Prospectiva de Petróleo Crudo 2012 - 2006 - Secretaría de Energía

PROSPECTIVA DE PETRÓLEO CRUDO 2012-2026
n.a. = no aplica
Fuente: SIE, SENER con información de PEMEX.
Cuadro 21
Región Norte, producción por Activo, 2000-2011
(Miles de barriles diarios)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmca
Región Norte 77.5 78.5 74.9 73.6 81.2 83.5 84.5 86.9 87.1 93.3 102.4 116.2 3.8
Burgos - - - - - - - - - - - - n.a.
Poza Rica-Altamira 75.5 77.0 73.4 72.1 79.5 81.6 83.0 85.1 55.7 59.1 56.5 60.2 -2.0
Aceite Terciario del Golfo - - - - - - - - 29.3 29.5 41.0 52.8 n.a.
Veracruz 1.9 1.6 1.5 1.5 1.7 1.9 1.5 1.8 2.1 4.6 4.9 3.2 4.7
Por otra parte, la producción del Activo Poza Rica-Altamira disminuyó 2.0% promedio anual
durante el periodo de análisis. No obstante, la aplicación de nuevas tecnologías de recuperación en
los últimos tres años permitió estabilizar la producción y, para el cierre de 2011, ésta incrementó
por arriba del promedio de los últimos cuatro años (véase Gráfica 34).
Gráfica 34
Región Norte. Producción y proporción por Activo, 2000 y 2011
(Miles de barriles diarios)
100%
1.9 3.2
80%
60%
40%
20%
75.5
52.8
60.2
0%
2000 2011
Poza Rica-Altamira Aceite Terciario del Golfo Veracruz
Fuente: SIE, SENER con información de PEMEX.
Cabe resaltar que los esfuerzos dirigidos a los proyectos de ATG, permitieron que este Activo
registrara producción después de un largo periodo de inactividad. De forma similar, el Activo integral
Veracruz registró, en los últimos tres años, incrementos por arriba del promedio del periodo, aunque
en términos absolutos, fue el Activo de menor aportación nacional 59 .
En 2011, se comenzaron a promover y licitar contratos integrales de exploración y/o producción
en campos maduros de la región, con un avance de 30%, y 10%, respectivamente. Estas acciones
forman parte de los esfuerzos por integrar a las reservas probadas de la región, las reservas probables
y posibles. La complejidad de los yacimientos y las características geológicas del Activo ATG,
requieren de métodos y tecnologías mejoradas para la recuperación del crudo. La implementación de
contratos integrales permite la aplicación de dichas tecnologías con un menor costo financiero de
producción, que se reflejará en una mayor eficiencia operativa.
59
Sin contar al Activo Integral Burgos, que no reportó producción de crudo
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