Campo San Bernardo

Campo San Bernardo
Volumen original 3P de gas
(mmmpc)
Vol. Orig. 3P - Reserva 3P Prod. Acum. (26%) 12.4
mmmpc
Posibles (6%)
2.9 mmmpc
Volumen Original 3P
(100%)
Probables (5%)
2.4 mmmpc
48.3
Probadas (17%)
8.3 mmmpc
Prod. Acum. (46%)
22.3 mmmpc
Las sumas parciales pueden no coincidir debido al redondeo.
Características generales del yacimiento principal (2P)
Concepto
Datos generales
Yacimiento
Tipo de Yacimiento
Gravedad API
Profundidad media (mvbmr)
Reservas remanentes al 1° de enero de 2015
Tirante de agua (m)
Concepto
Concepto
Característica
Región
Activo
Ubicación
Estado
Superficie (km2)
Región Norte
Burgos
Terrestre
Nuevo León
28.3
Aceite
Gas
Petróleo crudo equivalente
Unidad
1P
2P
3P
mmb
mmmpc
mmb
0.0
8.3
1.7
0.0
10.7
2.3
0.0
13.6
2.9
Mecanismo de empuje predominante (actual)
Método del cálculo de reservas
Recuperación avanzada y mejorada
Volumen original al 1° de enero de 2015
Concepto
Aceite
Gas
Unidad
1P
2P
3P
mmb
mmmpc
0.0
39.3
0.0
43.2
0.0
48.3
Pi (kg/cm²)
Py actual (kg/cm²)
Arenisca
350.0
No especificado
Pb / Pr (kg/cm²)
No especificado
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
No aplica
Litología del yacimiento
Producción de hidrocarburos
Concepto
Característica
San Bernardo GHNA
Gas Húmedo No Asoc
-1,100
No Aplica
Aceite
Gas
0.0
0.0
0.0
22.3
4.7
4.4
Concepto
Aceite
Gas
Unidad
1P
2P
3P
%
%
n.a.
63.4%
n.a.
68.3%
n.a.
74.4%
5,500.0
12.5
48.0
20.8
0.0
--
Espesor neto (pies)
Sw (%)
Porosidad (%)
Bgi
Rc (mb/mmpc)
Información de los principales yacimientos
Categoría
1P
2P
3P
1P
2P
3P
Yacimiento
San Bernardo GHNA
San Bernardo GS
Aceite
(mmb)
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Reserva remanente
Gas
Cond.
(mmmpc)
(mmb)
8.3
0.0
10.7
0.0
13.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
PCE
(mmb)
1.7
2.3
2.9
0.0
0.0
0.0
Volumen original
Aceite
Gas
(mmb) (mmmpc)
0.0
39.3
0.0
43.2
0.0
48.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
F. de recuperación*
Aceite
Gas
(%)
(%)
n.a.
63.4%
n.a.
68.3%
n.a.
74.4%
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
Producción acumulada
Aceite
Gas
(mmb)
(mmmpc)
0.0
22.3
0.0
22.3
0.0
22.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Tipo de yacimiento
Gravedad API
Mecanismo de empuje
predominante (actual)
Litología
Prof. media
(mvbmr)
Tirante de
agua (m)
Gas Húmedo No Asoc
--
Expansión del sistema rocafluido
Arenisca
1,100
No Aplica
Gas Seco
--
Expansión del sistema rocafluido
Arenisca
850
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.