febrero 2012 - pemex | contratos integrales de...
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Febrero 2012
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Contenido
Áreas Contractuales
San Andrés
Tierra Blanca
Atún
Reservas
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3
Áreas Contractuales
Reserva 2012
(MMBPCE)
PDP 1P 2P 3P
San Andrés 3.6 6.7 11.5 23.6
Tierra Blanca 2.6 3.4 6.9 6.9
Atún 2.0 8.8 25.9 27.7
Estado de Reservas Certificado
Bajo Criterios Internacionales
Pemex Exploración y Producción tiene como marco normativo
contar con la Certificación de un tercero (con prestigio
internacional) que permita trasparentar el estado de Reservas de
Hidrocarburos en sus diferentes categorías.
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Área Contractual San Andrés
Datos Generales
Ubicación:
Se localiza en la porción Sureste de la Cuenca
Tampico – Misantla a 35 km al Sureste de la Ciudad de
Poza Rica Ver. en un área de 209 Km2
DATOS DE PRODUCCIÓN
Área del Bloque 209 Km2
Inicio de Producción Año 1956
Producción Máxima 47,000 Bd (año 1965)
Producción Actual 1,875 Bd
4.03 MMpcd
Porcentaje de Agua 80 %
Producción Acumulada 419.9 MMb
Producción promedio actual por pozo 46 Bd (pozos viejos)
Producción inicial por pozo 1,302 Bd (Histórico)
Relación Gas Aceite 369 m3/m3
Inyección de Fluidos No
Sistema de Producción Fluyente, BN, BM y BH
Reserva por explotar (2P) 11.5 MMBPCE
Localizaciones Programadas 11
Sísmica 2D 75 Km
Sísmica 3D Bloque Cubierto
DATOS ESTADO DE POZOS
Perforados 371
En Operación 61
Cerrados 257
Letrinas 2
Taponados 53
Perforados 2006-2011 1
Perforación Reentradas -
Dificultad de Perforación Media
Infraestructura Existente
• 4 Baterías de Separación (SA-I, SA-II, SA-III y SA-IV )
• 1 Planta Deshidratadora
• 1 Planta de Inyección de Agua Congénita (fuera de
operación)
• 1 Central de Inyección de Agua Congénita (Central “Y”)
• 1 Presa API (15,000 bpd)
• 1 Estación de Compresión
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Seguimiento de la Producción 2004-2011
Área Contractual San Andrés
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
en
e-0
4
ab
r-0
4
jul-
04
oct-
04
en
e-0
5
ab
r-0
5
jul-
05
oct-
05
en
e-0
6
ab
r-0
6
jul-
06
oct-
06
en
e-0
7
ab
r-0
7
jul-
07
oct-
07
en
e-0
8
ab
r-0
8
jul-
08
oct-
08
en
e-0
9
ab
r-0
9
jul-
09
oct-
09
en
e-1
0
ab
r-1
0
jul-
10
oct-
10
en
e-1
1
ab
r-1
1
jul-
11
oct-
11
en
e-1
2
San Andrés
Decremento de producción debido a fallas en líneas
eléctricas.
Reactivación por RMA´S (12 Pozos) 1 4
2
3
Ba
rrile
s p
or
día
1, 875
1
Cierre de Pozos por fugas (Seguridad Urbana) 2 Terminación Pozo SA-380, Qoi= 202 Bpd
Terminaciones de los pozos Remolino-2589 y 2788. 5
5
Incremento de producción por realizar 70 RME y
optimización de sistemas artificiales. 3
4
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
1956 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 14 16
101
102
103
104
105
Qo, bbl/M
d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Di : 0.0925025 A.e.
qi : 1740.45 bbl/Md
ti : 12/30/2011
te : 09/30/2017
Cum. Prod. : 359706 1/Mbbl
Cum. Date : 12/15/2011
Reserv es : 2802.03 1/Mbbl
Reserv es Date : 09/30/2017
EUR : 362508 1/Mbbl
Forecast Ended By : Rate
Historia de Producción y Declinación
Área Contractual San Andrés
BP
D
AÑOS
Área
Contractual
Reserva 2012
(MMBPCE)
PDP 1P 2P 3P
San Andrés 3.6 6.7 11.5 23.6
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Pronóstico Pozo San Andrés-380
y Reparación Mayor
Qoi= 200 bd
RR= 150 Mb
RR= 210 MMpc
Da= 20 %
Fm= Jsas
Qoi= 100 bd
RR= 202 Mb
RR= 285 MMpc
Da= 15 %
Fm= Kta
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Registros
Pozo San Andrés-380
KTa
KTi
Pimienta
Jsas
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Pronóstico Pozo San Andrés-381
y Reparación Mayor
Qoi= 200 bd
RR= 314 Mb
RR= 211 MMpc
Da= 16 %
Fm= Jsas
Qoi= 150 bd
RR= 264 Mb
RR= 172 MMpc
Da= 17 %
Fm= Kta
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Registros
Pozo San Andrés-381
KTa
KTi
Pimienta
Jsas
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
OTROS
TER
RMA
RME
BASE
BPD
2011 2012
Actividad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Terminaciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 1 0 0 1 0 1 / 4
Rep. Mayores 0 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 4 / 5
Rep. Menores 3 7 5 6 7 7 1 4 3 4 16 7 6 11 6 6 3 4 4 4 5 2 1 1 70 / 48
Con Equipo 1 1 0 1 1 2 0 3 3 0 2 0 1 0 14 / 1
*Sin Equipo 2 6 5 5 6 5 1 1 0 4 14 7 5 11 56 / 16
2,952 BPD
Ene 2012:
1,875 BPD
Real Febrero 2012
* Sin equipo considera Limpiezas de TP, LDD y Circulación Inversa.
Acciones para el Mantto. de la producción Base
2011-2012
Mantenimiento e incremento de la producción base.
Reducción de pozos cerrados.
Taponamiento de pozos críticos.
Cumplir con las metas de producción.
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Perfil de Producción Base
Área Contractual San Andrés
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
2012
Actividad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Terminaciones 0 0 1 0 0 1 0 1 0 0 1 0 4
Rep. Mayores 0 1 1 1 0 0 1 1 0 0 0 0 5
Rep. Menores 6 11 6 6 3 4 4 4 5 2 1 1 48
Con Equipo 1 0 1
*Sin Equipo 5 11 16
Aceite
(Bd)
Real Enero 2012
Ilustrativo
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Área contractual Tierra Blanca
Datos Generales
Ubicación:
Se localiza en la porción central de la cuenca Tampico
– Misantla, dentro de la Faja de Oro Terrestre, entre las
poblaciones de Álamo y Potrero del Llano Veracruz en
un área de 358 Km2
DATOS DE PRODUCCIÓN
Área del Bloque 358 Km2
Inicio de Producción Año 1910(Potrero del LL.-4)
Producción Máxima 4,147 Bd (año 2007)
Producción Actual 1,624 Aceite ~ Bd
1.02 Gas ~ MMpcd
Porcentaje de Agua 23 %
Producción Acumulada 272.9 MMb y 148.6 MMMpc
Producción promedio actual por pozo 34 Bd (pozos viejos)
228 Bd (pozos nuevos)
Producción inicial por pozo 228 Bd
Relación Gas Aceite 100 m3/m3
Inyección de Fluidos Ninguno
Sistema de Producción Fluyente y BM
Reserva por explotar (2P) 6 MMb y 4 MMMpc
Localizaciones Programadas 3 (Álamo 200, 202 y 203)
Sísmica 2D 230 Km
Sísmica 3D 179 Km2
DATOS ESTADO DE POZOS
Perforados 373
En Operación 50
Cerrados 43
Letrinas 0
Taponados 280
Perforados 2006-2011 25
Perforación Reentradas
Dificultad de Perforación Media
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Seguimiento de la Producción 1988-2012
Área Contractual Tierra Blanca
Cierre de pozos por sustitución de Oleoducto de
12” Potrero del Llano-Horcones-Planta
deshidratadora Naranjos
Decremento de producción por aumento en el % de
agua de formación
Incremento de producción por desarrollo de pozos
intermedios del campo Temapache 1
2
3
4
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
3
4
1, 624 Ba
rrile
s p
or
día
2
1
Cierre de la batería provisional para acondicionamiento
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Historia de Producción y Declinación
Área Contractual Tierra Blanca
BP
D
AÑOS
1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
10
50
100
500
1000
5000
10000
CV
.Qo_
Pro
m, b
bl/M
d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Case1
Di : 0.0161142 M.n.
qi : 1631.49 bbl/Md
ti : 08/31/2011
te : 08/31/2021
Cum. Prod. : 6559.73 1/Mbbl
Cum. Date : 08/31/2011
Reserv es : 2636.14 1/Mbbl
Reserv es Date : 08/31/2021
EUR : 9195.86 1/Mbbl
Área
Contractual
Reserva 2012
(MMBPCE)
PDP 1P 2P 3P
Tierra Blanca 2.6 3.4 6.9 6.9
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1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
1
5
10
50
100
500
1000
CV
.Qo_P
rom
, bbl/M
d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Di : 0.00647968 M.n.
qi : 468.286 bbl/Md
ti : 08/31/2011
te : 09/30/2019
Cum. Prod. : 1544.05 1/Mbbl
Reserv es : 1026.33 1/Mbbl
Reserv es Date : 09/30/2019
EUR : 2570.38 1/Mbbl
Forecast Ended By : Rate
Historia de Producción y Declinación
Campo Tierra Blanca
BP
D
AÑOS
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Qoi= 365 Bd
Di= 20 %
RR= 267 Mb
RR= 174 MMpc
Fm= Ka
Historia de Producción y Declinación
Pozo Tierra Blanca-1209
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Historia de Producción y Declinación
Campo Temapache
BP
D
AÑOS 19992000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1
10
100
1000
10000
CV
.Qo_P
rom
, bbl/M
d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Di : 0.0225176 M.n.
qi : 637.502 bbl/Md
ti : 08/31/2011
te : 02/29/2024
Cum. Prod. : 3352.22 1/Mbbl
Reserv es : 832.301 1/Mbbl
Reserv es Date : 02/29/2024
EUR : 4184.52 1/Mbbl
Forecast Ended By : Time
Reactivación a través de la perforación de 15 pozos
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Fm.= K Abra
Qoi= 81 Bd
Di= 15%
RR= 167.5 Mb
RR= 94 MMpc
Fm.= K Abra
Qoi= 415 Bd
Di= 22%
RR= 246 Mb
RR= 88 MMpc
Historia de Producción y Declinación
Pozo Temapache-217H
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Pozo Q (bpd)
Chapopote Nuñez 14A 600
Tierra Blanca-1 10,000
Tierra Blanca-10 15,000
Tierra Blanca-11 16,000
Tierra Blanca-12 1,500
Tierra Blanca-13A 100
Tierra Blanca-16 1,000
Tierra Blanca-19A 16,000
Tierra Blanca-2 1,000
Tierra Blanca-20 1,500
Tierra Blanca-21 10,000
Tierra Blanca-23 1,000
Tierra Blanca-24A 1,500
Tierra Blanca-26 27,000
Tierra Blanca-28 1,000
Tierra Blanca-29 20,000
Tierra Blanca-30 1,000
Tierra Blanca-31 1,000
Tierra Blanca-4 5,000
Tierra Blanca-40A 5,000
Tierra Blanca-47 100
Tierra Blanca-5 500
Tierra Blanca-6 8,000
Tierra Blanca-77 1,000
Tierra Blanca-81 189
Tierra Blanca-88 1,000
Tierra Blanca-8A 6,000
Tierra Blanca-9 500
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
T. B
lanca-1
T. B
lanca-1
0
T. B
lanca-1
1
T. B
lanca-1
2
T.
Bla
nca-1
3A
T. B
lanca-1
6
T. B
lanca-1
9A
T. B
lanca-2
T. B
lanca-2
0
T. B
lanca-2
1
T. B
lanca-2
3
T. B
lanca-2
4A
T. B
lanca-2
6
T. B
lanca-2
8
T. B
lanca-2
9
T. B
lanca-3
0
T. B
lanca-3
1
T. B
lanca-4
T. B
lanca-4
0A
T. B
lanca-4
7
T.
Bla
nca-5
T. B
lanca-6
T. B
lanca-7
7
T. B
lanca-8
1
T. B
lanca-8
8
T. B
lanca-8
A
T. B
lanca-9
Gastos Iniciales por pozo años 20´s
Campo Tierra Blanca
Qi (bpd)
T. B
lan
ca-2
6
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Gasto Inicial
Pozo Tierra Blanca-11
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Gasto Inicial
Pozo Tierra Blanca-19A
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Gasto Inicial
Pozo Tierra Blanca-26
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Gasto Inicial
Pozo Tierra Blanca-29
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Histórico de Gastos Iníciales
Pozos Horcones-1 y Cerro Viejo-9
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Perfil de Producción Base
Área Contractual Tierra Blanca
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Aceite
(Bd)
Ilustrativo
Perfil de producción considerando la actividad hasta Julio
2012
Terminación Alamo-200, Loc. 202 y 203 dependientes
del resultado del pozo Alamo-200.
50 pozos operando actualmente
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Área contractual Atún
Datos Generales
Ubicación:
Esta ubicado, en la plataforma continental del Golfo
de México, frente a la costa del Norte de Veracruz, entre
Tuxpan y el río Tecolutla.
DATOS DE PRODUCCIÓN
Área del Bloque 625 Km2
Inicio de Producción Año 1968 (Campo Atún)
Año 1967 (Campo Morsa)
Producción Máxima 30,470 bpd (año 1970)
Producción Actual 495 Aceite ~ bpd
8.33 Gas ~ mmpcd
Porcentaje de Agua 0 % (Actual)
Producción Acumulada 54.1 mmbls
Producción promedio por pozo 1,600 bpd
Producción inicial por pozo 200-2,700 bpd
Relación Gas Aceite 1,210 m3/m3
Inyección de Fluidos No aplica
Sistema de Producción Fluyente
Reserva por explotar 7.4 MMBls (2P)
Localizaciones Programadas 2
Sísmica 2D -
Sísmica 3D 9,516Km2
DATOS ESTADO DE POZOS
Perforados 71
En Operación 2
Cerrados 4
Letrinas -
Taponados 65
Perforados 2006-2011 -
Perforación Reentradas -
Dificultad de Perforación Media
Infraestructura Existente
• 2 Plataformas Instaladas Atún-B y Atún-D
•1 Oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km. de Atún-D a Bagre-A
•1 Interconexión de 6”Ø x 0.33 Km. de Atún-B al Oleogasoducto de 12”Ø x 13Km
•2 Plataformas de Enlace Instaladas Bagre A y Marsopa
•1 Oleogasoducto de 20”Ø x 34 Km Marsopa – B.S. Punta de Piedra
Infraestructura Terrestre Existente para el Manejo de la Producción
• 1 Batería de Separación Punta de Piedra
•1Estación de Compresión Punta de Piedra
•1Gasoducto de 16”Ø x 52 Km P.P. – C.P.G PR
•1Oleoducto de 12”Ø x 49 Km P.P. – C.A.B PR
•1 Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica
•1 Complejo Procesador de Gas Poza Rica
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Seguimiento de la Producción 1968-2011
Área Contractual Atún
Disminución por incremento en el % de agua Cierre de pozos por condiciones criticas de operación
en el oleogasoducto de 12”
Incremento por Desarrollo de Campos Incremento por RMA´S 1
2
3
4
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
19
66
19
67
19
68
19
69
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Atún
Jun/1970
30, 469 Bpd.
3
4
495
Ba
rrile
s p
or
día
2
1
Recuperación de Pozos Atún -32 y 54 5
5
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Historia de Producción y Declinación
Área Contractual Atún B
PD
AÑOS 1966 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 1410
0
101
102
103
104
105
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Di : 0.102331 A.e.
qi : 496.083 bbl/d
ti : 12/01/2011
te : 02/28/2015
Cum. Prod. : 52234.5 Mbbl
Cum. Date : 12/01/2011
Reserv es : 495.948 Mbbl
Reserv es Date : 02/28/2015
EUR : 52730.4 Mbbl
Área
Contractual
Reserva 2012
(MMBPCE)
PDP 1P 2P 3P
Atún 2.0 8.8 25.9 27.7
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Historia de Producción y Declinación
Pozo Atún-32
Qoi= 2,750 Bd
Qo actual= 244 Bd
Da= 25%
RR= 241 Mb
RR=3,430 MMpc
Fm = Ka
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Historia de Producción y Declinación
Pozo Atún-54
Qoi= 2,058 Bd
Qo actual= 252 Bd
Da = 25 %
RR= 254 Mb
RR= 2,683 MMpc
Fm = Ka
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Perfil de Producción Base
Área Contractual Atún
0
200
400
600
800
1,000
1,200
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Aceite
(Bd) Recuperación
Atún-101
Ilustrativo
Perfil de producción considerando la actividad hasta Julio
2012
Recuperación Atún-101, Qoi.: 600 Bd.
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Adquisición Sísmica 3D
Faja de Oro Terrestre
Cubo 3
Cubo 5
Cubo 2
Cubo 1
C u b o 4
Cubo 6
Cubo 7
Pozos de desarrollo propuestos
en el Campo Álamo
Programa Adquisición Sísmica 3D
“Tres Hermanos Norte” Bloques 1,2,3,4 y 5
Tres Hnos. Norte 3D 2011 2012 2013 2014 2015 Total
Observación (Km2) 100 560 400 400 400 1,860
Cubo 3
Cubo 5
Cubo 6
Área Contractual
Tierra Blanca (358 km2)
Cubrimiento sísmico 3D 137 km2 (Cubo Tres Hermanos Sur)
Cubrimiento sísmico 2D 247 km
“Cubo Sísmico Tres Hermanos Sur 3D”
(179 Km2)
Cubo 8
Nota: Actualmente el Área Contractual “Tierra Blanca” tiene cobertura de sísmica
3D del 38%. En 2015 se adquirirá el faltante de acuerdo al programa multianual de
obtención de sísmica 3D en la FOT.
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Área Contractual San Andrés
Cobertura Total de Sísmica 3D
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Documentación FEL de Proyectos APPRA
Resumen General
PROYECTO FEL FASE %
AVANCE OBSERVACIONES
INTEGRAL POZA RICA FEL-I
(Dictaminada) 95
Incluye las Áreas Poza Rica y Tres Hermanos, 55 campos de Poza Rica y 29 de Tres
Hermanos para un total de 84 campos. Se realizó Dictamen de la Fase FEL-I
(Visualización) y fue favorable, con recomendaciones, dirigidas principalmente a
inclusión de Procesos de Rec. Secundaria y Mejorada y mejoras en Productividad de
Pozos.
FAJA DE ORO MARINA
(FOM) FEL-I 75
Incluye los campos de aceite Carpa, Bagre, Marsopa y Atún y el campo Mejillón de gas y
condensado. El Pre-dictamen de la Fase FEL-I (Visualización) del proyecto Arenque fue
realizado en Enero 2011. Para el proyecto, se encuentran en etapa de actualización de
los Modelos Probabilistas de Estimación de Volúmenes y Reservas, así como los
Gastos Iniciales de los Pozos Tipo generados.
DESARROLLO DEL CAMPO
LANKAHUASA FEL-II 50
Incluye los campos de gas seco Lankahuasa (con sus tres bloques, A, B y C), Kosni y
algunos prospectos exploratorios. Se hizo pre-dictamen de la Fase FEL-II
(Conceptualización).
ARENQUE - LOBINA FEL-I 100
Documentado en el portal FEL 100 % de la Fase FEL-I Pendiente dictamen por parte de la
GADTP. Se solicito CMA que consiste en su integración al Proyecto FOM Y LANKUASA
como un solo proyecto marino del APPRA.
REINGENIERIA SIST. REC.
SEC. DEL CAMPO
TAMAULIPAS
CONSTITUCIONES
FEL-I 100
Documentado en el portal FEL 100 % de la Fase FEL-I Pendiente dictamen por parte de la
GADTP. Se solicito CMA que consiste en su integración al Proyecto Poza Rica como un
solo proyecto terrestre del APPRA.
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Áreas Contractuales dentro de las
poligonales de impacto de riesgo
ambiental autorizadas
Proyecto Integral del Activo Poza Rica 2001-2016
S.G.P.A-DGIRA.DIA-0659/02
Total Obras Vigencia Periodo Sup. autorizada
26,422 10 años 2002 - 2012 7,710.89 km2
Zona Norte del Proyecto Chicontepec
S.G.P.A-DGIRA.DDT-0381/05
Total Obras Vigencia Periodo Sup. autorizada
25,180 20 años 2005 - 2025 7,487.90 km²
Proyecto Regional Tempoal 2007-2020
SGPA/DGIRA.DG.2614.08
Total Obras Vigencia Periodo Sup. autorizada
6,184 15 años 2008 - 2023 11,397.09 km2
Proyecto Regional San José de las Rusias 2008-2020
SGPA/DGIRA.DG.2899.08
Total Obras Vigencia Periodo Sup. autorizada
1,487 20 años 2008 - 2028 9,072.45 km2
Proyecto Integral Marino de la Región Norte
S.G.P.A-DGIRA.DEI-0306.05
Total Obras Vigencia Periodo Sup. autorizada
2,154 20 años 2005 - 2025 177,281.93 km2
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Conclusiones
Las áreas contractuales han tenido una mínima actividad de desarrollo por falta de recursos presupuestales.
La aplicación de mejores practicas operativas muestran beneficios sustantivos en el corto plazo.
La reactivación y la perforación de nuevos pozos ofrece un área de oportunidad atractiva para el incremento de producción.
La toma de información Sísmica 3D es de vital importancia para definir estructuras con potencial de desarrollo (Campo Temapache). La información geológica regional es necesaria para realizar la caracterización de dichas estructuras.
Proyectos documentados bajo la metodología FEL.
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Gracias ! ! !