Prospectiva de PetrÃ³leo Crudo 2012 - 2006 - SecretarÃa de EnergÃa

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PROSPECTIVA DE PETRÓLEO CRUDO 2012-2026 Gráfica 53 Producción de crudo por categoría de proyectos, escenario Inercial, 2011-2026 (Miles de barriles diarios) 3,500 3,000 ENE 2,500 2,000 1,500 Explotación (sin Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Lakach y ATG) Exploración (sin Aguas Profundas) Aguas Profundas 1,000 Cantarell Aceite Terciario del Golfo 500 Ku-Maloob-Zaap (incluye Ayatsil-Tekel) 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Fuente: PEMEX Exploración y Producción. Los proyectos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell aportarán en conjunto aproximadamente 47.6% de la producción nacional entre 2012 y 2016. Cabe señalar que estos dos proyectos están en diferentes etapas del ciclo de vida de cualquier campo petrolero. El proyecto integral Ku-Maloob-Zaap es actualmente el más importante del país en la producción de crudo. Si bien este proyecto se encuentra en la fase de producción máxima de su ciclo de vida desde 2010, con la adición de los campos Ayatsil y Tekel, las expectativas en los promedios de extracción de crudo se han incrementado, alcanzando en este escenario máximos en 2016 y 2017, por encima de 900 Mbd, para posteriormente iniciar la etapa natural de declinación. Este proyecto tiene como parte de sus objetivos maximizar el valor económico de las reservas e incrementar el factor de recuperación a través de un sistema de mantenimiento de presión del yacimiento. La producción de Cantarell pasará de 444 Mbd en 2012 a 148 Mbd en 2026, y se mantendrá como el segundo proyecto más importante, por lo menos hasta 2021. Esto se debe a que Cantarell se encuentra en una etapa del ciclo donde requiere recuperación secundaria y mejorada. Con el fin de disminuir la caída en la producción de Cantarell, PEP comenzó a desarrollar campos adyacentes para aprovechar la infraestructura actual. Además, se ha continuado con la aplicación de tecnologías que permitan controlar de mejor manera la cantidad de agua y gas en el yacimiento En 2026, se estima que la producción del proyecto ATG superará a la de Cantarell y Ku-Maloob- Zaap, al alcanzar una producción de 368 Mbd. Este proyecto se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de extracción crecerá gradualmente. A partir de 2024, se convertirá en el proyecto de mayor aportación (343 Mbd). Es importante mencionar que ATG tiene características petrofísicas únicas que requieren el desarrollo de capacidades tecnológicas especializadas para su explotación eficiente. Este proyecto enfrenta diversos retos de caracterización y desarrollo y cuenta con múltiples yacimientos de extensión limitada, que dificultan la explotación de sus reservas. Sus condiciones geológicas, tales como baja permeabilidad y porosidad de la roca, originan que la productividad de sus pozos sea baja, por lo que elevar el factor de recuperación de hidrocarburos es el reto a superar. 122
SECRETARÍA DE ENERGÍA Si bien Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG tendrán las mayores aportaciones a la producción nacional de aceite durante el periodo, también existen otros que se encuentran en explotación y que contribuirán a mantener la producción de corto y mediano plazo. Entre ellos se encuentran los proyectos Crudo Ligero Marino, Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Caan-Chuc, Bellota-Chinchorro, Ogarrio- Magallanes, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva. Cabe señalar que la producción de los proyectos de Jujo-Tecominoacán y Antonio J. Bermúdez requerirá la implantación de procesos de recuperación mejorada. Con ello, la producción conjunta de los siete proyectos mencionados será mayor a 20% del total nacional durante 2012-2017. Posteriormente, comenzará la declinación de dichos campos maduros. Los proyectos exploratorios incorporarán producción a partir de 2014, destacando Campeche Oriente, Chalabil, Uchukil, Comalcalco y Cuichapa. Hacia 2026 aportarán más de 100 Mbd cada uno al total nacional. En total, estos proyectos aportarán 1,283 Mbd hacia 2026, sin considerar aguas profundas. Finalmente, entre las categorías de proyectos se encuentran aquellos ubicados en aguas profundas. Para desarrollar estos recursos, se ha puesto en marcha una estrategia que contempla tres proyectos principales para la producción de crudo: Área Perdido, Holok y Tlancanán. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende establecer producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros. En el escenario Inercial, la primera producción de aceite proveniente de aguas profundas será en 2021. La producción inicial se estima en 38 Mbd y provendrá de los proyectos Holok y Área Perdido. Posteriormente, en 2024 se incorporará el proyecto Tlancanán. Estos tres proyectos alcanzarán una aportación de 451 Mbd en 2026. Gráfica 54 Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, escenario Inercial, 2021-2026 (Miles de barriles diarios) 600 500 Tlancanán 400 300 Holok ENE 200 100 Área Perdido 0 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Área Perdido Holok Tlancanán ENE Fuente: PEMEX Exploración y Producción. 123
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