Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - Secretaría de Energía

SECRETARÍA DE ENERGÍA
emplear en áreas en donde, por limitantes técnicas o financieras, PEP requiere de mayor capacidad
de ejecución. Al respecto, se han identificado áreas estratégicas para el uso de estos contratos:
• Aguas Profundas, que exigen el uso de tecnologías de punta para ejecutar operaciones en
tirantes de agua superiores a los 500 metros y son altamente intensivos en capital
• Chicontepec, que representa un reto en cuanto al conocimiento del subsuelo y el uso de
tecnologías para explotar plenamente el potencial del recurso disponible, además de
requerir inversiones considerables en la prueba y masificación de tecnologías
• Shale gas, que requiere de la perforación masiva de pozos y la adopción acelerada de
tecnologías
• Campos maduros y marginales, que requieren de inversión, reinterpretación de
información geológica y uso de técnicas de recuperación secundaria y mejorada
• Migración de Contratos de Obra Pública Financiada, lo que permitirá alinear de mejor
forma los incentivos entre PEP y los contratistas
Sin embargo, en el escenario Inercial, sólo se considera la aplicación de los Contratos Integrales
en campos maduros de la región Sur (Magallanes, Carrizo y Santuario) y la región Norte (Altamira,
Pánuco, San Andrés, Tierra Blanca, Arenque y Atún). También se consideran en el escenario algunos
campos del proyecto ATG durante el periodo de análisis. Con ello, los Contratos Integrales de
producción aportarán 58 Mbd de petróleo en 2013 y alcanzarán 119 Mbd en 2026, con un máximo
de aportación de 201 Mbd en 2020.
Por categoría de proyecto
En este apartado se analiza la diversificación de los grandes proyectos de producción de crudo,
separando aquellos importantes para la actividad de explotación y exploración. Para este fin se
clasifican en las categorías siguientes:
• Ku-Maloob-Zaap
• Cantarell
• ATG
• Explotación (sin ATG, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap)
• Exploración (sin Aguas Profundas)
• Aguas profundas
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