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?
Al estimado de la porción potencialmente recuperable del volumen original de hidrocarburos no descubierto se le define como recurso prospectivo.
¿Cuál es la cantidad de recursos prospectivo en el país?
El recurso prospectivo o potencial puede alcanzar un volumen de 52.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
¿Qué es el volumen original de hidrocarburos descubierto?
Es la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha dada, alojada en acumulaciones conocidas más la producción de hidrocarburos obtenida de las mismas.
El volumen original descubierto puede ser clasificado como económico y no económico. Una acumulación es económica cuando hay generación de valor como consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos.
¿Qué son los recursos contingentes?
Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas, a una fecha dada, las cuales potencialmente son recuperables de acumulaciones conocidas pero que bajo las condiciones económicas de evaluación a esa fecha, no son consideradas comercialmente explotables.
Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, acumulaciones donde no exista un mercado para comercializar lo producido, o donde la recuperación deseada de hidrocarburos depende del desarrollo de nuevas tecnologías, o bien, donde la evaluación de la acumulación no se ha concluido.
¿Dónde se encuentra el recurso prospectivo?
La mayor parte del recurso prospectivo se encuentra en las Cuencas del Sureste y en la Cuenca del Golfo de México profundo.
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Cuencas |
Recurso Prospectivo |
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1. Sabinas |
0.3 |
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2. Burgos |
3.1 |
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3. Tampico-Misantla |
1.7 |
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4. Veracruz |
0.7 |
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5. Sureste |
16.7 |
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6. Golfo de México Profundo |
29.5 |
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7. Plataforma de Yucatán |
0.3 |
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Total |
52.3 |
¿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 o no probadas.
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 futuras condiciones económicas.
¿Quién certifica las reservas?
Empresas externas, especialistas en el tema, que actualmente son Netherland, Sewell International, DeGolyer and McNaughton y Ryder Scott Company, se encargan de la certificación de las reservas de las principales empresas petroleras internacionales y nacionales.
¿Desde qué año PEMEX certifica sus reservas?
Hace 11 años 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 geológicos 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, y por ello la importancia de adoptar definiciones emitidas por la SEC.
¿A cuanto 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 2009 por 14 mil 307.7 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 2009 ascienden a 10.4 miles de millones de barriles. La tasa de restitución integrada de reserva probada de aceite resulta de 90.5 por ciento, o 924.7 millones de barriles de aceite.
¿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 v requerida para el proceso esté instalado 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 de 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?
La evaluación al 1 de enero de 2009 de las reservas probables registra 14 mil 516.9 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?
Al primero de enero de 2009 las reservas posibles de petróleo crudo eqvalente del país alcanzan a 14, 737.9 millones de barriles.
¿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 cuanto ascienden las reservas totales o 3P?
Las reservas totales ascienden a 43 mil 562.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2008.
¿A cuanto ascienden las reservas totales, o 3P, de crudo?
Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero de 2009 son 30 mil 930.3 millones de barriles.
¿En que nivel se encuentra la tasa de restitución?
La tasa de restitución indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resulta de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales.
La tasa de restitución de reservas 3P descubiertas por actividad exploratoria se incrementó de 21.3 por ciento, al inicio del año 2000, hasta 102.1 por ciento en 2008.
En cuanto a las reservas probadas se dio una mejora de la tasa de restitución, pasando de 25.5 por ciento en el año 2003 a un histórico de 71.8 por ciento en 2007. La cifra alcanzada en este último año es la más alta desde la adopción de los lineamientos de la SEC.
¿Dónde se localiza la Región Marina Noreste?
Se localiza en el Sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales, 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 166, 000 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 veintitrés campos localizados en los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Los campos en producción son trece, de los cuales ocho se encuentran localizados en el Activo Integral Cantarell y cinco en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.
¿Dónde se localiza la Región Marina Suroeste?
Localizada en aguas marinas que abarcan la plataforma y talud continentales del Golfo de México, la Región Marina Suroeste cubre una superficie de 252, 290 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 superior a los dos 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 390 mil kilómetros cuadrados.
