 MMpcd, obteniendo un cumplimiento de 154%.

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MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

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Programa de producción de aceite y gastos reales de 2008

ene feb Mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

POA 21 20 19 20 20 20 19 18 17 18 19 18

Real 32 29 26 26 28 30 30 28 28 29 31 28

Pemex

512

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MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

80

60

40

20

0

POA 2009Para 2009, el gasto promedio real de aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 27 Mbd, teniendo un cumplimiento del 127% en relación a lo programado, que fue de 21 Mbd. Lo anterior fue resultado de las estimula-ciones realizadas a los pozos Och-11, Och-12, Uech-32 y Uech-34A.

Programa de producción de gas y gastos reales de 2008

ene feb Mar abr may jun jul ago sep oct nov Dic

POA 37 36 34 36 35 37 34 33 31 34 34 33

Real 59 59 54 53 52 52 49 47 51 52 55 54

Pemex

Pem

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prod

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Con referencia a la producción de gas para 2009, se programó en POA un promedio de 40 MMpcd y se obtuvo una producción real de 52 MMpcd, obte-niendo un cumplimiento de 130%.

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MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

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0

Programa de producción de aceite y gastos reales 2009

ene feb Mar abr may jun jul ago sep oct nov Dic

POA 19 22 22 22 21 21 20 23 21 22 22 18

Real 27 28 27 27 27 25 24 24 26 29 29 29

Pemex

514

POA 2010Para 2010, el gasto promedio real de aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 25 Mbd, teniendo un cumplimiento del 102% en relación con lo programado en POA que fue de 23 Mbd. Lo anterior fue el resultado de las estimulaciones realizadas a los pozos Och-11, Och-12, Uech-32 y Uech-34A.

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MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

80

60

40

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0

Programa de producción de gas y gastos reales 2009

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

POA 36 41 41 41 40 39 38 43 40 42 42 37

Real 44 56 53 55 57 51 48 46 50 55 56 51

Pemex

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prod

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ón

Referente a la producción de gas para 2010, se programó en POA un prome-dio de 41.6 MMpcd y se obtuvo una producción real de 47.4 MMpcd, obtenien-do un cumplimiento de 102%

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MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

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0

Programa de producción de aceite y gastos reales 2010

ene feb mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 27 26 26 26 25 25 27 30 29 29 29 28

Real 28 24 21 27 26 28 26 22 26 27 25 25

Pemex

516

POA 2011Para 2011, el gasto promedio real de aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 34 Mbd, teniendo un cumplimiento de 133% en relación a lo programado en POA que fue de 25 Mbd.

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MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

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50

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30

20

10

0

Programa de producción de gas y gastos reales 2010

ene feb Mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

POA 51 51 50 49 49 48 52 57 57 56 55 54

Real 49 45 37 43 46 52 48 46 57 52 47 46

Pemex

Pem

ex E

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Pro

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gas

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prod

ucci

ón

Referente a la producción de gas para 2011, se programó en POA un prome-dio de 48 MMpcd y se logró una producción real de 67 MMpcd, obteniendo un cumplimiento del 139%.

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NO

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MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

50

40

30

20

10

0

Programa de producción de aceite y gastos reales 2011

ene feb mar abr May jun jul ago sep Oct nov dic

POA 26 25 25 26 25 25 25 28 25 24 24 27

Real 23 23 24 27 27 35 36 35 38 43 48 47

Pemex

518

Para el periodo 2012, el gasto promedio real de aceite obtenido en los campos Och, Uech y Kax fue de 34 Mbd, teniendo un cumplimiento de 136% en rela-ción a lo programado en POA, que fue de 25 Mbd.

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MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

100

80

60

40

20

0

Programa de producción de gas y gastos reales 2011

ene feb mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 49 48 47 50 48 48 48 52 47 45 45 50

Real 49 48 53 61 59 63 66 65 69 80 96 94

Pemex

Pem

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prod

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ón

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NO

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MILES DE bARRILES POR DÍA

POA REAL

50

40

30

20

10

0

ene feb Mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 19 23 28 26 27 27 25 26 26 25 25 25

Real 39 38 38 37 32 31 32 32 32 32 31 35

Pemex

520

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FEB

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JUN

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

MILES DE PIES CÚbICOS POR DÍA

POA REAL

100

80

60

40

20

0

ene feb Mar abr May jun jul ago sep oct nov dic

POA 37 46 58 53 56 55 54 53 53 52 51 51

Real 77 75 75 76 64 64 62 66 66 68 66 72

Fuente: Documento de Evolución del Proyecto de 2011.Resguardo y ubicación: Coordinación de Programación y Evaluación del Activo de Pro-ducción Litoral

Proyecto integral CaanEn este apartado se muestran resultados operativos anuales de la producción de los hidrocarburos (gas y aceite) que fueron reportados en el SIPOP en el periodo 2006-2011.

Resultados operativos anuales (bd)

Resultados operativos anuales

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Abkatun 31,368 22,929 21,121 18,457 12,643 16,841

Caan 88,227 72,043 67,276 49,627 42,958 33,683

Kanaab 7,036 4,733 5,692 5,039 4,291 4,510

Taratunich 33,896 31,693 20,966 11,305 8,699 10,192

Total 160,527 131,399 115,055 84,429 68,592 65,227

Pemex

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gas

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e in

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ento

de

prod

ucci

ón

Resultados operativos anuales (MMpcd)

Resultados operativos anuales

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Abkatun 31.4 25.3 23.7 26.0 15.4 19.2

Caan 185.3 185.7 200.7 173.1 175.7 146.2

Kanaab 4.7 4.1 4.7 4.2 3.2 3.4

Taratunich 74.6 68.2 49.0 30.1 26.5 33.3

Total 296.2 283.4 278.425 233.596 220.923 202.283

Proyecto integral LakachEste proyecto, que se encuentra en la fase de definición, registró los siguientes resultados importantes:

ReservasCon la perforación del pozo delimitador Lakach-2DL en 2010, el compromiso de este pozo fue reclasificar 115 MMbpce de reservas posibles a probadas y probables. El resultado permitió la reclasificación de 43 MMbpce en la ca-tegoría de reservas 2P. La perforación del pozo resultó en un incremento de 29% de reservas 2P al pasar de 673 a 866 MMMpc de gas, certificadas al 1 de enero de 2011.

Perforación y terminación de pozos exploratorios y de desarrolloEn 2010 únicamente se perforó y terminó el pozo delimitador 2DL y no se ini-ció la perforación de los pozos de desarrollo Lakach-2 y Lakach-21, debido a que los recursos de inversión autorizados no consideraron la perforación de pozos de desarrollo, además de que el proceso de licitación del equipo de perforación fue declarado desierto por falta de disponibilidad de equipos en el mercado internacional de aguas profundas.

A partir de las pruebas de presión-producción realizadas al pozo delimitador Lakach 2DL, resultó que éste es productor de gas húmedo y se confirmó la continuidad de los yacimientos descubiertos hacia el norte del campo. Ade-más, se identificó el contacto gas-agua con apoyo de probadores de forma-ción, se ajustó el modelo petrofísico y se dio mayor certidumbre a las reservas, que se reclasificaron de probadas a más probables.

Resultados finales medición del pozo delimitador 2DL

Estrangulador Qg (MMpcd)

Qo (bd) Qw (db) Pwf (psi) @2884.26 m

RCG (bl/MMpc)

RWG (bl/MMpc)

Pwh (bl/MMpg2)

Twh (°C)

3/8” 13.06 127.59 0.89 4978.78 9.77 0.07 2848.90 17.43

½” 20.98 198.75 14.62 4720.01 9.47 0.07 3409.73 15.23

5/8” 26.82 223.24 0.78 4482.99 8.32 0.03 2900.67 13.56

11/16” 28.17 239.23 12.95 4404.78 8.49 0.46 2801.09 13.01

Pemex

522

Producción e intervención a pozosPor encontrarse el proyecto en la fase de definición, y al no tener pozos de producción, no se contemplaron actividades de intervención a pozos y, por consiguiente, tampoco metas de producción.

Con la terminación del pozo delimitador 2DL en 2010 y la caracterización de los fluidos producidos, durante 2011 se realizaron las actividades siguientes:

• Se finalizó la ingeniería conceptual de la infraestructura de explotación (ductos, umbilicales, sistemas submarinos y estación de acondiciona-miento de gas).

• Se inició la ingeniería básica de la infraestructura de explotación (duc-tos, umbilicales, sistemas submarinos y planta de recibo de gas del sistema submarino).

• Se definió el esquema para la contratación de los servicios para el acondicionamiento de gas.

• Se autorizó la plurianualidad para iniciar el proceso de contratación de los servicios y del equipo de perforación para el desarrollo del campo Lakach.

• Se definió la estrategia de contratación para el desarrollo del campo Lakach.

• Se adecuó la ingeniería básica del proyecto para incorporar infraes-tructura futura de campos aledaños.

PresupuestoA continuación se muestra el resumen del presupuesto autorizado para el pro-yecto integral Lakach en el periodo 2006-2011, así como el presupuesto ejercido.

Resumen del presupuesto autorizado y ejercido, periodo 2006-2011

Años 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Tipo presupuesto Aut Eje Aut. Eje Aut. Eje Aut. Eje Aut. Eje Aut. Eje

INVERSIÓN PEF 0 0 0 0 1,834.1 273.1 576.8 1,200.6 762.9 257.7 3,173.7 1,731.4

INVERSIÓN PIDIREGAS 0 0 149.3 243.8 0 0 0 0 0 0 149.3 243.8

TOTAL 0 0 149.3 243.8 1,834.1 273.1 576.8 1,200.6 762.9 257.7 3,323.0 1,975.2

Fuente: Documento Técnico del Proyecto de Inversión Lakach, diciembre de 2011, Información enviada por Roberto Soto Ber-man (correo electrónico), julio 5 de 2012.Resguardo y ubicación: Coordinación Gestión Integral de Proyectos, Gerencia del Proyecto de Desarrollo Lakach.

Subdirección de Producción Región Norte Los resultados obtenidos por los proyectos que forman la Región Norte se muestran en el cuadro siguiente; asimismo, el detalle correspondiente a los proyectos de inversión que intervienen o son parte de esta rendición de cuen-tas, se detallan en cada uno de éstos.

Pemex

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Ingresos a nivel región

Ingresos proyecto integral Lakach (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 17,994 20,578 28,820 24,450 33,522 49,460

Gas 55,122 61,482 78,929 42,656 44,819 39,360

Condensado 1,696 1,584 2,463 2,876 4,836 6,215

Otros productos y servicios

39 112 216 304 654 936

Total 74,851 83,756 110,428 70,287 83,831 95,971

Proyecto Aceite Terciario del GolfoComo resultado de la explotación de los campos del proyecto, se obtuvieron ingresos de 6,258 MM$ en promedio durante el periodo 2006-2011; éstos se derivaron de la producción promedio obtenida durante ese mismo periodo y fueron registrados oficialmente a nivel de activo. Por ello, para obtener y/o de-terminar los ingresos por proyecto, fue necesario llevar a cabo un prorrateo en función de la producción; asimismo, se consideró lo siguiente:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas y otros productos y servicios por el activo, derivado de los estados de resultados que tienen como insumos el CODIE/CCH de la SDC.

• Las cifras de los ingresos son considerados a pesos corrientes.

• El prorrateo de los ingresos de cada activo y sus proyectos se calcula-ron con base en la producción de crudo y gas real obtenida del SIPOP para cada uno de los años que se contemplan en el presente informe.

• La agrupación se realizó por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros de la Subdirección de Distribución y Comercialización.

A continuación se muestran los ingresos calculados para el proyecto Burgos en el periodo 2006-2011.

Ingresos PATG (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 4,732 5,025 9,443 6,912 13,156 22,170

Gas 889 1,024 2,064 1,075 930 1,642

Condensado 0 0 0 0 0 0

Otros productos y servicios 2 2 1 0 0 0

Total 5,623 6,050 11,508 7,987 14,086 23,812

Pemex

524

En 2009, el activo integral Aceite Terciario del Golfo (PATG) presentó una caída de 31% en sus ingresos respecto a 2008. No obstante, los ingresos de 2009 con respecto a los de 2010 reflejan un incremento de 76%, al pasar de 7,987 MM$ a 14,086 MM$, como se muestra en el cuadro superior inmediato; asi-mismo, cabe destacar que durante 2008 se llevó a cabo la creación del activo integral Aceite Terciario, el cual realizaba sus actividades como proyecto bajo la jurisdicción del activo de producción Poza Rica Altamira.

Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Cam-po Tamaulipas ConstitucionesComo resultado de la explotación de los campos del proyecto, se obtuvieron ingresos por 4,885 MM$ en promedio durante el periodo 2006-2011; éstos se derivaron de la producción promedio obtenida durante ese mismo periodo y se registraron oficialmente a nivel de activo. Por ello, para poder obtener y/o determinar los ingresos por proyecto, fue necesario llevar a cabo un prorrateo en función de la producción; asimismo, se consideró lo siguiente:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas y otros productos y servicios por el activo, derivado de los estados de resultados que tienen como insumos el CODIE/CCH de la SDC.

• Las cifras de los ingresos son considerados a pesos corrientes.

• El prorrateo de los ingresos de cada activo y sus proyectos se calcula-ron con base en la producción de crudo y gas real obtenida del SIPOP para cada uno de los años que se contemplan en el presente informe.

• La agrupación se realizó por proyecto, con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros de la Subdirección de Distribución y Comercialización.

A continuación se muestran los ingresos calculados para el proyecto Reinge-niería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas Cons-tituciones en el periodo 2006-2011.

Ingresos (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 3,283 3,193 4,100 3,717 4,669 6,955

Gas 580 686 720 399 536 463

Condensado 0 0 0 0 0 0

Otros productos y servicios 2 2 1 2 1 0

Total 3,866 3,881 4,820 4,117 5,206 7,418

Pemex

Pem

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Proyecto integral Poza Rica-Tres HermanosComo resultado de la explotación de los campos del proyecto, se obtuvieron ingresos promedio de 9,521 MM$ durante el periodo 2006-2011; éstos se de-rivaron de la producción promedio obtenida durante ese mismo periodo y se registraron oficialmente a nivel de activo por lo cual, para poder obtener y/o determinar los ingresos por proyecto, fue necesario llevar a cabo un prorrateo en función de la producción; asimismo, se consideró lo siguiente:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas y otros productos y servicios por el activo, derivado de los estados de resultados que tienen como insumos el CODIE/CCH de la SDC.

• Las cifras de los ingresos son considerados a pesos corrientes.

• El prorrateo de los ingresos de cada activo y sus proyectos se calcula-ron con base en la producción de crudo y gas real obtenida del SIPOP para cada uno de los años que se contemplan en el presente informe.

• La agrupación se realizó por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros de la Subdirección de Distribución y Comercialización.

A continuación se muestran los ingresos calculados para el proyecto Poza Rica-Tres Hermanos en el periodo 2006-2011.

Ingresos proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 6,492 7,876 7,804 7,027 8,311 12,159

Gas 1,449 2,027 1,332 749 981 910

Condensado 0 0 0 0 0 0

Otros productos y servicios 2 2 1 2 1 0

Total 7,943 9,906 9,136 7,777 9,293 13,069

Proyecto integral ArenqueComo resultado de la explotación de los campos del proyecto, se obtuvieron ingresos promedio de 6,258 MM$ durante el periodo 2006-2011; éstos se de-rivaron de la producción promedio obtenida durante ese mismo periodo y se registraron oficialmente a nivel de activo por lo cual, para poder obtener y/o determinar los ingresos por proyecto, fue necesario llevar a cabo un prorrateo en función de la producción; asimismo, se consideró lo siguiente:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas y otros productos y servicios por el activo, derivado de los estados de resultados que tienen como insumos el CODIE/CCH de la SDC.

Pemex

526

• Las cifras de los ingresos son considerados a pesos corrientes.

• El prorrateo de los ingresos de cada activo y sus proyectos se calcula-ron con base en la producción de crudo y gas real obtenida del SIPOP para cada uno de los años que se contemplan en el presente informe.

• La agrupación se realizó por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros de la Subdirección de Distribución y Comercialización.

A continuación se muestran los ingresos calculados para el Proyecto Arenque en el periodo 2006-2011

Ingresos proyecto integral Arenque (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 2,884 3,708 6,459 5,349 5,595 6,532

Gas 1,180 1,572 1,529 744 959 1,026

Condensado 0 0 0 0 0 0

Otros productos y servicios 2 2 1 2 1 0

Total 4,067 5,282 7,989 6,095 6,555 7,558

Proyecto integral Cuenca de BurgosComo resultado de la explotación de los campos del proyecto, se obtuvieron ingresos promedio de 6,258 MM$ durante el periodo 2006-2011; éstos se de-rivaron de la producción promedio obtenida durante ese mismo periodo y se registraron oficialmente a nivel de activo por lo cual, para poder obtener y/o determinar los ingresos por proyecto, fue necesario llevar a cabo un prorrateo en función de la producción, asimismo, se consideró lo siguiente:

• Los ingresos por proyecto se estimaron con base en los ingresos por venta de crudo, gas y otros productos y servicios por el activo, derivado de los estados de resultados que tienen como insumos el CODIE/CCH de la SDC.

• Las cifras de los ingresos son considerados a pesos corrientes.

• El prorrateo de los ingresos de cada activo y sus proyectos se calcula-ron con base en la producción de crudo y gas real obtenida del SIPOP para cada uno de los años que se contemplan en el presente informe.

• La agrupación se realizó por proyecto con base en la información por campo petrolero del Consolidado de Comercialización de Hidrocarbu-ros de la Subdirección de Distribución y Comercialización.¡

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A continuación se muestran los ingresos calculados para el proyecto Burgos en el periodo 2006-2011.

Ingresos proyecto Burgos (MM$ de 2011)

Producto Años

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Crudo 0 0 0 0 0 0

Gas 33,653 33,767 40,908 25,127 27,127 23,132

Condensado 1,696 1,584 2,463 2,876 4,836 6,215

Otros productos y servicios 30 101 214 298 649 935

Total 35,379 35,452 43,584 28,301 32,611 30,282

Aspectos financierosDesde 2007, el presupuesto de la Región Norte fue orientado hacia los activos aceiteros de la región: activo de producción Poza Rica Altamira y activo inte-gral Aceite Terciario del Golfo. En 2010, Burgos fue el activo con más recursos presupuestales (32,748 MM$) de la Región Norte, debido a que registraba una importante deuda con las compañías contratistas de COPF. Posteriormente en 2011, nuevamente volvió a contar con menor presupuesto (26,614 MM$) lo que significo regresar a niveles similares a los de 2009 (22,994 MM$).

c. Beneficios alcanzados por la población a través de los proyectosLos beneficios para la población derivados de la ejecución de diversos pro-yectos de PEP provienen principalmente de los derechos fiscales transferidos a la federación, mismos que están estipulados en la Ley Federal de Derechos que se emite anualmente y a la que están sujetos el valor del petróleo crudo y/o gas natural extraídos de los campos petroleros de PEP; estos derechos se traducen en ingresos para el gobierno federal, el cual los destina a diversos programas que integran el presupuesto de egresos de cada año, tanto de par-ticipación estatal como federal. Tales son los casos de los proyectos integrales Ayin-Alux, Chuc, Yaxche, Och-Uech-Kax, Caan, Lakach y Ek-Balam

El contrato para Och-Uech-Kax considera 1.5% del monto total del contrato para ser aplicado en obras y acciones de desarrollo sustentable.

Obras de beneficio mutuoLas obras de beneficio mutuo son obras de infraestructura carretera que, en el marco de las actividades productivas de la empresa, se requieren para enlazar instalaciones petroleras y mejorar vías de acceso; además de apoyar la reactivación económica y el desarrollo de las comunidades, estas obras han promovido la conservación de las redes de caminos, puentes y, en algu-nas ocasiones, calles en comunidades aledañas a las instalaciones en donde opera PEP.

32,7

48

26,2

78

13,9

94

2010

2011

2012

PRESUPUESTO DE INVERSIÓN

(MILLONES DE PESOS)

El contrato para Och-Uech-Kax considera 1.5% del monto total del

contrato para ser aplicado en obras y acciones de desarrollo sustentable.

Pemex

528

Algunas de las obras de beneficio mutuo entregadas por PEP son las siguientes:

Proyecto integral Ek-Balam

La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 13,664 ha-bitantes en siete colonias: Benito Juárez, Francisco I. Madero, FOVISSSTE, Aeropuerto, Petrolera, San Carlos y Obrera; asimismo se modernizó el sistema de drenaje pluvial y la imagen urbana La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 10,186 habitantes en las colonias Cuauhtémoc, Avia-ción, Tacubaya, Petrolera, Benito Juárez, Francisco I. Madero, FOVISSSTE y Miguel de la Madrid; asimismo se modernizó el sistema de drenaje pluvial y la imagen urbana.

DRENAJE PLUVIAL EN LAS COLONIAS BENITO JUáREZ, FRANCISCO I. MADERO, PETROLERA; URBANIZACIÓN, Y REPOSICIÓN DE PAVIMENTO EN CALLES Y CáRCAMO DE BOMBEO D-10.

PAVIMENTACIÓN DE CONCRETO HIDRáULICO, URBANIZACIÓN Y DRENAJE PLUVIAL EN LA AV. 31 ENTRE LA CALLE 40 Y AV. ISLA DE TRIS Y AV. PERIFéRICA, ENTRE PROLONGACIÓN DE LA AV. JUáREZ Y AV. PERIFéRICA NORTE

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DRENAJE PLUVIAL Y RED DE AGUA POTABLE EN LAS COLONIAS FRANCISCO I. MADERO, PEDRO SáENZ DE BARANDA; URBANIZACIÓN Y REPOSICIÓN DE PAVIMENTO EN CALLES Y CáRCAMO DE BOMBEO D-11

También se modernizó el drenaje pluvial en las colonias Benito Juárez, Emilia-no Zapata y Miguel de la Madrid urbanización, se repavimentaron las calles y se modernizó el cárcamo de bombeo D-9, lo cual benefició a una población de aproximadamente 8,622 habitantes en las colonias Benito Juárez, Emiliano Zapata y Miguel de la Madrid.

Proyecto integral Ku-Maloob-ZaapEn el proyecto integral Ku-Maloob-Zaap, durante el periodo de diciembre de 2006 a noviembre de 2012 se llevaron acabo las siguientes obras de beneficio mutuo:

Construcción de drenaje pluvial y sanitario en el fraccionamiento Santa Rita.

Alcance de la obra:

• Drenaje pluvial: 2,401 m de tubería de polietileno.

• Drenaje sanitario: 2,372 m de tubería de polietileno.

• Pavimento de concreto hidráulico: 20,463 m2.

• Banquetas: 6,992.60 m2, guarniciones: 4,956 m.

• Cárcamo de bombeo sanitario de 158 m3 y pluvial de 263 m3.

• Caseta de control y equipamiento electromecánico.

• Calles: 2,380 m

• áreas verdes: 2,700 m2.

• Andadores 1,500 m2.

• Alumbrado público: 14 postes con dos lámparas.

La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 4,000 habi-tantes en las colonias Santa Rita y Puesta del Sol; asimismo se modernizó el sistema de drenaje pluvial, sanitario y la imagen urbana.

Pemex

530

Alcance de la obra:

• Red de drenaje pluvial: 4,812 m de tubería de concreto armado.

• Pavimento de concreto h idráulico: 13,211 m2.

• Banquetas: 13,475 m2.

• Guarniciones: 12,620 m.

• Cárcamo de bombeo D-11: capacidad de 527 m3.

• Muro de contención: 25 m de estacado.

• Complementos: Caseta de control y equipamiento electromecánico.

OBRAS DE PAVIMENTACIÓN Y URBANIZACIÓN EN LA PENÍNSULA DE ATASTA, qUE COMPRENDEN LAS COMUNIDADES DE NUEVO CAMPECHITO, RIBERA DE SAN FRANCISCO, EMILIANO ZAPATA, NUEVO PROGRESO, SAN ANTONIO CáRDENAS, ATASTA Y PUERTO RICO

La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 6,254 habi-tantes en las colonias Francisco I. Madero y Pedro Sainz de Baranda; asimis-mo se modernizó el sistema de drenaje pluvial y la imagen urbana.

Alcance de la obra:

• Pavimentación de carpeta asfáltica: 37,952 m.

• Banqueta: 11,665 m2.

• Guarniciones: 11,665 m.

• Drenaje por escurrimiento superficial.

La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 11,896 habi-tantes en las comunidades de la península de Atasta; asimismo se modernizó la imagen urbana.

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Adecuación de caminos de acceso que utiliza personal de Pemex.

Alcance de la obra:

• Pavimentación con mejoramiento de capa sub-base.

• Colocación de capa sub-base con concreto f’c=100 kg/cm2.

• Colocación de MR= 50 kg/cm2.

• Señalización vial en cruces y avenidas.

• Guarniciones y banquetas.

La población beneficiada por esta obra es de aproximadamente 17,702 ha-bitantes en las colonias Salitral, Estrella Manigua Limonar; se modernizó la imagen urbana y las vialidades, elevando la calidad de vida de la comunidad.

Pemex Exploración y Producción - Subdirección Región Marina NoresteProyecto Ku-Maloob-Zaap (Obras de beneficio mutuo)

Obras 2009 2010 2011 2012 Total

Drenaje pluvial y red de agua potable en las colonias Francisco I. Madero, Pedro Sáenz de Baran-da, urbanización reposición de pavimento en calles y cárcamo de bombeo, D-11

42´966,097.04 51´050,058.14 543,447.39 94´559,602.57

Adecuación de caminos de acceso que utiliza personal de Pemex en Cd. del Carmen, Campeche

2´439,821.30 2´439,821.30

Drenaje sanitario y pluvial en el fraccionamiento Santa Rita

49´833,551.55 47´816,610.00 97´650,161.55

Obras de pavimentación y urbaniza-ción en la península de Atasta

45´884,628.33 45´884,628.33

Tata anual 42´966,097.04 51´050,058.14 98´701,448.57 47´816,610.00 240´534,213.75

Proyecto integral Bellota-Chinchorro

Las obras realizadas durante el periodo 2009 a 2012 son:

PAVIMENTACIÓN DE 1.2 KM DE CAMINO RA. BENITO JUáREZ 2ª SECCIÓN, TRAMO SAN MIGUEL

Pemex

532

PAVIMENTACIÓN DE 4.0 KM DE CAMINO E.C. HUAPACAL, 1ª SECCIÓN, GALEANA, 2ª SECCIÓN, BENITO JUáREZ, EL FILAR

PAVIMENTACIÓN DE 3.0 KM DE CAMINO SAN LORENZO-SAN GREGORIO

PAVIMENTACIÓN DE 3.6 KM DE CAMINO RANCHERÍA LA PIEDRA, 1ª Y 2ª SECCIONES, ACCESO AL POZO PACHé

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PAVIMENTACIÓN DE 0.5 KM DE CAMINO PINO SUáREZ Y CONSTRUCCIÓN DE CUATRO PUENTES CAJÓN Y DOS PUENTES TUBULARES 18.0 Y 15.0 KM, EN RA. TRáNSITO TULAR

PAVIMENTACIÓN DE 1.8 KM DE CAMINO HUAPACAL, 1ª SECCIÓN, EJIDO EL CARMEN

PAVIMENTACIÓN DE 3.1 KM DE CAMINO BONANZA, EJIDO IqUINUAPA-GALEANA

Pemex

534

PAVIMENTACIÓN DE 5.2 KM DE CAMINO EL MANGO, IqUINUAPA-AYAPA

CONSTRUCCIÓN DE TECHADO (A BASE DE ESTRUCTURA Y LáMINAS) DE PATIO ESC. PRIMARIA RA. LAS FLORES, 3A SECCIÓN, PARAÍSO, TABASCO

PAVIMENTACIÓN DE 4.3 KM DE CAMINO RA. HUAPACAL, 1A SECCIÓN, HUIMANGUILLO, TABASCO

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CONSTRUCCIÓN DE DESAYUNADOR TECHADO PARA ESC. PREPRIMARIA RA. LAS FLORES, 3A SECCIÓN, PARAÍSO, TABASCO

CONSTRUCCIÓN DE CANCHA DE USOS MúLTIPLES, RANCHERÍA LAS FLORES, 3ª SECCIÓN

CONSTRUCCIÓN DE PUENTE 25.0 M Y 1.14 KM CAMINO REVESTIDO E/O. MIAHUATLáN, SAN GREGORIO, JALPA DE MéNDEZ

Pemex

536

2010

MANTENIMIENTO A CAMINO PAVIMENTADO DE 5.0 KM EJIDO TULAR, LIBERTAD, 6ª SECCIÓN, LA LUCHA Y LIBERTAD, 2ª SECCIÓN, CUNDUACáN

PAVIMENTACIÓN DE 2.0 KM CAMINO VECINAL EN RA. FRANCISCO I. MADERO, 2ª SECCIÓN, COMALCALCO

PAVIMENTACIÓN DE 1.0 KM VIALIDADES E/O. ERNESTO AGUIRRE COLORADO POBLADO C-40, HUIMANGUILLO

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PAVIMENTACIÓN DE 0.6 KM VIALIDAD VILLA CARLOS GREEN, ACCESO AL CAMPO YAGUAL, COMALCALCO

CONSTRUCCIÓN DE 400 M DE BARDA PERIMETRAL EN ESCUELA TELESECUNDARIA DE LA RANCHERÍA PATASTAL, 1ª SECCIÓN

REHABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE (TANqUE ELEVADO) EN LA RANCHERÍA SANTUARIO, 2A SECCIÓN (CEAS)

Pemex

538

PAVIMENTACIÓN DE 6.0 KM CAMINO N10, INGENIO STA. ROSALÍA

REHABILITACIÓN DE CASETA Y ARREGLO MECáNICO DEL EqUIPO DE BOMBEO EN LA RANCHERÍA PECHUCALCO, 1ª SECCIÓN (CEAS)

REHABILITACIÓN DE CERCA Y ARREGLO MECáNICO DEL EqUIPO DE BOMBEO EN EL POBLADO 11 DE FEBRERO (CEAS)

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REHABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE, EqUIPO DE BOMBEO, SUBESTACIÓN ELéCTRICA DE 45 KV, TANqUE ELEVADO, CERCA PERIMETRAL, ARREGLO MECáNICO, SELLO SANITARIO Y OBRA EXTERIOR EN LA RA. LA PIEDRA, 2A SECCIÓN (CEAS)

ADqUISICIÓN DE EqUIPOS DE BOMBEO PARA INFRAESTRUCTURA DE AGUA POTABLE EN EJIDO REFORMA Y EJIDO TIERRA Y LIBERTAD (CEAS)

PAVIMENTACIÓN DE 0.4 KM DEL CAMINO AL EJIDO LIBERTAD

Pemex

540

PAVIMENTACIÓN DE 1.5 KM DEL CAMINO EJIDO CASA BLANCA–EJIDO LA LUCHA

REHABILITACIÓN DE CERCA, CASETA, ARREGLO MECáNICO Y TANqUE ELEVADO, EJIDO CEIBA (CEAS)

MANTENIMIENTO A LA INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE EN EL EJIDO FRANCISCO TRUJILLO GURRÍA, C-32 (CEAS)

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CONSTRUCCIÓN DE 0.5 KM DE TERRACERÍA CON REVESTIMIENTO DE MATERIAL PéTREO EN EL CAMINO A LA RANCHERÍA HUAPACAL, 2ª SECCIÓN

PAVIMENTACIÓN DE 451 M DE CALLE EJIDO NUEVO VOLCáN, CHICHONAL

PAVIMENTACIÓN DE 2.6 KM CAMINO E.C. CRISTO REY, SAN-JOSé LIMONCITO RA. MORELOS, 2ª SECCIÓN, REFORMA

PAVIMENTACIÓN DE 451 M DE CALLE EJIDO NUEVO VOLCáN, CHICHONAL

Proyecto integral Cactus-Sitio Grande

Pemex

542

REHABILITACIÓN DE 8.0 KM CAMINO TERRACERÍA RA. EL ROSARIO

PAVIMENTACIÓN DE 10.0 KM DEL CAMINO W 55, E.C. FED. 180, EJIDO VICENTE GUERRERO, POBLADO C 29

Fuente: Unidad de Asuntos Externos y Comunicación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Coordinación de Enlace Institucional.

Fuente: Unidad de Control de Gestión, Oficio, Región Sur, oficio PEP-SPRS-UCG-73000-103-2012.Resguardo y ubicación: Unidad de Asuntos Externos y Comunicación, Región Sur.

Proyecto integral Cárdenas

Proyecto integral Carmito-Artesa

Obras de beneficio mutuo realizadas (M$)

Obras Año Total Habitantes

Revestimiento de 5.0 km camino Nicolás Bravo, 2ª sección, Juárez, Chiapas 2009 99,189 358

Ampliación de acotamiento Pichucalco Reforma (2a etapa) tramo Santa Teresa-Juárez 2009 5,479,141 10,000

Pavimentación de 5.0 km camino batería Sitio Grande-carretera Villahermosa-Teapa (1a etapa) Juárez, Chiapas

2010 17,110,686 832

Rehabilitación de camino Ribera Zapotal-San José Limoncito Cristo Rey, Reforma-Chiapas 2010 209,861 446

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TERMINACIÓN DE 2.1 KM AMPLIACIÓN DE ACOTAMIENTO PICHUCALCO-REFORMA (2ª ETAPA) TRAMO SANTA TERESA-JUáREZ, JUáREZ, CHIAPAS

PAVIMENTACIÓN DE 5.0 KM CAMINO BATERÍA SITIO GRANDE-ESTACIÓN DE COMPRESIÓN, CARRETERA VILLAHERMOSA-TEAPA (1ª ETAPA) JUáREZ, CHIAPAS

2009

2010

Fuente: Unidad de control de Gestión, Oficio, Región Sur, oficio PEP-SPRS-UCG-73000-103-2012.Resguardo y ubicación: Unidad de Asuntos Externos y Comunicación, Región Sur.

Pemex

544

Proyecto integral El Golpe-Puerto Ceiba2009

Acondicionamiento de campo deportivo y construcción de cancha de usos múltiples, Ra. Las Flores, 2ª sección, Paraíso.

Construcción de barda perimetral del panteón y techado de cancha de escuela Esperanza Iris, Ra. Las Flores, 2ª sección, Paraíso.

Pavimentación de camino y colocación de pases de agua, camino del Pan-teón, Ra. Las Flores, 2a sección, Paraíso.

Pavimentación de 3.0 km camino San Lorenzo-San Gregorio, Jalpa de Méndez.

Pavimentación camino en ranchería Centro Tular 2da sección, Pino Suárez, 2a sección (Bellota Jujo paquete 2).

Mantenimiento camino pavimentado ranchería Patastal 1a sección-ranchería Centro Tular, 2a sección (Bellota-Jujo paquete 2).

CONSTRUCCIÓN DE BARDA PERIMETRAL DEL PANTEÓN Y TECHADO DE CANCHA EN ESCUELA ESPERANZA IRIS EN LA RA. LAS FLORES, 2ª SECCIÓN, PARAÍSO, TABASCO

PAVIMENTACIÓN DE 2.0 KM CAMINO RANCHERÍA PATASTAL, 3ª SECCIÓN

2010

Mantenimiento de camino pavimentado ejido Santuario, 2ª sección 1ª, Cárdenas.

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2012

Pavimentación de 1.7 km del camino Ra. Lázaro Cárdenas, 1a sección.

Construcción de 1.1 km de camino de terracería con revestimiento alterno al cam-po Castarrical.

REHABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE EN LA RANCHERÍA SARGENTO LÓPEZ, 1ª SECCIÓN (CEAS)

RECONSTRUCCIÓN DE PUENTE MARÍN EN RANCHERÍA ZARAGOZA, 3ª SECCIÓN

Pemex

546

CONSTRUCCIÓN DE BANDA PERIMETRAL Y ACONDICIONAMIENTO (RELLENO) DEL PATIO DE LA ESCUELA TELESECUNDARIA JAIME TORRES BODET DEL EJIDO FRANCISCO I. MADERO, 2A SECCIÓN

REHABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AGUA POTABLE EN EL EJIDO AqUILES SERDáN (CEAS)

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ónSUMINISTRO E INSTALACIÓN DE EqUIPO DE BOMBEO PARA INFRAESTRUCTURA HIDRáULICA DE AGUA POTABLE EN LA RANCHERÍA LA UNIÓN, 1ª SECCIÓN (CEAS)

PAVIMENTACIÓN DE 1.0 KM DE VIALIDADES EN OCUAPAN, HUIMANGUILLO

PAVIMENTACIÓN DE 4.5 KM DE LIBRAMIENTO DEL POBLADO MECATEPEC, HUIMANGUILLO

Fuente: Unidad de Asuntos Externos y Comunicación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Coordinación de Enlace Institucional.

Proyecto integral Jujo-Tecominoacán2009

Pemex

548

2012

Pavimentación de 1.0 km de vialidades urbanas en el poblado Carlos Rovirosa.

Pavimentación de 0.5 km de vialidades urbanas en el ejido Francisco Villa, poblado C-31.

Pavimentación de 0.5 km de vialidades urbanas en el ejido Carlos A. Madrazo, poblado C-41.

Pavimentación de 1.0 km de vialidades en el ejido Monte de Oro.

Fuente: Unidad de Asuntos Externos y Comunicación, Región Sur.Resguardo y ubicación: Coordinación de Enlace Institucional.

Proyecto integral Delta del Grijalva

Relación de obras de beneficio mutuoAño Estado Municipio Obra Inversión

(M$)Población

2009 Tabasco Centla Pavimentación vialidad de acceso a ex agencia de ventas en Frontera

1,894,728 1,000

2009 Tabasco Centla Pavimentación camino ejido Libertad de Allende, Centla 2,284,346 1,392

2010 Tabasco Chicozapote Pavimentación de camino en ranchería Chicozapote 2a sec-ción (Samaria-Luna)

1,390,800 455

2010 Tabasco Centla Mantenimiento a camino pavimentado en ranchería Carrillo Puerto Norte (Samaria-Luna Paq. 2)

1,254,884 566

2010 Tabasco Centla Construcción de banquetas y guarniciones ranchería Libertad de Allende, Centla

2,256,212 1,173

2010 Tabasco Jalpa de Mén-dez

Construcción de 20 m de banqueta lateral izquierda en puente San José en Ra. Reforma, 2a sección

16,643 1,370

2010 Tabasco Jalpa de Mén-dez

Construcción de plaza comunitaria en Ra. Reforma, 2a sec-ción

660,622 1,370

2010 Tabasco Jalpa de Mén-dez

Construcción de 88 m de barda y 420 m de piso rústico en casa ejidal del ejido Reforma, 2a sección

173,477 1,370

2010 Tabasco Varios Mantenimiento de obras beneficio mutuo Delta 11,247,953 5, 000

2011 Tabasco Nacajuca Construcción de cerca perimetral de escuela primaria El Sitio, Nacajuca

381,000 330

2011 Tabasco Nacajuca Construcción de puente tubular acceso escuela EMSAD 32, poblado Oxiacaque, Nacajuca

1,300,249 350

2011 Tabasco Cunduacán Pavimentación de carretera, ejido Cumuapa, 1ª sección (Contraincendio-Vía Corta), Cunduacán (1a etapa)

3,043,746 2,897

2011 Tabasco Centla Construcción revestimiento con grava de 1.1 km de vialidades urbanas en la Ra. Libertad de Allende

1,491,703 1,173

2012 Tabasco Centla Pavimentación de 1.1 km de vialidades urbanas en la Ra. Libertad de Allende

1,992,599 1,279

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2012 Tabasco Centla Pavimentación de 1.0 km de vialidades urbanas en la Ra. Benito Juárez

1,481,422 2,825

2012 Tabasco Centla Construcción de 5.0 km de guarniciones y banquetas en la Ra. Buenavista

157,904 581

2012 Tabasco Nacajuca Rehabilitación de 2.0 km del camino al ejido Tecoluta, 2a sección

1,855,881 1,689

2012 Tabasco Nacajuca Construcción de 2.0 km de terracerías del camino al ejido Nacajuca anexo Oxiacaque

3,487,219 1,928

2012 Tabasco Nacajuca Construcción de 1.0 km de terracerías en vialidades urbanas del ejido Plan de Ayala

1,661,025 250

2012 Tabasco Nacajuca Remodelación de parque comunitario del poblado Tucta 1,338,975 2,015

2012 Tabasco Nacajuca Construcción de 1.0 km terracerías en vialidades urbanas del poblado Tucta

1,691,300 500

PAVIMENTACIÓN DE 1.6 KM CAMINO EJIDO LIBERTAD DE ALLENDE

PAVIMENTACIÓN DE 1.2 KM CAMINO, RA. CHICOZAPOTE, 2ª SECCIÓN, CENTLA

2009

2010

Pemex

550

MANTENIMIENTO DE 1.0 KM A CAMINO PAVIMENTADO EN RANCHERÍA CARRILLO PUERTO NORTE (SAMARIA-LUNA PAq. 2)

CONSTRUCCIÓN DE 1.5 KM BANqUETAS Y GUARNICIONES RANCHERÍA LIBERTAD DE ALLENDE

CONSTRUCCIÓN DE 20 M BANqUETA LATERAL IZqUIERDA EN PUENTE SAN JOSé, RA. REFORMA, 2ª SECCIÓN

2011

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PAVIMENTACIÓN DE 2.025 KM DE VIALIDADES URBANAS EN LA RANCHERÍA LIBERTAD DE ALLENDE

REHABILITACIÓN DE 2.0 KM CAMINO DE TERRACERÍA EN EL EJIDO TECOLUTA, 2ª SECCIÓN

CONSTRUCCIÓN DE 1.0 KM DE TERRACERÍA EN VIALIDADES URBANAS DEL EJIDO PLAN DE AYALA

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REMODELACIÓN DE PARqUE COMUNITARIO DEL POBLADO TUCTA

CONSTRUCCIÓN DE 1.0 KM TERRACERÍA EN VIALIDADES URBANAS DEL POBLADO TUCTA

Proyecto integral Complejo Antonio J. Bermúdez

Proyecto: Antonio J. Bermúdez

Obras en Villahermosa, Tabasco

Descripción de la obra Monto ($) Año

Construcción de protección marginal izquierda del puente La Isla sobre el río Carrizal, Centro 863,074.0 2009

Pavimentación de 4.0 km camino ranchería Corregidora 3ª, El Corcho, Centro 5,221,107.0 2009

Pavimentación de 2.3 km vialidades urbanas en poblado Gregorio Méndez 832,119.0 2009

Puente tubular de 30.0 m en Olcuatitan, Nacajuca 300,000.0 2009

Pavimentación de 1.3 km vialidades, Villa Jalupa 1,021,589.0 2009

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Pavimentación camino pozo Oxiacaque 653,027.0 2009

Pavimentación de 2.2 km camino W-20 tramo entre Santa Rita y Cuatro Caminos, Cunduacán 394,448.0 2009

Pavimentación de vialidades urbanas en poblado Gregorio Méndez (Samaria-Luna) 1,493,428.0 2009

Pavimentación de vialidades urbanas en ejido Cumuapa, 2ª sección (Samaria-Luna) 1,642,769.0 2009

Construcción de puente peatonal sobre carretera 180 Villahermosa-Cárdenas en ranchería Cumuapa, 2ª sección, Cunduacán

74,828.0 2009

Obras diversas (banquetas y guarniciones, 70 luminarias en cancha de usos múltiples, en ranchería Cumuapa, 2ª sección, Cunduacán

7,427,483.0 2010

Pavimentación de la carretera Cuatro Caminos-ejido Ceiba, Cunduacán 4,323,141.0 2010

Mantenimiento de 2.1 km del camino pavimentado poblado Gregorio Méndez-Bordo izquierdo 6,144,717.0 2010

Pavimentación de 6.3 km camino Tierra Adentro 1ª-Villa Jalupa, Jalpa de Méndez 2,230,627.0 2010

Mantenimiento de obras de beneficio mutuo AJB 24,345,870.0 2010

Construcción de puente de acceso a la escuela primaría del ejido Francisco J. Mujica, Cunduacán 211,344.0 2011

Pavimentación de 2.0 km del camino Ejido Cumuapa, 1ª sección Estación contra incendio vía corta Cunduacán, 2da etapa

4,037,601.0 2011

Pavimentación de 4.0 km del camino al Ejido Santa Catalina 1,569,877.0 2012

Rehabilitación de 1.2 km de camino pavimentado en el Ejido Felipe Galván 852,990.0 2012

Construcción de puente de acceso a la escuela primaría del Ejido Francisco J. Mújica 915,773.0 2012

Construcción de puente peatonal sobre carretera 180 Villahermosa-Cárdenas en la ranchería Cumuapa, 2ª sección

1,248,398.0 2012

Rehabilitación de la planta potabilizadora en el poblado Oxiacaque (CEAS), Nacajuca 1,465,566.0 2012

Remodelación de parque comunitario del poblado Mazateupa 1,431,415.0 2012

PUENTE TUBULAR DE 30.0 M EN OLCUATITáN

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PAVIMENTACIÓN DE 1.3 KM VIALIDADES URBANAS EN VILLA JALUPA

PAVIMENTACIÓN DE 1,100 M VIALIDADES URBANAS EN POBLADO GREGORIO MéNDEZ (SAMARIA-LUNA PAq. 1)

OBRAS DIVERSAS (BANqUETAS Y GUARNICIONES, 70 LUMINARIAS Y CANCHA DE USOS MúLTIPLES) EN RA. CUMUAPA, 2ª SECCIÓN, CUNDUACáN

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ónPAVIMENTACIÓN DE 2.6 KM DE CARRETERA CUATRO CAMINOS-EJIDO CEIBA, CUNDUACáN

PAVIMENTACIÓN DE 2.0 KM DEL CAMINO EJIDO CUMUAPA, 1A SECCIÓN-ESTACIÓN CONTRA INCENDIO-VÍA CORTA CUNDUACáN, 2A ETAPA

CONSTRUCCIÓN DE PUENTE PEATONAL DE ACCESO A LA ESCUELA PRIMARIA DEL EJIDO FRANCISCO J. MúJICA

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REHABILITACIÓN DE LA PLANTA POTABILIZADORA EN EL POBLADO OXIACAqUE (CEAS

REMODELACIÓN DEL PARqUE COMUNITARIO DEL POBLADO MAZATEUPA

TRAMO CARRETERO OJITAL VIEJO-SESTEO DE LAS áGUILAS-PAPANTLA

Información proporcionada por la Unidad de Control de Gestión de la Subdirección de Producción Región Sur, donde específica que los años 2007-2008 las erogacio-nes de las obras se hicieron con cargo a la cabecera de la Región Sur.

Proyecto integral Aceite Terciario del Golfo

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TRAMO CARRETERO SESTEO DE LAS áGUILAS-EL CHOTE

CIRCUITO FURBERO-PRESIDENTE ALEMáN

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CALLE PRINCIPAL DE LA COMUNIDAD POZA LARGA

CALLE 21 DE MARZO, COMUNIDAD AGUA DULCE

REHABILITACIÓN DE PUENTE TUBULAR EN CAMINO DE ACCESO BATERÍA 1 CONSTITUCIONES

Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas ConstitucionesDe 2006 a 2011, en el Proyecto Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del Campo Tamaulipas-Constituciones se realizaron 64 obras de beneficio mutuo en municipios de los estados de Tamaulipas, Veracruz y San Luis Potosí, teniendo un alcance de 177.94 km rehabilitados en los municipios Altamira, ébano y Pánuco que comprenden un total de siete comunidades (nueve fue-ron hechas en 2009, 19 en 2010 y 36 en 2011).

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PAVIMENTACIÓN DE CONCRETO HIDRáULICO DE CAMINO DE ACCESO A BATERÍA 1 TAMAULIPAS (PUENTE)

REHABILITACIÓN DE LA RED DE DRENAJE EN AV. MANUEL C. LARRAGA EN EL MUNICIPIO DE éBANO, SAN LUIS POTOSÍ

REHABILITACIÓN DE LA RED DE DRENAJE EN AV. MANUEL C. LARRAGA EN EL MUNICIPIO DE éBANO, SAN LUIS POTOSÍ

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560

Proyecto Integral Poza Rica – Tres HermanosDurante los años 2006 a 2011 en el proyecto integral Poza Rica-Tres Hermanos se realiza-ron un total de 107 obras de beneficio mutuo en el estado de Veracruz, teniendo un alcance de 342.79 km rehabilitados en beneficio de 13 municipios: Álamo Temapache, Castillo de Teayo, Cerro Azul, Coatzintla, Gutiérrez Zamora, Naranjos, Papantla, Poza Rica, Tamalín, Tamiahua, Tepetzintla, Tihuatlán y Tuxpan, que comprenden un total de 100 comunidades.

De las 107 obras realizadas, 32 fueron hechas en 2009, 34 en 2010 y 41 en 2011.

PAVIMENTACIÓN ACCESO BATERÍA SOLEDAD, INCLUYE PUENTE PARA PASO INFERIOR DE LÍNEAS COLECTORAS, VADO Y ALCANTARILLA. EJIDO VEGA DE SOLEDAD, MUNICIPIO DE áLAMO, TEMAPACHE

REHABILITACIÓN DEL CIRCUITO ESCOLÍN, MUNICIPIO DE PAPANTLA

ACONDICIONAMIENTO DE CAMINO GENERAL CON RECARGUE DE MATERIAL DE REVESTIMIENTO AL MÓDULO II TRES HERMANOS, MUNICIPIO DE TAMALÍN

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REHABILITACIÓN DE PUENTE COLGANTE PEATONAL, MUNICIPIO DE NARANJOS

CONSTRUCCIÓN DE PUENTE, COLONIA AVIACIÓN VIEJA, REVOLUCIÓN, MIGUEL HIDALGO, INTERIOR DEL CAMPO PEMEX, CEBETIS (PUENTE CALLE FERROCARRIL), MUNICIPIO DE POZA RICA

PAVIMENTACIÓN BATERÍA POTRERO DE LLANO, EJIDO POTRERO 1, POTRERO 2 Y HORCONES. MUNICIPIO DE áLAMO, TEMAPACHE

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562

Programa Estratégico de GasDe las obras de infraestructura carretera que en el marco de las actividades productivas de la empresa se requieren para enlazar instalaciones petroleras y mejorar vías de acceso, además de apoyar la reactivación económica y el desa-rrollo de las comunidades, se ha promovido la conservación de las redes de ca-minos, puentes y, en algunas ocasiones, calles en comunidades aledañas a las instalaciones en donde opera PEP. Del 1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre 2011, el activo integral Veracruz realizó un total de 450 obras de infraestructura de logística petrolera con un importe aproximado de 846 MM$ y un alcance de 5,476.69 MM$, correspondiente a los municipios de Alvarado, Amatitlán, Azue-ta, Camarón, Carlos A. Carrillo, Cd. Isla, Chacaltianguis, Cosamaloapan, Cotaxt-la, Covarrubias, Ignacio de la Llave, Ixmatlahuacan, Jamapa, José Azueta, Juan Rodríguez Clara, Laguna Blanca, Medellín, Puente Nacional, Santiago Tuxtla, Soledad de Doblado, Tierra Blanca, Tres Valles, Tlacotalpan, Tlalixcoyan, Pie-dras Negras, Tres Valles, Tuxtilla, que comprende un total de 460 comunidades y aproximadamente 7,440 personas beneficiadas.

PAVIMENTACIÓN DEL CAMINO AL CAMPO CAUCHY

CAMINO DE ACCESO A LA ESTACIÓN DE COMPRESIÓN DE GAS KABUKI-ARIS

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CAMINO GENERAL CAMPO RABEL

REHABILITACIÓN DE LA CALLE MURILLO VIDAL DE JUAN RODRÍGUEZ CLARA, VERACRUZ

REHABILITACIÓN DE PUENTES SOYOLAPA

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PUENTE LOS BáLSAMOS

PUENTE RÍO CAMARÓN

Desarrollo SustentableDesde 1999, Pemex ha implementado acciones en desarrollo sustentable ini-ciando con la definición de prioridades en materia ambiental, social y de ad-ministración e infraestructura.

En 2003, se determinó una serie de premisas basadas en las mejores prácti-cas a nivel internacional en desarrollo sustentable, aplicadas por las operado-ras líderes. Algunos organismos subsidiarios consolidaron esfuerzos de esta estrategia, entre ellos, PEP.

El desarrollo sustentable es “aquel que satisface las necesidades esenciales de la generación presente sin comprometer la capacidad de satisfacer las necesidades esenciales de las generaciones futuras”.

La Región Norte de PEP ha implementado la estrategia de desarrollo sustenta-ble, a través de la cual ha brindado atención a sus grupos de interés.

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Los primeros esfuerzos en desarrollo sustentable se llevaron a cabo en el activo integral Burgos en 2007, iniciando con el diseño de la estrategia y obteniendo como resultado la puesta en marcha de distintos programas en beneficio de las comunidades y el medio ambiente, principalmente. Con posterioridad, la estra-tegia fue replicada en los activos integrales Aceite Terciario del Golfo, Veracruz y Poza Rica Altamira.

En los últimos cinco años, ha sido mayor la tendencia de responsabilidad so-cial empresarial y el desarrollo sustentable a través de diversos mecanismos en materia ambiental, social y económica. La estrategia de la Región Norte de PEP se centra en acciones de tipo preventivo y propositivo, y no reactivo. Otorga un papel central a la creación de condiciones adecuadas para el desarrollo susten-table. Da seguimiento a los impactos generados por la gestión del negocio en los ejes económico, ambiental y social, en favor de los grupos de interés para obtener de ellos la licencia social para operar.

El propósito de las acciones a favor de los grupos de interés es lograr incidir en la modificación y mejora de su realidad, con mayores oportunidades para su desarrollo.

Conciliar los métodos de exploración y explotación de hidrocarburos con los prin-cipios y premisas del desarrollo sustentable implica la ejecución de acciones que incorporen, con un enfoque preventivo, objetivos de producción, protección al medio ambiente y atención a las comunidades. Esto requiere un trabajo integral e incluyente entre los distintos órdenes de gobierno, la ciudadanía y los organismos no gubernamentales.

Con el objeto de contribuir a minimizar los impactos ambientales e iniciar una nueva forma de pensar, planear y hacer las cosas, en PEP Región Norte se han establecido las siguientes unidades:

• Coordinación de Desarrollo Sustentable (CDS), como la responsable de diseñar y ejecutar la estrategia de desarrollo sustentable del PATG.

• Coordinación de Asuntos Externos y Comunicación en el activo de pro-ducción Poza Rica-Altamira

• Unidad de Asuntos Externos y Comunicación en PEP Región Norte.

• Coordinación de Asuntos Externos en el activo integral Veracruz

Las actividades propias del negocio deben partir de una relación de respeto y cooperación. Estos principios básicos son marco de referencia y premisas para la toma de decisiones organizacionales y de sustentabilidad en cada uno de los proyectos:

• Operar con seguridad, rentabilidad, eficiencia y reconocimiento de la co-munidad.

• Promover, coordinar y apoyar acciones para realizar el compromiso de contribuir al desarrollo comunitario sustentable.

• Capacitar y sensibilizar en temas de desarrollo sustentable al personal de PEP, a sus compañías contratistas, a las autoridades gubernamentales, de otras instituciones y demás actores sociales relacionados con las acti-vidades de los activos.

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• Aplicar el anexo de desarrollo sustentable (anexo DS) como instrumen-to que garantice la responsabilidad social.

• Contribuir al desarrollo comunitario sustentable en temas de desarrollo urbano, manejo de recursos naturales, cuidado del patrimonio histórico y arqueológico y generación de capital humano (educación, salud e infraestructura).

• Promover y participar en los procesos de integración de planes y pro-gramas regionales y municipales de ordenamiento territorial y ecológi-co de los municipios del área de influencia.

• Mantener vínculos transparentes de atención institucional a autorida-des estatales, municipales y comunitarias.

• Promover la generación de capacidades y condiciones de desarrollo en comunidades del área de influencia.

• Fortalecer los programas de difusión y comunicación en materia de responsabilidad social a través del mejoramiento de la imagen de la Región Norte de PEP con las comunidades, como una empresa con responsabilidad social.

• Incrementar y mejorar la difusión de obras y programas sociales, intensi-ficar la difusión de las acciones en materia de seguridad, protección am-biental y responsabilidad social, difundir buenas prácticas ambientales y sociales a los grupos de interés y los beneficios económicos generados.

La transparencia y el diálogo abierto sobre la actuación, prioridades y planes futuros de sustentabilidad ayudan a reforzar las relaciones internas y externas de los activos y a inspirar confianza.

El cumplimiento de las diferentes exigencias legales y normativas, así como la presentación de evidencias documentales de su actuación, conforme a la regulación vigente, es obligación de la Región Norte de PEP. La empresa con-tribuye con acciones adicionales, complementarias a las políticas públicas. Las obras no suplantan la responsabilidad de los órganos de gobierno en los niveles federal, estatal y municipal.

El reporte sobre las contribuciones sociales y ecológicas de cada uno de los activos de la región y sus propuestas de sustentabilidad, son necesarias para reforzar la relación con los grupos de interés.

RELACIÓN CON COMUNIDADES, DIFUSIÓN DE ACCIONES EN MATERIA DE SUSTENTABILIDAD

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La Región Norte ha realizado un diagnóstico de las condiciones socioeconómi-cas de su zona de influencia. Éste fue realizado con la participación de la Univer-sidad Nacional Autónoma de México (UNAM) e incluye, entre otros parámetros, el índice de marginalidad, la concentración de los núcleos poblacionales, la riqueza natural y cultural.

La Región Norte de PEP señala en su Plan de Negocios el mismo nivel de impor-tancia a las reservas, a las metas de producción, a la seguridad, y a la responsa-bilidad social empresarial y los grupos de interés.

Para garantizar la viabilidad de la estrategia, Pemex contempla una serie de me-canismos tales como:

• Obras de Beneficio Mutuo (OBM).

• Donativos y donaciones en especie.

• Programas de apoyo a la comunidad y al medio ambiente (PACMA).

• Proyectos sustentables.

El área de influencia del PATG tiene rasgos distintivos.

El proyecto se ubica en lugares con un gran número de pequeñas poblaciones cercanas al área de actividad.

El común denominador en las comunidades es la alta marginalidad social, como lo refleja el Índice de Desarrollo Humano (IDH) elaborado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). Ese índice es de 0.6869, promedio que comprende a 251 municipios en donde tiene presencia PEP, lo que significa que los municipios que se encuentran dentro de la Región Norte de PEP presen-tan un IDH bajo.

El activo integral Aceite Terciario del Golfo estableció como uno de sus frentes es-tratégicos que las actividades petroleras que se desarrollen en esta unidad de pro-ducción se realicen bajo un modelo de desarrollo sustentable, que considere con el mismo valor la producción, el entorno socioeconómico y el ambiental. Esta visión de negocio es un reconocimiento de la responsabilidad social corporativa de Pemex, de racionalidad en una perspectiva de administración de riesgos y un modelo pionero dentro de la industria petrolera nacional. Ha significado involucrar al gobierno e ins-tituciones, al sector productivo y a la sociedad civil en acciones que garanticen ren-tabilidad y productividad para la empresa, desarrollo socioeconómico sustentable de las comunidades, mejoría en la calidad de vida de sus habitantes, regeneración ambiental y acercarse a la meta de cero emisiones al agua, aire y suelo.

Para garantizar la viabilidad de la estrategia, Pemex contempla una serie de me-canismos que buscan beneficiar de manera directa a las comunidades y munici-pios en donde se tiene presencia. Al respecto, se contemplan los donativos, las donaciones, las obras de PACMA. Para el caso del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, desde 2007 se ha buscado que los recursos invertidos en materia de apoyo comunitario tiendan a invertirse en obras o acciones que se enmarquen en el concepto de sustentabilidad y que, por lo tanto, garanticen una mejor calidad de vida y un beneficio de largo plazo para los habitantes de municipios petroleros dentro del área de este activo.

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Programas de Apoyo a la Comunidad y al Medio Ambiente De manera particular, como parte de las innovaciones que enmarcan al ac-tivo integral Aceite Terciario del Golfo, destacan los PACMA, que “son obras o acciones que se realizan al amparo del Anexo DS en los contratos que el AIATG celebra con terceros y que rebasan los cien MM$”. De estos contratos, se estipula que 2% del monto ejercido por la contratista debe ser destinado a obras y acciones de desarrollo sustentable en materia social, económica o ambiental, en beneficio de las comunidades donde el PATG tiene presencia.

Con este programa y a través del Anexo DS, se busca incentivar un enfoque preventivo y de largo plazo, que además de ofrecer a las comunidades opcio-nes de crecimiento y mejorar el nivel de vida aun cuando el ciclo de la activi-dad petrolera en la región hubiera concluido, permite contribuir a un cambio cultural en los actores involucrados, al establecer estándares de desempeño y de respeto al ambiente y a las comunidades. De esta forma, a través de la estrategia de desarrollo sustentable, se han realizado recursos en los últimos años a través del PACMA, que sumado a lo invertido en infraestructura ca-rretera relacionada a la actividad petrolera, se estima una inversión social de Pemex en la región.

Con estos esquemas, se busca socializar la inversión petrolera para mantener o mejorar la licencia social para la operación del proyecto, que posibilite su operatividad y ayude a administrar los costos de producción, con una lógica de sustentabilidad y de largo plazo, que entre otras cosas posibilite la genera-ción de capacidades y disminución del rezago social, económico y los pasivos ambientales en la región de este proyecto.

Los PACMA se diseñan para impulsar la esfera socioeconómica y ambiental, con enfoques transversales en cultura, transferencia de tecnología, género, edad, etnia, desarrollo organizacional, de capital social y de capacidades.

En 2010 se iniciaron los primeros proyectos PACMA y, debido a las carencias de infraestructura social en la zona ATG, se decidió rehabilitar espacios edu-cativos y de salud, por lo que se invirtió en la rehabilitación integral de doce escuelas y seis espacios de salud en los tres municipios de mayor importancia por la actividad petrolera del activo: V. Carranza en el estado de Puebla; Pa-pantla y Coatzintla en el estado de Veracruz.

Durante 2011, además de apoyar la infraestructura educativa, se diversificaron las propuestas de los PACMA, destacando el impulso a proyectos ambientales (reforestación y estudios de agua) y de generación de capital social a través de un PACMA dirigido a los niños (salud, nutrición y ecotecnologías).

Así, este año se propuso la rehabilitación de casas de salud, la construcción de un vivero tecnificado en el Instituto Tecnológico Superior de Venustiano Carranza para apoyar a la carrera de Ingeniería Forestal, el equipamiento de cómputo de varios bachilleratos y secundarias, la reforestación de 40 ha y la perforación de cinco pozos profundos de agua, la construcción de un museo comunitario, entre otros.

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En 2012, disminuyó la propuesta de proyectos PACMA para infraestructura edu-cativa; las propuestas actuales se centran en temas ambientales, de ecotecno-logías para el hogar y proyectos productivos. Entre las propuestas que iniciarán este año destaca la construcción de dos parques recreativos, la construcción y equipamiento de un taller de maquilado de prendas de vestir, la construcción de cinco pequeñas plantas de tratamiento de aguas residuales, la construcción de tres hospitales de la Cruz Roja, y el equipamiento de cómputo de más secunda-rias y bachilleratos de la región.

TELESECUNDARIA DE LA COMUNIDAD DE GUADALUPE VICTORIA, COATZINTLA, VERACRUZ

ESCUELA PRIMARIA EN LA COMUNIDAD DE PALMA SOLA, COATZINTLA, VERACRUZ

RED DE AGUA POTABLE (EN PROCESO), HORCONES, áLAMO, VERACRUZ

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570CASA DE SALUD, PLAN DEL PALMAR, PAPANTLA, VERACRUZ

CASA DE SALUD, EL OJITE, VENUSTIANO CARRANZA, PUEBLA

CASA DE SALUD, IGNACIO ZARAGOZA, VENUSTIANO CARRANZA, PUEBLA

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PACMA 2010-2012

Obra- acción Municipios Comunidades Beneficiarios Empleos generados

Socioeconómico

Educación

Rehabilitación de espacios educativos 42 11 38 4,436 663

Equipamiento de centros de cómputo 7 3 7 763 N. D.

Museo comunitario 1 1 1 598 21

Salud

Rehabilitación de infraestructura en salud 7 3 7 3,494 118

Educación

Rehabilitación de espacios educativos 42 11 38 4,436 663

Equipamiento de centros de cómputo 7 3 7 763 N. D.

Museo comunitario 1 1 1 598 21

Red de abastecimiento de aguas 1 1 1 812 17

Proyectos productivos

Ambiental

Hidrológico 7 2 6 21,453 N. D.

Forestal 1 1 1 1,268 30

Educación y cultura ambiental 1 1 1 95 30

Así, desde 2010 se cuenta con PACMA en 12 municipios, con los cuales se estima beneficiar a una quinta parte de la población total de los municipios dentro de la zona de influencia del PATG con proyectos en materia educativa, de salud, de cuidado o mejoría del ambiente, abastecimiento del agua y generación de recursos a partir de proyectos productivos. Además, para fortalecer la estrategia de desarrollo sustentable del PATG e integrar a los diferentes grupos de interés de la región, se mantienen reu-niones con instituciones públicas, universidades, asociaciones civiles y consultorías, con el fin de orientar a las empresas con el Anexo DS sobre sus propuestas PACMA.

Las acciones realizadas para la implementación del modelo de desarrollo sustentable han permitido que Pemex tenga hoy un acercamiento directo con cada una de las auto-ridades que integran los 15 municipios comprendidos en el proyecto.

Esta relación genera un compromiso compartido de brindar más y mejores apoyos para las comunidades, lo que también permitirá mantener un clima de paz, segu-ridad y bienestar social. Así, en esta nueva cultura, Pemex impulsa el negocio, y se fortalece como empresa socialmente responsable, comprometiéndose con las comunidades y con el medio ambiente.

Es destacable el dinamismo que se generó en la actividad económica y social de la región, en particular en la zona conurbada que abarca territorios de los municipios de Poza Rica, Coatzintla, Tihuatlán y Papantla, además del crecimiento económico

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que se generó en diversas comunidades de los municipios de Papantla, Coa-tzintla y álamo en el estado de Veracruz y Francisco Z. Mena y V. Carranza en Puebla, destacando el desarrollo de Agua Fría y San José en V. Carranza, Pal-ma Sola y Corralillos en Coatzintla, Huitzilac Z. Mena, álamo y Monte Chiquito, en álamo, entre otros. Es destacable la generación de más de mil empleos temporales producto de las obras o acciones PACMA.

PACMA 2010-2012 - Resumen

Obras / acción Beneficios

Socioeconómico

Educación

Rehabilitación de espacios educativos 42 4,436

Equipamiento de centros de cómputo 7 763

Museo comunitario 1 598

Salud

Rehabilitación de infraestructura en salud 7 3,494

Programa de salud, nutrición y ecotecnologías 1 1,382

Programa de Ecotecno comunidades 45 4,280

Red de abastecimiento de aguas 1 812

Proyectos productivos

Ambiental

Hidrológico 7 21,453

Forestal 1 1,268

Educación y cultura ambiental 1 95

Programa de Apoyo a la Comunidad y al Medio Ambiente 2010-2012 por municipio

Municipio Comunidades atendidas

álamo 10

Castillo de Teayo 2

Chicontepec 3

Coatxintla 12

Espinal 1

Francisco Z. Mena 4

Pantepec 2

Papantla 16

Tepetzintla 1

Tihuatlán 2

Venustiano Carranza 11

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Dada la trascendencia de este proyecto petrolero, se contempla que sus be-neficios tendrán influencia a nivel nacional, ya que la producción de aceite y gas contribuye en gran medida a satisfacer la demanda interna y a cumplir con los compromisos de exportación y de generación de recursos para el gasto público nacional.

Algunos efectos positivos para la actividad petrolera con una estrategia de desarrollo sustentable

Antes del anexo

Los apoyos sociales de Pemex no necesariamente se realizaban en comunida-des petroleras

Solicitudes ilimitadas de las comunidades

Pemex genera muy pocos empleos en las comunidades

Pemex se asociaba a molestias para la comunidad

Falta de directrices para canalizar apoyos

Bloqueos de caminos como forma de presión social

Existían actores sociales que promovían apoyos en nombre de Pemex

Beneficios de corto plazo

Ideas en las comunidades de que Pemex no cumple

Después del anexo

Beneficio directo a comunidades con actividad petrolera

Identificación de proyectos sustentables y de largo plazo

Generación de empleos temporales directamente relacionados a las obras y acciones PACMA o en los trabajos de construcción dentro de las actividades petroleras. Se recomienda privilegiar la contratación de mano de obra local

Asociación directa de PATG a programas de desarrollo sustentable y, en algunos casos, mejoría en las condiciones generales de la comunidad

Apoyos con directrices específicas relacionadas con el desarrollo sustentable comunitario

Disminución de bloqueos y apertura de canales de comunicación con las comu-nidades

Reconocimiento social de que Pemex apoya directamente a la comunidad, sin fines políticos ni religiosos, que generan una relación de confianza con la población

Proyectos de largo plazo que generan desarrollo a generaciones futuras

Pemex es relacionado cada vez más por las comunidades, con el término de desarrollo sustentable

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Beneficios del PAC en el Proyecto Integral Cuenca de BurgosEl PAC del activo integral Burgos beneficia a las comunidades ubicadas en el área de influencia a través de obras realizadas por los proveedores del activo.

Dichos programas son un medio para aumentar las posibilidades de empleabilidad de los habitantes de las comunidades y la tendencia crece hacia la diversificación económica y el apoyo a la eliminación de la dependencia económica hacia la com-pañía. Además permiten conocer, entender, anticiparse y mitigar los efectos de la presencia en la comunidad, pues son generadores de empleo y versan sobre la diver-sificación económica para anticiparse al retiro de la región del área de influencia. El activo integral Burgos, en 2010, desarrolló 45 programas de atención a la comunidad, entre los que destacan la remodelación y equipamiento de la cocina industrial de la Universidad Autónoma Agraria Antonio Narro (UAAAN) campus Saltillo, Coahuila, con una inversión de 3.7 MM$, para beneficiar a cerca de dos mil alumnos. Se dotó de mobiliario y equipamiento de aulas inteligentes y se entregó el desfibrilador para equipar la ambulancia donada a la Cruz Roja de Río Bravo, Tamaulipas.

INAUGURACIÓN DE LAS OBRAS EN LA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA AGRARIA ANTONIO NARRO

Fuente: Coordinación de Impacto Socioeconómico, Activo Integral Burgos.Resguardo y ubicación: Coordinación de Asuntos Externos y Comunicación del Activo Integral Burgos.

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Iniciativas para aumentar la empleabilidad de la comunidad La Región Norte de PEP le da prioridad a la empleabilidad de personal proveniente de las comunidades, siempre que tengan las habilidades y cumplan con el perfil requerido. En el activo integral Burgos, las iniciativas de empleabilidad son los pro-yectos sustentables, que crean nuevas fuentes de empleo relacionadas con otros sectores. En la población General Bravo del estado de Nuevo León, y en Hidalgo, Coahuila se implementó un centro de capacitación y adiestramiento en costura.

CAPACITACIÓN A GRUPO DE MUJERES EMPLEADAS EN LOS TALLERES DE COSTURA DE GENERAL BRAVO, NUEVO LEÓN E HIDALGO, COAHUILA

Impactos sobre otros sectores y contribución a la diversi-ficación económica a largo plazoEl impacto en el sector agroindustrial ha sido característico del activo integral Burgos. En la estrategia de desarrollo sustentable, se incluye un esfuerzo con-junto entre instituciones académicas y PEP para establecer convenios que fo-menten la creación de capacidades en las comunidades, incorporando a comu-nidades indígenas con el enfoque de igualdad y no discriminación por género, etnia ni edad.

Por otra parte, el activo de exploración Golfo de México Norte apoya a las co-munidades donde desarrollan sus actividades las compañías, ofreciendo una fuente de empleo a sus habitantes en áreas de crecimiento mediante capaci-tación, dándoles la oportunidad de conocer nuevas habilidades y/o desarrollar las conocidas.

Contribución a la toma de conciencia y generación de conocimiento en la comu-nidad para el ahorro de energía

En 2010, el activo integral Burgos puso en marcha tres proyectos en el ejido El Oro, comunidad de Monclova, Coahuila que durante muchos años permaneció en el abandono: la construcción de una plaza comercial comunitaria, la pavi-mentación de tres calles cercanas y la construcción de cinco biodigestores para la producción de gas, con una inversión de 5 MM$.

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BIODIGESTORES

EDIFICIO EL CONSISTORIAL, CIUDAD MIER, TAMAULIPAS SUPERVISADA POR EL INAH

PORqUERIZA EN EJIDO EL ORO, MONCLOVA

MUSEO TRAZOS REGIONALES, NUEVA CIUDAD GUERRERO, TAMAULIPAS

Herencia culturalEntre las obras realizadas por el activo integral Burgos en el ámbito cultural des-tacan la restauración del edificio El Consistorial en Ciudad Mier, Tamaulipas y la construcción del Museo Trazos Regionales en Nueva Ciudad Guerrero, Tamaulipas.

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Programa de educación ambientalEn el proyecto Aceite Terciario del Golfo se impartieron pláticas para la difusión de buenas prácticas ambientales y de seguridad en los municipios donde se desarrollan las actividades.

La Región Norte de PEP impartió 265 pláticas para la difusión de buenas prácti-cas ambientales y de seguridad en los municipios donde se desarrollan las ac-tividades y proyectos petroleros de la Región Norte. Se tuvo la participación de 3,851 asistentes, entre estudiantes, líderes municipales, y comunidad en general.

Proyectos sustentablesA nivel regional, PEP ha impulsado diversos programas tendientes a lograr el respeto y cuidado del medio ambiente.

En 2010, el Activo de Producción Poza Rica-Altamira implementó el programa Aprendiendo de PEP, a través del cual cinco escuelas secundarias de las co-munidades de Poza Rica, Papantla y Tihuatlán visitaron las instalaciones del activo, con lo que 150 alumnos pudieron conocer el laboratorio de paleontología y yacimientos donde especialistas les mostraron la actividad sustancial de PEP.

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Programa de reciclajeEn la Región Norte se continuó con el objetivo de fortalecer la cultura ambiental en los trabajadores, tanto de la región como de las compañías de proveedores.

Destaca el programa 3R (reducir, reutilizar y reciclar).

• Recolección de pilas y material PET

• Caminatas ecológicas

• Visitas guiadas a sitios de interés ecológico

• Pláticas de concientización ambiental a comunidades

Programa de rescate de flora y faunaLa Región Norte de PEP cuenta con programas de rescate de flora y fauna para dar cumplimiento a los términos y condicionantes emitidos por la SEMARNAT en materia de impacto y riesgo ambiental para los proyectos petroleros.

Durante 2010, fueron rescatados en el activo integral Burgos, 608,457 individuos de flora, con 95% de sobrevivencia, distribuidos en los siguientes estatus de con-servación:

a) Peligro de extinción: 2,468

b) Lento crecimiento o de interés local o regional: 480,909

c) Amenazada: 28,193

d) Bajo protección especial: 96,887

MAMULLARÍA LENTAECHINOCEREUS BERLANDIERI-CACTUS RASTRERO REYNOSA, TAMAULIPAS

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Visita al campamento tortuguero Marcelino YépezLa cultura de conservación y protección al medio ambiente se puso de manifiesto a través de cuatro visitas al campamento tortuguero Marcelino Yépez. Fueron liberadas 1,089 tortugas. Participaron 80 trabajadores de la Región Norte de PEP y 94 de otros grupos de interés.

Reforestación del área natural protegida Ciénaga del Fuerte En 2010, la Región Norte de PEP desarrolló un proyecto de compensación a la naturaleza en el activo de producción Poza Rica-Altamira, conjuntamente con el ayuntamiento del municipio de Tecolutla, Veracruz y especialistas de la Universi-dad Veracruzana. El trabajo de este grupo multidisciplinario tiene la finalidad de conservar los recursos naturales del área natural protegida Ciénaga del Fuerte. El grupo multidisciplinario liderado por la Región Norte de PEP reforestó 5 ha de terrenos degradados dentro del área, sembró 6,000 árboles de apompo (zapote de agua, especie nativa) e impartió pláticas de educación ambiental en las es-cuelas primarias aledañas.

REFORESTACIÓN áREA NATURAL PROTEGIDA CIéNAGA DEL FUERTE

Reducción de emisiones de gases de efecto invernaderoEn 2004 las empresas petroleras Pemex y Statoil iniciaron una colaboración para identificar proyectos que cumpliesen con los requerimientos establecidos por la Conferencia Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático para documen-tar y solicitar la validación y el registro de proyectos denominados de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

El 26 de julio de 2010, la Junta Ejecutiva de la Conferencia otorgó el registro al proyecto conjunto de MDL Tres Hermanos, perteneciente al activo de producción Poza Rica-Altamira.

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CAMPO TRES HERMANOS

El objetivo de este proyecto MDL es eliminar tres sistemas de quemadores de gas e instalar una nueva planta para el procesamiento y tratamiento del hidrocarburo.

Se instalarán los ductos de gas necesarios para transportar el gas recuperado al mercado local, en lugar de quemarlo.

A través de este proyecto MDL, la Región Norte de PEP evitará la emisión promedio de 83,000 toneladas de CO2 al año, durante un periodo de diez, y recibirá el equivalente en Certificados de Reducción de Emisiones.

Quema y venteo de gas asociadoPara dar cumplimiento a la Resolución CNH.06.001/09 de la Comisión Na-cional de Hidrocarburos, que determina límites en los volúmenes permisibles para quema y venteo de gas, la Región Norte de PEP ha iniciado la implemen-tación de diversas medidas para lograr el mayor aprovechamiento de gas. Algunas de las acciones verán sus resultados durante los siguientes dos años, debido a la complejidad y los tiempos requeridos para las obras de ductos, que permitan mayor aprovechamiento del hidrocarburo.

El volumen de gas quemado y venteado corresponde a 2.0% respecto a la producción total de gas durante 2010.

En el activo integral Burgos, a nivel regional, el aprovechamiento del gas fue de 97% durante 2010, cumpliendo con la meta de aprovechar el 100% del gas asociado, seguido por el activo integral Veracruz, que obtuvo una eficiencia en aprovechamiento de 99.9%.

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Inyección de agua congénita Durante 2010, se generó un volumen promedio de agua congénita de 16,123 m3/día, mismo volumen que se inyectó, alcanzando la meta de cero descarga de agua congénita.

Reconocimiento de certificación de industria limpiaEsta actividad audita el cumplimiento de la normatividad ambiental y la apli-cación de los estándares internacionales y buenas prácticas de operación e ingeniería, con la finalidad de alcanzar la certificación de las instalaciones y subsistemas que integran el activo integral Veracruz.

Durante el periodo del 1 de diciembre 2006 al 31 de diciembre 2011, el activo integral Veracruz realizó 17 auditorías ambientales (10 instalaciones y 24 duc-tos) y ocho diagnósticos ambientales (11 ductos). La PROFEPA ha otorgado 11 certificados de Industria Limpia y ocho renovaciones de certificados, los cuales son muestra del compromiso y el interés de cumplir con la normatividad y realizar las actividades productivas en armonía con nuestro entorno.

En lo que respecta al cumplimiento de las recomendaciones emitidas en di-chas auditorías, se dio seguimiento al cumplimiento de seis planes de acción correspondientes a cuatro instalaciones y 12 ductos.

Participar en el Programa Nacional de Auditorías Ambientales tiene diversos beneficios, entre ellos:

• Alcanzar la certificación de Industria Limpia nos ha permitido simplificar la gestión administrativa para el cumplimiento normativo, así como eva-luar y certificar el desempeño ambiental.

• Fomentar y arraigar una cultura ambiental de prevención, cuidado y respeto por la naturaleza.

• Mejorar la imagen de la empresa ante la sociedad.

• Mejorar las buenas prácticas de operación, riesgo y seguridad.

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En PEP Región Norte, cumplimos informando a empleados, proveedores, au-toridades, y otros grupos de interés acerca de nuestros proyectos, a través de los cuales hemos tenido impacto en la conservación y el mejoramiento del me-dio ambiente; también hemos generado oportunidades productivas en comu-nidades en donde es trascendente participar para mejorar su realidad social.

Fuente de información: Informe de Sustentabilidad 2010, Región Norte.Resguardo y ubicación: Coordinación de Asuntos Externos y Comunicación del Activo Integral Veracruz.

En total, la Región Norte de PEP ha recibido 17 certificados de Industria Limpia para 89 instalaciones de producción y seis talleres de perforación, y emitió 23 renovaciones de certificados que integran 34 ductos y 19 equipos de perfo-ración, todos ellos expedidos por la PROFEPA, reconociendo que las instala-ciones operan en pleno cumplimiento de la normatividad ambiental vigente, buenas prácticas de operación e ingeniería aplicables.

En PEP Región Norte, cumplimos informando a empleados, proveedores, au-toridades, y otros grupos de interés, acerca de nuestros proyectos, a través de los cuales hemos tenido impacto en la conservación y el mejoramiento del me-dio ambiente; también hemos generado oportunidades productivas en comu-nidades en donde es trascendente participar para mejorar la realidad social.

Fuente: Informe de Sustentabilidad 2010, Región Norte.Resguardo y ubicación: Coordinación de Desarrollo Sustentable del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.

Uso de energía alternativaEn el activo integral Veracruz de la Región Norte de PEP, se están empleando como fuente de energía alternativa fotoceldas solares para la alimentación de sistemas de control, con los siguientes beneficios:

• Menor gasto en consumo de energía.

• Disminución de fallas por problemas en el suministro de la CFE.

• Menor deterioro del cableado de suministro de energía.

• Menor potencia en el suministro de energía y menor calentamiento de los equipos alimentados por fotoceldas.

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El que suscribe, Dr. Ernesto Estrada González, en mi carácter de coor-dinador del Informe de Rendición de Cuentas de la Administración Pública Federal 2006-21012 y de la elaboración e integración de los Libros Blancos para el Proyecto de Incorporación de Reservas de Gas y Aceite e Incremento de Producción, y coordinador de la inte-gración de la información de los 23 proyectos que conforman este Libro Blanco —mismos que fueron suscritos por el Ing. Juan Arturo Hernández Carrera, Ing. Antonio Narváez Ramírez, Ing. José R. Serra-no Lozano e Ing. José Luis Fong Aguilar en su carácter de Subdirector de Producción de la Región Marina Suroeste, Norte, Marina Noreste y Sur, respectivamente, así como del Ing. J. Javier Hinojosa Puebla, Subdirector de Desarrollo de Campos, responsables de la ejecución de los 23 proyectos que se reportan— manifiesta que el presente Li-bro Blanco fue estructurado en cumplimiento a los lineamientos publi-cados en el Diario Oficial de la Federación del 10 de octubre de 2011, y que cuenta con la documentación soporte suficiente, misma que fue debidamente clasificada, archivada y resguardada en las áreas seña-ladas en el cuerpo de los expedientes respectivos. El presente es un instrumento que apoya la rendición de cuentas en el cumplimiento de los objetivos, metas e iniciativas estratégicas contenidas en el progra-ma estratégico de Pemex Exploración y Producción.

X. Informe final

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