gob.mx/CNH I hidrocarburos.gob.mx I rondasmexico.gob.mx
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO
A PLANES DE DESARROLLO.Agosto, 2019
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2
MISIÓN Y VISIÓN DE LA CNH
MisiónRegular de manera
eficiente y confiable la exploración y extracción de
hidrocarburos en México para propiciar la inversión y el crecimiento económico.
VisiónSer un órgano regulador
profesional, eficiente y confiable, de referencia
internacional, que regule y promueva las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos de manera
sustentable, para consolidar a México como una de las principales economías del
mundo.
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3
Planes de desarrollo para la extracción
20 Campos prioritarios de Pemex
para producción temprana
Pronósticos de producción de aceite y gas, actividad física
e inversión
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO A PLANES DE DESARROLLO.
Artículo 44Ley de Hidrocarburos
TEMARIO
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4
Planes de desarrollo para la extracción
20 Campos prioritarios de Pemex
para producción temprana
Pronósticos de producción de aceite y gas, actividad física
e inversión
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO A PLANES DE DESARROLLO.
Artículo 44Ley de Hidrocarburos
TEMARIO
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5
YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS
Se entiende por yacimiento a la porción de una trampa geológica que contienehidrocarburos, la cual se comporta como un sistema comunicado hidráulicamente.
Gas
Petróleo
Agua
Petróleo
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6
CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO
Identificar el tipo de yacimiento y los hidrocarburos contenidos en el mismo,ayuda a definir e implementar estrategias adecuadas para su desarrollo que seejecutarán durante la vida productiva del yacimiento.
1.-Descubrimiento
2.-Delimitación
3.-Desarrollo
4.-Explotación primaria5.-Explotación secundaria
6.-Explotación terciariao mejorada
7.-Abandono
Ciclo de vida de un
yacimiento
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7
Recuperación Terciaria Recuperación Secundaria Sistema Artificial Recuperación Primaria
TIPOS DE RECUPERACIÓN
25%
10%15%
10%
40%
Rec. PrimariaSistema ArtificialRec. SecundariaRec. MejoradaVolumen Remanente
Primaria
SecundariaMejorada
• Emplea energía natural del yacimiento.
• Usa sistemas artificiales de producción.
Tiempo
Pro
du
cció
n
• Agrega energía al yacimiento.
• Acelera producción de aceite móvil.
• Libera aceite atrapado en el yacimiento mediante la modificación del sistema roca-
fluidos.
La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementarprocesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la vida delyacimiento para cumplir su objetivo
Sistema
Artificial
Arana, y Rodriguez: “Administración de yacimientos”, PEP, 2011
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8
FACTOR DE RECUPERACIÓN
Producción acumulada de petróleo o gas a una fecha (Np, Gp)FR a la Fecha de Cálculo =
Producción acumulada a una fecha dada
Volumen original
Volumen original de petróleo o gas en el yacimiento (N, G)
Factor de recuperación
30%
El Factor de recuperación es la relación del volumen de petróleo o gas producido entre el volumen original de petróleo o gas en el yacimiento.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Qo
(Mb
d)
Tiempo (años)
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MECANISMOS DE EMPUJE
Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado considerando diversos factores, por loque han surgido las siguientes clasificaciones.
1) De acuerdo con el tipo de roca almacenadora2) De acuerdo con el tipo de trampa3) De acuerdo con el tipo de fluidos almacenados4) De acuerdo con la presión original del yacimiento5) De acuerdo al tipo de empuje predominante
• Por expansión de los fluidos y la roca• Por expansión del gas disuelto liberado• Por expansión del gas• Por segregación gravitacional• Por empuje hidráulico• Por empuje artificial
Por empuje combinado
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10
Este mecanismo de empuje se debe a la expansión de los fluidos y los granos de la roca,resultado de la declinación de la presión del fluido contendido en los poros, denominadapresión de poro.
AguaPetróleo
Roca
Presión 1
AguaPetróleo
Roca
Presión 2
Presión 1 > Presión 2
EXPANSIÓN DE LOS FLUIDOS Y LA ROCA
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11
Este empuje es también conocido como Empuje de gas en solución, empuje interno degas, o mecanismo de depresionamiento.
En este tipo de yacimientos, las principal fuente de energía es el resultados de laliberación de gas del petróleo y su expansión a medida que la presión del yacimientodeclina, es decir que, a medida que la presión cae por debajo de la presión desaturación, gas es liberado dentro de los poros, dando como resultado que estasburbujas se expanden, forzando al aceite y agua a salir del poro.
Presión Inicial Presión 2
Presión Inicial > Presión 2
Presión 2 ≤ Presión de saturación (Pb)Petróleo
EXPANSIÓN DEL GAS DISUELTO LIBERADO
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12
EXPANSIÓN DEL GAS
Un yacimiento con capa de gas generalmente se beneficia, de alguna manera, del empujede gas disuelto. Sin embargo, su principal fuente de energía es la expansión de la capa degas existente en la cima del yacimiento.
Debido a su alta capacidad del gas a expandirse a medida que la presión disminuye, lapresión del yacimiento declina lentamente.
Petróleo
Casquete de gas
Presión yacimiento < Presión de saturación (Pb)
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13
SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL
La diferencia de densidades entre el gas,aceite y agua causa una segregación naturalen el yacimiento. Este mecanismos esrelativamente débil y lento, pero llega a serbastante efectivo a medio y largo tiempo.
Dos condicione mejoran su funcionamiento:Yacimientos con espesores grandes y altapermeabilidades verticales.
Petróleo Petróleo
PetróleoPetróleo
Petróleo
Petróleo
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14
EMPUJE HIDRÁULICO
La energía en el yacimiento es proporcionada por la compresibilidad del acuífero en contactocon el hidrocarburo. A medida que el aceite es producido, el acuífero se expande, soportandola caída de presión. Por supuesto que el empuje del gas disuelto y la capa de gas contribuyenal mantenimiento de la energía del yacimiento.
Existen dos tipos de acuíferos: de fondo y laterales..
Petróleo
AcuíferoAcuífe
ro
Petróleo
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15
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA
1. ROCA-FLUIDOS 2. GAS DISUELTO LIBERADO EN EL YAC.
3. CASQUETE DE GAS
4. EMPUJE HIDRAULICO
5. DRENE GRAVITACIONAL
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
Pre
sión
nor
mal
izad
a, p
/pi ,
%
Factor de Recuperación, FR ,%
Mecanismos de producción
1. Expansión roca y fluidos
2. Empuje por gas disuelto
3. Expansión del casquete
de gas
4. Empuje hidráulico
5. Drene gravitacional
Energía propia del yacimiento
Fuente: Satter and Thakur, Integrated Petroleum Management, Pennwell Books, 1994
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16
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN SECUNDARIA
Energía adicional para el yacimiento, con elobjetivo de mantener la presión y aumentar larecuperación de hidrocarburos.
• Inyección de agua o gasPozo inyector
de agua
Pozo productor de hidrocarburos
Ejemplo (inyección de agua)
Fuente: https://petrotecnologias.wordpress.com/2014/06/29/recuperacion-mejorada-de-petroleo-eor-parte-i/
Petróleo
Acuífero
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17
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN TERCIARIA O MEJORADA
Fuente: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/149844/IOR_EOR_published.pdf
Recuperación de aceite obtenida al inyectarmateriales que normalmente no estánpresentes en el yacimiento, o materiales quecomúnmente están en el yacimiento peroque son inyectados a condiciones específicascon el fin de alterar considerablemente elcomportamiento físico-químico de los fluidosdel yacimiento.
• Químicos
• Miscibles
• Térmicos
Ejemplo de método térmico (inyección de vapor)
Lavador de gas
Generador de Vapor
Pozo Inyector
Pozo Productor
Fluidos Producidos (aceite, gas y agua)Instalaciones de separación y
almacenamiento
Zona de aceite y agua a temp. cercana a la del yacimiento
Zona de aceite calentado
Zona de agua caliente
Zona de vapor y agua condensada
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18
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN TERCIARIA O MEJORADA
Recuperación de aceite obtenida al inyectarmateriales que normalmente no estánpresentes en el yacimiento, o materiales quecomúnmente están en el yacimiento peroque son inyectados a condiciones específicascon el fin de alterar considerablemente elcomportamiento físico-químico de los fluidosdel yacimiento.
• Químicos
• Miscibles
• Térmicos
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PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN
• Documento en el cual el Operador Petrolero describe de manera secuencial las actividadesrelacionadas con la Extracción, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Loanterior en términos de la fracción XV del artículo 4 y el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos,de los Lineamientos y con la información y el nivel de detalle del Anexo II o IV, segúncorresponda, así como de la Normativa emitida por la Comisión
Art. 17. 15 días hábiles para atender prevención*
Art. 17. 15 días hábiles para
prevención (x días naturales)
Reuniones de trabajo, audiencias o comparecencias
Art. 15 Presentación de
solicitud
Art. 58. Formato APPago de
AprovechamientoInformación Anexo II
*Prórroga de hasta 8 días hábiles
Art. 16. (85 – x) días naturales para emitir
Dictamen Técnico
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PROCESO DE EVALUACIÓN PLAN DE DESARROLLO
Tecnología
Factor de recuperación
Mecanismos de medición
Aprovechamiento de gas
Artículo 44Ley de
Hidrocarburos
Extracción
MAXIMIZACIÓN DEL VALOR DE LOS HIDROCARBUROS EN EL TIEMPO
Maximizar el factor de
recuperación en condiciones
económicamente viables
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2121
ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040
Pro
du
cció
n m
bp
d
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5
Mayor VPN
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2222
Mapas y modelos del yacimiento Análisis de la información del yacimiento para establecer el modelo estático y dinámico del yacimiento
Tipo de PozoTipo y trayectoria de pozos a perforar para desarrollar el campoEspaciamiento de los pozos programados a perforar
Recuperación PrimariaFlujo natural debido a la energía propia del yacimiento o a algún mecanismo de empujeSistemas artificiales de producción
Recuperación SecundariaInyección de agua/gasMantenimiento de presión del yacimiento
Recuperación MejoradaMétodos químicosMétodos térmicosMétodos miscible
ESTRATEGIA DE EXTRACCIÓN
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2323
InstalacionesConstrucción de instalaciones para el manejo de los hidrocarburos, respecto los pronósticos de producción de aceite y gas
Procesamiento de hidrocarburosContar con las instalaciones con la capacidad total de procesamiento de hidrocarburos, de acuerdo al pronósticosde producción de aceite y gas.
Transporte y manejo Contar con las instalaciones adecuadas para el transporte y manejo del hidrocarburos esperados, incluyendo el manejo y transporte de agua
Mecanismos de medición en tierraMedición técnica y de referencia en fluidos monofásicos.
Aprovechamiento de gasContar con las instalaciones y establecer las formas para aprovechar más del 98% del gas natural asociadoproducido
Evaluación económicaAnálisis económico del proyecto en función de indicadores económicos ( VPN, VPI, TIR, VPN/VPI )
MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
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2424
MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
I. Unificación determinada por SENERII. Variación en número de pozos.III. ±15% inversión en el Plan.IV. ±30% del volumen a producir en un año.V. Declaratoria de comercialidad dentro del Área de ExtracciónVI. Declaratoria de comercialidad fuera del Área de ExtracciónVII.Implementación de un método de RS o EORVIII.Cambio en la meta de aprovechamiento de gasIX. Cambios en las condiciones de seguridad industrial, operativa, protección al
medio ambiente.X. Caso Fortuito o Fuerza Mayor
El Operador Petrolero podrá solicitar modificación del Plan de Desarrollo siderivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado semodifican
Supuestos de Modificación (Art. 62)
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Planes de desarrollo para la extracción
20 Campos prioritarios de Pemex
para producción temprana
Pronósticos de producción de aceite y gas, actividad física
e inversión
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO A PLANES DE DESARROLLO.
Artículo 44Ley de Hidrocarburos
TEMARIO
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26
.
CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA
• 20 CAMPOS PRIORITARIOS
No. Campo1 Xikin2 Chocol3 Esah4 Cheek5 Cahua6 Ixachi7 Uchbal8 Manik NW9 Mulach10 Hok11 Cibix12 Octli13 Teekit14 Tetl15 Jaatsul16 Koban17 Pokche18 Suuk19 Tlacame20 Valeriana
• 9 PLANES APROBADOS
• 8 PLANES EN ANÁLISIS
• RESUELVE EN 34 DÍAS
NATURALES PROMEDIO
Nota: datos al 5 de agosto de 2019
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No. Campo1 Xikin2 Chocol3 Esah4 Cheek5 Cahua6 Ixachi7 Uchbal8 Manik NW9 Mulach10 Hok11 Cibix12 Octli13 Teekit14 Tetl15 Jaatsul16 Koban17 Pokche18 Suuk19 Tlacame20 Valeriana
CAMPOS TERRESTRES
4
16CAMPOS COSTA FUERA
2 ACEITE VOLATIL
2 GAS Y CONDENSADO
1 GAS SECO
1 ACEITE NEGRO
TIPO DE YACIMIENTO
2 ACEITE VOLATIL
2 GAS Y CONDENSADO
14 ACEITE NEGRO
CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA
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2828
TIPO ASIGNACIÓN
Asignación
1.- Xikin 2.- Chocol 3.- Esah 4.- Cheek 5.- Cahua 6.- Ixachi7.- Uchbal 8.- Manik 9.- Mulach 10.- Hok 11.- Octli 12.-Teekit 13.- Cibix 14.-Tetl 15.- Koban 16.- Suuk 17.-Tlacame 18.- Jaatsul 19.- Pokche 20.- Valeriana
7
8
9 1011
13
14
18
15
19
16
12
17
20
1
2
3
4
5
6
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29
0
50
100
150
200
250
300
35020
17
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
[mb
d]
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE ACEITE
Ixachi Xikin Esah Pokche Suuk Manik-Manik NW Tlacame
Hok Mulach Tetl Octli Koban Teekit Profundo Cheek
Jaatsul Uchbal Cibix Cahua Valeriana Chocol
20 CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA
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30
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20 CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,00020
17
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
Pro
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n d
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as [m
mp
cd]
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE GAS
Ixachi Xikin Esah Pokche Suuk Manik-Manik NW Tlacame
Hok Mulach Tetl Octli Koban Teekit Profundo Cheek
Jaatsul Uchbal Cibix Cahua Valeriana Chocol
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3131
119 898
ACTIVIDAD FÍSICA DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH
3810
2
5 23
4743
64
6
5
4 5
34 6
Perforaciones
Xikin Chocol Esah CheekCahua Ixachi Uchbal ManikMulach Hok Cibix OctliTeekit Tlacame Tetl KobanSuuk
4
4
2
20
4
4
Reparaciones mayores
Chocol Esah
Cahua Cibix
Octli Teekit
33
134
46823
174
2130
8729
159
151322
1922
63
Reparaciones menores
Xikin Chocol Esah Cheek
Cahua Ixachi Uchbal Manik
Mulach Hok Cibix Octli
Teekit Tlacame Tetl Koban
Suuk
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
3232
119POZOS TOTALES
PERFORACIÓN DE POZOS DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH
POZOS APROBADOS EN PLANES DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN
POZOS TERRESTRES
55 64POZOS MARINOS
18
32
122
12
28
13
20
10
20
30
40
50
60
70
2019 2020 2021 2022
Marinos Terrestres
4
30
60
25
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
3535
COSTO TOTAL(MILLONES DE DÓLARES)14,265
No. Campo Costo total mmUSD
1 Xikin 1,929.692 Chocol 115.433 Esah 8454 Cheek 3145 Cahua 3066 Ixachi 6,404.577 Uchbal 266.538 Manik NW 317.469 Mulach 497.7210 Hok 387.7411 Cibix 183.9812 Octli 330.513 Teekit 369.7814 Tlacame 430.0515 Tetl 364.8816 Koban 514.9217 Suuk 686.76
TOTAL 14,265
INVERSIÓN Y GASTO OPERATIVO DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH
14%
1%
6%
2%2%
45%
2%2%
3%
3%1%2%
3%3%
3%4%
5%
Xikin Chocol Esah Cheek Cahua IxachiUchbal Manik Mulach Hok Cibix OctliTeekit Tlacame Tetl Koban Suuk
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36
Planes de desarrollo para la extracción
20 Campos prioritarios de Pemex para producción temprana
Pronósticos de producción de aceite y gas, actividad física
e inversión
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO A PLANES DE DESARROLLO.
TEMARIO
Artículo 44Ley de Hidrocarburos
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37
ASIGNACIONES TERRESTRES
187
41ASIGNACIONES COSTA FUERA 36 ACEITE
5 GAS NO ASOCIADO
TIPO DE YACIMIENTO
106 ACEITE
81 GAS NO ASOCIADO
ASIGNACIONES PRODUCTORAS
228 Asignaciones Productoras
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
3838
3,176
3,370 3,383 3,3343,256
3,077
2,792
2,602 2,577 2,552 2,548 2,5222,429
2,2752,160
1,955
1,7781,624
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
pro
med
io d
iari
a (m
bd
)
5 Presidentes Tampico-Misantla Burgos Veracruz Cantarell Ku - Maloob - Zaap
Abkatún - Pol - Chuc Litoral de Tabasco Bellota - Jujo Samaria - Luna Nacional
Cantarell
Ku – Maloob - Zaap
Cinco PresidentesSamaria Luna
Bellota - Jujo
Litoral
Abkatún – Pol - Chuc
Tampico Misantla
4%
1%
8%
52%
11%
12%3%5% 4%
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ACEITE PEMEX
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
39
PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
[mb
d]
TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
4040
PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 CAMPOS PRIORITARIOS
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
[mb
d]
TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
41
1
4MIGRACIONES CON SOCIO
5 Migraciones2 Asociaciones
MIGRACIONES Y ASOCIACIONES DE ASIGNACIONES
MIGRACIONES SIN SOCIO
CNH-M1-EK-BALAM/2017
CNH-A3-CÁRDENAS-MORA/2017CNH-A4-OGARRIO/2018
ASOCIACIONES CON SOCIO2
CNH-M2-SANTUARIO-EL GOLPE/2017CNH-M3-MISIÓN/2018CNH-M4-ÉBANO/2018CNH-M5-MIQUETLA/2018
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
43
.
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN MIGRACIONES
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
[mb
d]
CNH-M1-Ek-Balam/2017 CNH-M2-SANTUARIO-EL GOLPE/2017 CNH-A3-Cárdenas-Mora/2017 CNH-A4.OGARRIO/2018
EBANO CHAPACAO (ACEITE MBD) MIQUETLA (ACEITE MBD) CNH-M3-MISIÓN/2018
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
44
0
500
1000
1500
2000
2500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
ducc
ión
de a
ceite
[mbd
]
TOTAL 30 ASIGNACIONES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS MBD TOTAL 7 MIGRACIONES.
PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 PRIORITARIAS + MIGRACIONES
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
4545
CONTRATOS RONDA1-L2
PLANES DE DESARROLLOFecha de aprobación y Resolución
27 abril 2018Resolución CNH.E.26.001/18
29 enero 2019Resolución CNH.E.05.001/19
Aprobación 31 de julio 2018Resolución CNH.E.45.001/18
Modificación 28 de junio 2019 Resolución CNH.E.35.0018/19
Contrato CNH-R01-L02- A4/2015.
Contrato CNH-R01-L02- A1/2015.
Contrato CNH-R01-L02- A2/2015.
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
4949
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
ducc
ión
de a
ceite
[mbd
]
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN R 1.2
HOKCHI ENI FIELDWOOD
COSTO TOTAL(MILLONES DE DÓLARES)17,630
VOLUMEN A RECUPERAR
948.6 MMB DE ACEITE
834 MMMPC DE GAS
INFRAESTRUCTURA
10 PLATAFORMAS
11 DUCTOS
1 FPSO
2 PLANTAS DE PROCESO
POZOS
50 PRODUCTORES
17 INYECTORES
207.2 MBD
PRONÓSTICO RONDA 1 LICITACIÓN 2
cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
5050
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Pro
du
cció
n d
e ac
eite
[mb
d]
TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS TOTAL 7 MIGRACIONES TOTAL R1-L2
1,852 MBD
PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 PRIORITARIAS + MIGRACIONES + R1L2
gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
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