Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - SecretarÃa de EnergÃa
Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - SecretarÃa de EnergÃa
Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - SecretarÃa de EnergÃa
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
SECRETARÍA DE ENERGÍA<br />
significó 48% <strong>de</strong> éxito en esta actividad, 11 puntos porcentuales menos que el año<br />
anterior. De los 17 pozos restantes, 7 fueron no productores comerciales <strong>de</strong> aceite, gas y<br />
con<strong>de</strong>nsado, 6 improductivos invadidos <strong>de</strong> agua salada, 3 secos y 1 taponado por una<br />
columna geológica imprevista.<br />
• De los 1,001 pozos <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo terminados, 955 fueron pozos productores, lo que<br />
representó 95% <strong>de</strong> éxito, cifra similar al año previo. De éstos, 766 fueron pozos <strong>de</strong> crudo,<br />
40 <strong>de</strong> gas y 149 <strong>de</strong> gas y con<strong>de</strong>nsados.<br />
• El promedio <strong>de</strong> equipos <strong>de</strong> perforación operando fue <strong>de</strong> 128. De estos equipos, 17<br />
correspondieron a la actividad <strong>de</strong> exploración y 111 para <strong>de</strong>sarrollo. Cabe señalar que<br />
durante dicho año, los días <strong>de</strong> perforación por pozo en equipos <strong>de</strong>dicados a exploración<br />
aumentaron a 133 días. Por el contrario, los equipos <strong>de</strong> perforación <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo<br />
disminuyen su promedio <strong>de</strong> 34 a 33 días entre 2010 y 2011.<br />
3.3. Infraestructura para la extracción <strong>de</strong> petróleo crudo<br />
La función primaria <strong>de</strong> PEP es realizar la exploración y aprovechamiento <strong>de</strong> las reservas <strong>de</strong><br />
petróleo crudo y gas natural, así como su transporte, almacenamiento en terminales y la<br />
comercialización <strong>de</strong> primera mano. Para llevar a cabo estas activida<strong>de</strong>s y en específico aquellas<br />
vinculadas al componente <strong>de</strong> explotación, PEP cuenta con infraestructura a lo largo <strong>de</strong> sus cuatro<br />
regiones geográficas que abarcan la totalidad <strong>de</strong>l territorio nacional: Región Norte, Región Sur,<br />
Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste.<br />
Gráfica 25<br />
Pozos productores en operación al final <strong>de</strong>l periodo por tipo, 2000-2011<br />
(Número)<br />
9,000<br />
8,271<br />
8,000<br />
7,414<br />
7,000<br />
6,000<br />
5,000<br />
4,000<br />
4,363 4,342<br />
4,495<br />
1,287 1,448 1,645<br />
4,870<br />
1,902<br />
5,217<br />
2,231<br />
5,671<br />
2,543<br />
5,998 5,942<br />
2,872<br />
3,058<br />
6,247<br />
3,120<br />
6,814<br />
3,101<br />
3,032<br />
3,132<br />
3,000<br />
2,000<br />
1,000<br />
3,076 2,894 2,850 2,968 2,986 3,128 3,126 2,884 3,127<br />
3,713<br />
4,382<br />
5,139<br />
Fuente: PEMEX.<br />
0<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 <strong>2006</strong> 2007 2008 2009 2010 2011<br />
<strong>Crudo</strong> y gas asociado Gas no asociado Productores<br />
Al cierre <strong>de</strong> 2011, la infraestructura productiva más importante <strong>de</strong> PEP fue la siguiente:<br />
• 416 campos productores en operación, <strong>de</strong> los cuales 250 correspon<strong>de</strong>n a crudo y gas<br />
asociado y 166 a gas no asociado.<br />
85