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Reservas de hidrocarburos

¿Qué es el volumen original de hidrocarburos?

 
El volumen original de hidrocarburos se define como la cantidad que se estima existe inicialmente en un yacimiento.
 
 

¿Qué es el volumen original de hidrocarburos total?

 
El volumen original de hidrocarburos total es la cuantificación de todas las acumulaciones de hidrocarburos naturales que se estima existen. Este volumen incluye a las acumulaciones conocidas, económicas o no, recuperables o no, a la producción obtenida de los campos explotados o en explotación, y también a las cantidades estimadas en los yacimientos que podrían ser descubiertos.
 
 

¿Qué es el volumen original de hidrocarburos no descubierto?

 
Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas
 
 

¿Qué son los recursos prospectivos?

 
Aquellas cantidades de petróleo que son estimadas, en una fecha determinada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas.
 
 

¿Cuál es la cantidad de recursos prospectivo en el país?

 
El recurso prospectivo o potencial convencional alcanza 54.8 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que el no convencional  alcanza 60.2 miles de millones de barriles.
 
 

¿Qué es el volumen original de hidrocarburos descubierto?

 
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una fecha dada, y está contenida en acumulaciones conocidas antes de su producción. El volumen original descubierto puede clasificarse como comercial y no comercial.
 
 

¿Qué son los recursos contingentes?

 
Aquellas cantidades de petróleo estimadas, de una fecha dada, a ser recuperadas potencialmente de las acumulaciones conocidas por la aplicación de proyectos de desarrollo, pero no son consideradas actualmente como comercialmente recuperables debido a una o más contingencias.
 
 

¿Dónde se encuentra el recurso prospectivo?

 
La mayor parte del recurso prospectivo convencional se encuentra en las Cuencas del Sureste y en la Cuenca del Golfo de México profundo, y el no convencional en Misantla, Tampico.
 
 

¿Qué son las reservas?

 
Se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada.
 
 

¿Cómo se clasifican las reservas?

 
Todas las reservas estimadas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información. El nivel de incertidumbre puede ser usado para colocar reservas en una de dos clasificaciones principales, probadas, probables y posibles.

Las cantidades recuperables estimadas de acumulaciones conocidas que no satisfagan los requerimientos de comercialización, deben clasificarse como recursos contingentes. Así, las reservas probadas son acumulaciones de hidrocarburos cuya rentabilidad ha sido establecida bajo condiciones económicas a la fecha de evaluación; en tanto las reservas probables y posibles pueden estar basadas en el grado de certidumbre o conocimiento del yacimiento.
 
 

¿Quién certifica las reservas?

 
Empresas externas especialistas en el tema, que actualmente son Netherland Sewell International, DeGolyer and McNaughton y Ryder Scott Company, las cuales se encargan de la certificación de las reservas de las principales empresas petroleras internacionales y nacionales.
 
 

¿Desde qué año Pemex certifica sus reservas?

 
Desde el año 1999 Petróleos Mexicanos tomó la decisión de difundir el estado de las Reservas de Hidrocarburos y someterlas a un proceso de certificación externa, a fin de dar a conocer a la sociedad mexicana, con absoluta minuciosidad, la cuantificación del recurso natural no renovable administrado por Pemex.
 
 

¿Qué es el petróleo crudo equivalente?

 
El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada a nivel internacional para representar el inventario total de hidrocarburos. Su valor es el resultado de adicionar los volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los líquidos en planta, y del gas seco equivalente a líquido. Este último corresponde, en términos de poder calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El gas seco considerado en este procedimiento, es una mezcla promedio del gas seco producido en los complejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y Nuevo Pemex, en tanto, el aceite crudo, considerado equivalente a este gas, corresponde al tipo Maya.
 
 

¿Qué son las reservas probadas o 1P?

 
Las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural, y líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos de geociencias y de ingeniería, demuestran con certidumbre razonable que serán recuperadas en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación existentes a una fecha específica.

Las reservas probadas son las que aportan la producción y tienen mayor certidumbre que las probables y posibles. Desde el punto de vista financiero, son las que sustentan los proyectos de inversión,  por ello la importancia de adoptar definiciones emitidas por la Securities  and Exchange Comission (SEC).
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas probadas de hidrocarburos?

 
Las reservas probadas de hidrocarburos de México se evaluaron de acuerdo con los criterios y definiciones de la Securities and Exchange Comission (SEC) de Estados Unidos, reportando reservas remanentes al 1 de enero de 2014, por 13 mil 438.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas remantes (1P) probadas de crudo?

 
Las reservas probadas de aceite crudo, al primero de enero de 2014, ascienden a 9 mil 812.1 millones de barriles.
 
 

¿Qué son las reservas probadas desarrolladas?

 
Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas detrás de la tubería de revestimiento, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión.

En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada, cuando los costos requeridos para ello sean considerablemente menores, y la respuesta de producción haya sido la prevista en la planeación del proyecto correspondiente.
 
 

¿Qué son las reservas no desarrolladas?

 
Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere una inversión relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones para iniciar la producción y transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de recuperación primaria como de recuperación secundaria y mejorada.
En el caso de inyección de fluidos al yacimiento, u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas asociadas se considerarán probadas no desarrolladas, cuando tales técnicas hayan sido efectivamente probadas en el área y en la misma formación.
 
 

¿Qué son las reservas no probadas?

 
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. En situaciones de desarrollo no inmediato, los volúmenes de hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificados como reservas no probadas.
 
 

¿Qué son las reservas probables?

 
Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables que lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.
 
Las reservas probables incluyen aquellas reservas más allá del volumen probado, donde el conocimiento del horizonte productor es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas.
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas probables de hidrocarburos de Pemex?

 
Las reservas probables de hidrocarburos en Pemex, al primero de enero del 2014, ascienden a 11 mil 377.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
 
 

¿Qué son las reservas posibles?

 
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas posibles de hidrocarburos?

 
Las reservas posibles de hidrocarburos en Pemex, al primero de enero del 2014, ascienden a 17 mil 342.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
 
 

¿Qué son las reservas totales?

 
Las reservas totales son también conocidas como 3P.  Las reservas totales son la adición de reservas probadas, probables y posibles.
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas totales o 3P?

 
Las reservas totales  de hidrocarburos en Pemex, al primero de enero del 2014, ascienden a 42 mil 158.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
 
 

¿A cuánto ascienden las reservas totales, o 3P, de crudo?

 
Las reservas totales de crudo en Pemex, al primero de enero del 2014, ascienden a 29 mil  327.8 millones de barriles.
 
 

¿En qué nivel se encuentra la tasa de restitución de reservas probadas?

 
Esta tasa indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos, desarrollo de campos, revisiones y delimitación de campos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resulta de dividir el valor de reserva probada adicional por los conceptos antes mencionados entre la producción durante un periodo de análisis específico, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales. La tasa de restitución integrada de reserva probada de aceite resultó de 67.8 por ciento en el año 2013.
 
 

¿Dónde se localiza la Región Marina Noreste?

 
Se localiza en el Sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.
 
 

¿Qué extensión abarca la Región Marina Noreste?

 
Abarca una superficie aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma y talud continentales del Golfo de México.
 
 

¿Cuántos campos se localizan en la Región Marina Noreste?

 
La región Marina Noreste administra veintinueve campos localizados en los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Los campos en producción son quince, de los cuales diez se encuentran localizados en el Activo Integral Cantarell y cinco en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.
 
 

¿Dónde se localiza la Región Marina Suroeste?

 
Se encuentra al Sureste del país, en aguas marinas de la plataforma y talud continental del Golfo de México.  La Región Marina Suroeste cubre una superficie de 352,390 kilómetros cuadrados. Los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche constituyen su área limítrofe hacia el Sur.
 
 

¿Dónde se localiza la Región Norte?

 
Geográficamente, la región comprende una extensión territorial de aproximadamente de 3.7  millones de kilómetros cuadrados, incluyendo una porción terrestre y otra marina. Se localiza en la porción Norte de la República Mexicana, limitando al Norte con los Estados Unidos de América, al Oriente con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al Occidente con el Océano Pacífico y al Sur por el Río Tesechoacán.
 
 

¿Dónde se localiza la Región Sur?

Comprende los estados de Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo, así como  parte de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, abarcando un área de 921,489 kilómetros cuadrados.
 
 

¿Qué es la "zona de transición"?

 
La zona de transición se refiere a la parte productora del yacimiento invadida por gas, debido a la expansión del casquete de gas ocasionada por los ritmos de extracción del crudo. Esto incrementa el contenido de gas en el crudo producido (que origina mayor producción de gas), lo que genera problemas para su manejo en superficie y eventualmente  el cierre de pozos.
 
 

¿Qué es el gas asociado? ¿En qué consiste su proceso?

El gas asociado es el gas natural que se obtiene de yacimientos en donde se encuentra con el crudo. Puede estar formando un casquete de gas, o bien, puede estar disuelto.
 
La producción de gas asociado en su mayoría proviene de la Región Marina Noreste (38%), seguida de la Región Sur (31%) y de la Región Marina Suroeste (23%), mientras que la Región Norte participa con el 8% del total producido.
 
El gas húmedo amargo, ya sea asociado o no asociado, es el gas que contiene azufre por encima de los niveles de las normas y, por lo tanto, tiene que ser procesado en las plantas endulzadoras donde se elimina el gas ácido, enviándose a las plantas recuperadoras de azufre y se recupera gas endulzado.
 
El gas dulce es aquel que no contiene azufre o bien contiene cantidades muy pequeñas de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono.
Última modificación 25/03/2015 17:18