Campo Barcodón

Campo Barcodón
Volumen original 3P de aceite
(mmb)
Vol. Orig. 3P - Reserva 3P Prod. Acum. (91%) 149.9
mmb
Posibles (0%)
0.3 mmb
Volumen Original 3P
(100%)
Probables (0%)
0.1 mmb
165.5
Probadas (0%)
0.5 mmb
Prod. Acum. (9%)
14.7 mmb
Las sumas parciales pueden no coincidir debido al redondeo.
Características generales del yacimiento principal (2P)
Concepto
Datos generales
Característica
Yacimiento
Tipo de Yacimiento
Gravedad API
Profundidad media (mvbmr)
Reservas remanentes al 1° de enero de 2015
Tamaulipas Superior
Aceite Negro
18.0
1,175
No Aplica
Tirante de agua (m)
Concepto
Concepto
Característica
Región
Activo
Ubicación
Estado
Superficie (km2)
Región Norte
Poza Rica-Altamira
Terrestre
Tamaulipas
11.0
Aceite
Gas
Petróleo crudo equivalente
Unidad
1P
2P
3P
mmb
mmmpc
mmb
0.5
0.2
0.5
0.6
0.2
0.6
0.8
0.3
0.8
Volumen original al 1° de enero de 2015
Concepto
Aceite
Gas
Unidad
1P
2P
3P
mmb
mmmpc
165.5
48.3
165.5
48.3
165.5
48.3
Pi (kg/cm²)
Py actual (kg/cm²)
Caliza
140.0
120.0
Pb / Pr (kg/cm²)
114.0
Área (acre)
Factor de recuperación*
Prod. Acum. (mmb | mmmpc)
Ene - Dic 2014 (mbd | mmpcd)
Ene-Sep 2015 (mbd | mmpcd)
Expansión del sistema roca-fluido
Curvas de declinación
Inyección de agua
Litología del yacimiento
Producción de hidrocarburos
Concepto
Mecanismo de empuje predominante (actual)
Método del cálculo de reservas
Recuperación avanzada y mejorada
Aceite
Gas
14.7
0.3
0.3
9.6
0.1
0.1
Concepto
Aceite
Gas
Unidad
1P
2P
3P
%
%
9.2%
20.2%
9.2%
20.3%
9.4%
20.5%
1,981.7
78.8
30.0
10.0
1.2
0.3
Espesor neto (pies)
Sw (%)
Porosidad (%)
Boi
Rsi (mmpc/mb)
Información de los principales yacimientos
Categoría
1P
2P
3P
1P
2P
3P
Yacimiento
Tamaulipas Superior
Tamaulipas Inferior
Aceite
(mmb)
0.5
0.5
0.7
0.0
0.1
0.2
Reserva remanente
Gas
Cond.
(mmmpc)
(mmb)
0.2
0.0
0.2
0.0
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
PCE
(mmb)
0.5
0.5
0.7
0.0
0.1
0.2
Volumen original
Aceite
Gas
(mmb) (mmmpc)
72.9
21.3
72.9
21.3
72.9
21.3
92.5
27.0
92.5
27.0
92.5
27.0
F. de recuperación*
Aceite
Gas
(%)
(%)
11.5%
32.1%
11.5%
32.1%
11.7%
32.5%
7.4%
10.9%
7.4%
10.9%
7.5%
11.1%
Producción acumulada
Aceite
Gas
(mmb)
(mmmpc)
7.9
6.7
7.9
6.7
7.9
6.7
6.8
2.9
6.8
2.9
6.8
2.9
Tipo de yacimiento
Gravedad API
Mecanismo de empuje
predominante (actual)
Litología
Prof. media
(mvbmr)
Tirante de
agua (m)
Aceite Negro
18.0
Expansión del sistema rocafluido
Caliza
1,175
No Aplica
Aceite Negro
18.0
Acuífero activo
Caliza
1,350
No Aplica
*Fórmula para el cálculo del factor de recuperación = (Producción acumulada de aceite o gas del campo al 01/01/15 + Recuperación final esperada de aceite o gas del campo al horizonte evaluado) /Volumen Original Total 3P del campo.
Fuente: CNH con datos de Pemex. Nota la información a nivel campo corresponde a Reservas al 1ro de enero de 2015.