Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - SecretarÃa de EnergÃa
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SECRETARÍA DE ENERGÍA<br />
Gráfica 51<br />
Tasa <strong>de</strong> restitución 1P y 3P <strong>de</strong> reservas <strong>de</strong> hidrocarburos 1 esperada por PEP, escenario<br />
Inercial, <strong>2012</strong>-2026<br />
(Por ciento)<br />
138%<br />
138%<br />
132% 134%<br />
130%<br />
130% 129% 124% 125% 127% 132% 133% 139% 134%<br />
118%<br />
102% 102% 103% 104% 105% 106% 107% 107% 108% 108% 108% 108% 109% 109% 109%<br />
<strong>2012</strong> 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026<br />
1<br />
Estimada al 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> cada año.<br />
Fuente: PEMEX Exploración y Producción.<br />
Tasa <strong>de</strong> restitución 1P<br />
Tasa <strong>de</strong> restitución 3P<br />
Producción<br />
Por actividad<br />
La actividad <strong>de</strong> explotación <strong>de</strong> crudo está basada en la producción <strong>de</strong> las reservas existentes.<br />
Esta actividad sostendrá la producción <strong>de</strong>l escenario tanto en el corto como en el mediano plazo, ya<br />
que la aportación por Contratos Integrales comenzará en 2013, en tanto que los proyectos<br />
exploratorios que <strong>de</strong>sarrollará PEP iniciarán hasta 2014. De hecho, en el escenario Inercial, la<br />
actividad <strong>de</strong> explotación representará aproximadamente 70% <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong> petróleo crudo en<br />
el periodo <strong>2012</strong>-2026 y el resto provendrá <strong>de</strong> la actividad exploratoria y <strong>de</strong> los Contratos<br />
Integrales.<br />
Lo anterior se <strong>de</strong>be a que en los proyectos <strong>de</strong> explotación existe mayor certidumbre <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong><br />
los pronósticos <strong>de</strong> producción, dado que las reservas ya han sido <strong>de</strong>scubiertas. Esto permite elaborar<br />
mo<strong>de</strong>los <strong>de</strong> los yacimientos, que optimizan los esquemas y programas <strong>de</strong> explotación <strong>de</strong> los campos<br />
<strong>de</strong>scubiertos, incorporando prácticas para mejorar el factor <strong>de</strong> recuperación y maximizar el valor<br />
económico <strong>de</strong> las reservas <strong>de</strong> los campos a producir, ya sea que estén en <strong>de</strong>sarrollo, maduros o<br />
marginales.<br />
Entre los factores que influirán en la administración <strong>de</strong> los yacimientos en explotación se<br />
encuentran la tasa <strong>de</strong> <strong>de</strong>clinación <strong>de</strong> la producción por disminución <strong>de</strong> la presión y el avance <strong>de</strong> los<br />
contactos agua-aceite y gas-aceite, lo que inci<strong>de</strong> directamente en la evolución <strong>de</strong> la productividad<br />
<strong>de</strong>l pozo. Estas consi<strong>de</strong>raciones toman mayor relevancia en la planeación, ya que gran parte <strong>de</strong> la<br />
producción actual <strong>de</strong> PEP proviene <strong>de</strong> campos maduros, por lo que el reto es pre<strong>de</strong>cir, con razonable<br />
certidumbre, la velocidad a la cual avanzarán los contactos agua-aceite y gas-aceite, sobre todo si la<br />
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