Análisis de Información de las Reservas de Hidrocarburos de México al 1 de enero del 2012

Transcripción

1 Análisis de Información de las Reservas de Hidrocarburos de México al 1 de enero del 2012

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3 Comisionado Ponente Dr. Edgar R. Rangel Germán Comisionados Mtro. Juan Carlos Zepeda Molina Comisionado Presidente Dr. Guillermo Cruz Domínguez Vargas Comisionado Dra. Alma América Porres Luna Comisionada Dr. Néstor Martínez Romero Comisionado Grupo de Trabajo para el Proceso de Reservas Mtro. Gaspar Franco Hernández Director General de Explotación Mtro. Ulises Neri Flores Director General Adjunto de Reservas Ing. Leonardo Meneses Larios Director General Adjunto de Proyectos Ing. César Alejandro Mar Álvarez Director de Área Mtro. Rhamid Rodríguez de la Torre Directora de Área Lic. Fernando Ruiz Nasta Director de Área Mtro. Javier Rosado Vázquez Director de Área Lic. Gelacio Martín Sánchez Subdirector de Área Ing. Iván Bernal Santana Subdirector de Área Secretaría Ejecutiva Lic. Carla Gabriela González Rodríguez

4 Índice

5 Reporte Ejecutivo I. Introducción II. Marco legal de la aprobación de los Reportes de Reservas de Hidrocarburos III. Definición y clasificación de reservas Clasificación de reservas y recursos conforme al Petroleum Resources Management System (PRMS) Definiciones Clasificación de la Naciones Unidas para los recursos y reservas minerales Reservas y su relación con proyectos de exploración y explotación Interpretación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre la clasificación de los recursos y reservas Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos conforme a las guías del SPE- PRMS IV. Disposiciones de la SEC para reservas probadas Reservas probadas Disposiciones obligatorias Precios Reconocimiento de recursos No Convencionales Definición de certidumbre razonable Tecnología confiable Horizonte de tiempo para el desarrollo de las reservas Disposiciones opcionales de la SEC Opción de reportar las reservas no probadas Uso de métodos deterministas y probabilistas Análisis de sensibilidad V. Proceso general de certificación de reservas Proceso de estimación y clasificación de reservas Caracterización de yacimientos Ingeniería de Yacimientos Ingeniería de Producción Evaluación Económica VI. Proceso general de dictamen de las reservas por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos VII. Análisis de los reportes de reservas enviados por Pemex Integración de las reservas por región - Petróleo crudo equivalente Integración de las reservas por región Aceite Integración de las reserva por región Gas Integración de las reservas por activo - Petróleo crudo equivalente Integración de las reservas por activo - Aceite Integración de las reservas por activo- Gas VIII. Nuevos Descubrimientos IX. Indicadores de reservas Tasa de restitución Tasas de restitución por descubrimientos de México Tasa de Restitución Integrales de México Relación Reserva - Producción (R/P) X. Comparación de Valores entre Pemex y las Empresas Certificadoras Tablas de Diferencias Pemex y las Empresas Certificadoras XI. Conclusiones ANEXO I. Tasas de Restitución Nivel Región ANEXO II. Tasas de Restitución a Nivel Activo ANEXO III. Relación Reserva Producción por Región y Activo ANEXO IV. Cálculo Probabilista del Volumen Original ANEXO V. Metodología de Cálculo para la Obtención del Petroleo Crudo Equivalente ANEXO VI. Definiciones originales de Reservas del SPE-PRMS Glosario 5

6 Reporte Ejecutivo

7 Los valores de reservas de hidrocarburos son los indicadores más importantes de información que los gobiernos, el sector financiero y las empresas petroleras requieren para definir las acciones y asegurar la sustentabilidad de largo plazo. Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que pueden ser recuperados comercialmente de acumulaciones conocidas, y su estimación consiste en el análisis, revisión, actualización e interpretación de diversas fuentes de información técnica de los yacimientos en donde se encuentran almacenados, así como los aspectos económicos que influyen en su explotación. La estimación de las reservas por un lado permite entender como fue la explotación de los yacimientos en el pasado y, por otro lado pronosticar el comportamiento de estos mediante el análisis de las opciones técnicas y estrategias de ejecución propuestas para la explotación. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible, del proceso de análisis de la información utilizado, y de la experiencia y los criterios de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación y así garantizandoce certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados. Reconociendo la importancia de la estimación de las reservas de hidrocarburos en México, y acatando las atribuciones conferidas a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), este documento presenta el resumen del análisis de la información de reservas desde la óptica técnica, económica y metodológica. Partiendo de los conceptos, definiciones, metodologías, descripción de procesos y análisis de los valores de las reservas de México, este documento busca destacar la importancia que las reservas de hidrocarburos y, su constante cuantificación, tienen en la profundización y comprensión de este relevante tema del sector energético del país. Es importante mencionar, que por primera vez desde la creación de la Comisión y de la respectiva aplicación del proceso de dictamen de reservas, fueron aprobados los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y se dio el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes. Además, por primera vez se tiene un nivel de desagregación en el análisis de las cifras a un nivel en donde se cuenta con mayor solidez y consistencia de los valores de reservas de hidrocarburos del país. El proceso de dictamen de reservas que realiza Comisión Nacional de Hidrocarburos presentado en este documento, se desarrolló con base en los lineamientos para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes, que a efecto de garantizar su validez y actualidad con base en las mejores prácticas internacionales, la Comisión consideró oportuno y necesario realizar modificaciones adicionales a los lineamientos con el objetivo de incorporar las experiencias adquiridas durante la aplicación en los periodos anteriores. 7

8 1 Introducción 8

9 La estimación de reservas consiste en un análisis e interpretación de diversas fuentes de información técnica y económica cuyos componentes derivan en la revisión y actualización de sus valores. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible y del proceso de análisis de la información utilizado, así como la experiencia de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación, garantizando así certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados y en los procedimientos empleados para su estimación. Además los valores de reservas es uno de los indicadores más importantes de información que el sector financiero requiere para analizar y comparar el comportamiento previo de la empresa y las acciones futuras de la misma. En el caso de las reservas probadas, las definiciones utilizadas corresponden a las emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país y el Petroleum Resources Management System (PRMS); mientras que para las reservas probables y posibles, se emplean las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC), y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y la Society of Exploration Geophysicists (SEG). En el proceso para la estimación de las reservas se consideran entre otros datos: los pronósticos de producción, las inversiones, los costos de operación y los precios de hidrocarburos, con el objetivo de determinar el valor económico de las mismas. Si el valor económico es positivo, los volúmenes de hidrocarburos son comercialmente explotables y, por lo tanto, cumplen con un criterio más para poderse definir como reservas. En caso de ser negativo, estos volúmenes pueden clasificarse como posibles siempre y cuando se obtenga una evaluación económica positiva al asignar un ligero cambio en el precio de los hidrocarburos o una pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de operación y mantenimiento. En caso de que la evaluación económica no se revierta con los cambios marginales mencionados anteriormente, los volúmenes se clasifican como recursos contingentes. A nivel mundial existen numerosas cuencas petroleras cuya producción petrolera de hidrocarburos ha disminuido mientras la demanda energética continúa creciendo. Estos factores, así como la evolución acelerada de tecnologías para la explotación de recursos de hidrocarburos no convencionales ha permitido que se desarrollen proyectos para la exploración y producción de recursos. 9

10 El recurso no convencional de hidrocarburos con mayor potencial en México son el Shale Gas y el Shale Oil. Un estudio reciente de la Energy Information Administration (EIA) del Department of Energy (DOE) de los Estados Unidos de América estima que México cuenta con recursos potenciales de Shale Gas (Gas de Lutita) del orden de 681 billones de pies cúbicos (Tcf). El estudio referido identifica cinco provincias potencialmente productoras de Shale Gas y condensados en México. El Shale Oil en México, presente en rocas sedimentarias de granos finos, arcillosas, con alto contenido orgánico, cuya edad geológica varía del periodo cámbrico al terciario, según la acumulación, todavía se encuentra en etapas muy tempranas de estudio. La Agencia Internacional de Energía estima que los volúmenes pueden ser cercanos a miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos no convencionales Shale Gas y Shale Oil. Es opinión de la CNH que cualquiera de las cifras hasta ahora presentadas tienen gran incertidumbre, por lo que se requieren más estudios para definir una cifra más adecuada; sin embargo, es muy probable que la cuenca de Tampico-Misantla presente los mejores prospectos tanto en volumen como en calidad de fluido. A nivel mundial se estiman recursos de Shale Oil del orden de 2.8 billones de barriles 2 ; sin embargo, la obtención de hidrocarburos a partir de estas rocas presenta grandes retos técnicos y económicos. El reto principal está relacionado con la insolubilidad de la materia orgánica ante solventes ordinarios, por lo que requiere el uso de métodos térmicos, así como de perforación y terminación no convencional. En el caso de México los estudios geológicos - geoquímicos realizados en la cuenca de Tampico-Misantla determinaron que el principal potencial está relacionado a Shale oil (aceite en lutitas), además las estimaciones de las Cuencas Sabinas-Burro-Picachos-Burgos observan una consistencia en el valor medio de los recursos técnicamente recuperables. 2 Lo anterior representa una oportunidad debido a que estas acumulaciones que pueden ser desarrolladas se encuentran cerca de la superficie. Sin embargo estos estudios y sus resultados son preliminares y conllevan un riesgo considerable debido a la incertidumbre en los parámetros que determinan el volumen de los mismos. El desarrollo de las actividades relacionadas con la toma de información y, su interpretación, base para la visualización y conceptualización de los proyectos para su explotación, permitirán en el futuro poder categorizar estos recursos como reservas en sus diferentes categorías. 1 IEA 2 IEA 10

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12 2 Marco legal de la aprobación de los Reportes de Reservas de Hidrocarburos 12

13 Con la emisión de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), así como las reformas realizadas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, su reglamento, y la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF), se estableció un proceso de evaluación y certificación de reservas de hidrocarburos del país. El Artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo establece que: Petróleos Mexicanos o sus Organismos Subsidiarios certificarán, una vez al año, las Reservas de Hidrocarburos con terceros independientes, cuyos reportes finales deberán contar con el visto bueno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Los reportes de evaluación o cuantificación de reservas elaborados por Petróleos Mexicanos deberán ser aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Con base en la información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las Reservas de Hidrocarburos del país. Asimismo, la Fracción III del Artículo 5 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, señala que: El registro de Reservas de Hidrocarburos estará a cargo de la Secretaría de Energía en el cual se integrará una base de datos que comprenda la información, documentación y estadística que se obtenga de reportes de estimación de reservas remanentes probadas, probables y posibles por campo, tipo de fluido y volúmenes originales asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación o cuantificación y certificación, a partir de la información proporcionada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. El Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, establece que a la Secretaría de Energía le corresponde: Registrar y dar a conocer, con base en la información proporcionada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, las reservas de hidrocarburos, conforme a los estudios de evaluación y de cuantificación, así como a las certificaciones correspondientes. 13

14 Por su parte, la LCNH establece que la Comisión Nacional de Hidrocarburos debe: Participar, con la Secretaría de Energía, en la determinación de la política de restitución de reservas de hidrocarburos (Fracción II del Artículo 4 ). Recabar, analizar y mantener actualizada la información y la estadística relativa a: las reservas probadas, probables y posibles; y la relación entre producción y reservas. (Incisos b y c de la Fracción IX del Artículo 4 ). Realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo (Fracción X del Artículo 4 ). Por lo anterior, en su papel de órgano regulador desconcentrado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos debe solicitar la información, documentación y estadística pertinente y necesaria a Pemex y sus organismos subsidiarios sobre las reservas, así como los resultados de las certificaciones y los reportes de evaluación o cuantificación elaborados por terceros independientes y por Pemex, respectivamente. Con el objetivo de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos cuente con los elementos de juicio y técnicos necesarios para realizar la dictaminación sobre las reservas de hidrocarburos con los que cuenta el país se elabora un proceso técnico-administrativo que se muestra más adelante en el presente documento. Asimismo, mediante el acuerdo CNH.E /10 se estableció que para evaluar las cuantificaciones de reservas presentadas por Pemex y por los terceros contratados para las certificaciones la CNH adopte la metodología establecida en el Petroleum Resources Management System (PRMS). Lo anterior, en virtud de que ésta permitirá: 1. Establecer una igualdad metodológica para hacer comparables las estimaciones y evaluaciones realizadas por los Terceros Independientes y por Pemex. Lo anterior, a efecto de establecer una línea base para los futuros análisis y estudios de evaluación y verificación de las reservas de hidrocarburos. 2. Evaluar conforme a las prácticas de uso común en la industria petrolera internacional los trabajos realizados por Pemex. 3. Evaluar conforme a las prácticas de uso común en la industria petrolera internacional los reportes de certificación de reservas realizados por los Terceros Independientes. 14

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16 3 Definición y clasificación de reservas 16

17 Históricamente, las compañías operadoras han utilizado la clasificación de recursos y reservas, en función de criterios técnicos y económicos que convengan. Sin embargo, estas clasificaciones no siempre resultan eficientes cuando se desea hacer una agrupación y/o evaluación externa, ya sea por un organismo certificador o regulador. Lo ideal es que los subconjuntos de un sólo sistema de clasificación puedan ser utilizados por las agencias reguladoras, los departamentos gubernamentales e, internamente, por las empresas operadoras y por los certificadores. En octubre del 2005, el Mapping Subcommittee de la Society of Petrolem Engineers (SPE) Oil and Gas Reserves Committee (OGRC) realizó un estudio de los sistemas de clasificación de recursos/ reservas publicados, analizando la información de las siguientes agencias internacionales: US Securities and Exchange Commission (SEC-1978) United States Geological Survey (USGS-1980) Norwegian Petroleum Directorate (NPD-2001) UK Statement of Recommended Practices (SORP-2001) Canadian Securities Administrators (CSA-2002) United Nations Framework Classification (UNFC-2004) Russian Ministry of Natural Resources (RF-2005) A continuación se presentan brevemente algunas de las clasificaciones de reservas utilizadas hoy en día que intentan homologar los criterios empleados por las diferentes compañías. En el año 2000, la Society of Petroleum Engineers (SPE), junto con el World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), publicaron una clasificación de reservas y recursos para crear una norma internacional. Adicionalmente, en 2001, la SPE, el WPC y la AAPG (en adelante, SPE/WPC/AAPG) publicaron conjuntamente las Directrices para la Evaluación de Reservas de Petróleo y Recursos, las cuales contienen un conjunto de aclaraciones a los documentos publicados anteriormente. 17

18 Clasificación de reservas y recursos conforme al Petroleum Resources Management System (PRMS) El Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources Management System, PRMS) se creó con el objetivo de proporcionar un marco común para la estimación de las cantidades de petróleo y gas, descubiertas y/o por descubrir (no descubiertas), asociada con yacimientos, propiedades y proyectos. De acuerdo a esta clasificación se deben incluir los volúmenes de hidrocarburos originales (in-situ), los volúmenes recuperables técnica y comercialmente, y los volúmenes producidos. A continuación se presentan las principales definiciones establecidas en las guías de la PRMS (sus versiones originales en inglés se encuentran en el Anexo VII), las cuales fueron traducidas por este órgano desconcentrado. Definiciones PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima exista originalmente en acumulaciones naturales. Esto incluye aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida en acumulaciones conocidas previo al inicio de su producción, más aquellas cantidades estimadas en acumulaciones aún por descubrir (equivalente a los recursos totales ). PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida en acumulaciones conocidas previas al inicio de su producción. PRODUCCIÓN es aquella cantidad acumulada de petróleo que ha sido recuperada a una fecha dada. Mientras que todos los recursos recuperables estimados, y la producción medida en términos de las especificaciones del producto para ventas, la producción bruta (ventas más no-ventas), también medida, es necesaria para brindar apoyo a los análisis de ingeniería. RESERVAS son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan a ser comercialmente recuperables a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas. Además, las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (a la fecha de la evaluación), basadas en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Adicionalmente, las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificadas, basadas en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción. RECURSOS CONTINGENTES son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero donde el o los proyecto(s) aplicado(s) aún no se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales actualmente no existen mercados viables, o donde una recuperación comercial es dependiente de tecnología aún bajo desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para claramente evaluar la comerciabilidad. Adicionalmente los recursos contingentes se categorizan de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificados, basados en la madurez del proyecto y/o caracterizados 18

19 por su estado económico. PETRÓLEO NO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida dentro de acumulaciones aún por descubrir. RECURSOS PROSPECTIVOS son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de proyectos futuros de desarrollo. Los recursos prospectivos tienen una oportunidad asociada de descubrimiento y una oportunidad de desarrollo. Los recursos prospectivos son adicionalmente subdivididos de acuerdo al nivel de certeza asociado a estimaciones recuperables, suponiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden sub-clasificarse basándose en la madurez del proyecto. RECURSOS NO RECUPERABLES es aquella porción de petróleo descubierto o no descubierto inicialmente in-situ que se estima, a una fecha dada, no ser recuperable con proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a restricciones físicas/químicas de la interacción en el subsuelo de fluidos y las rocas del yacimiento. RESERVAS PROBADAS son aquellas cantidades de petróleo que, a partir del análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos deterministas, la intención de certidumbre razonable expresa un alto grado de confianza a que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación. RESERVAS PROBABLES son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas, comparadas a reservas probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparadas a las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores o menores a la suma de las reservas estimadas probadas más probables (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P. RESERVAS POSIBLES son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más probables más posibles (3P), lo que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P. 19

20 Las definiciones de reservas pueden ser confusas; sin embargo, si se considera que en términos probabilistas representan una función de distribución acumulada, como se ilustra en la Figura 1, se puede explicar fácilmente que las reservas son una distribución continua de volúmenes que, por convención, se reportan para los percentiles 10, 50 y 90. Por lo anterior, las categorías de reservas comúnmente utilizadas (1P, 2P y 3P) se conforman de la siguiente manera: La reserva 1P es igual a la reserva probada. La reserva 2P es igual a la agregación de reserva probada más la reserva probable. La reserva 3P es igual a la agregación de la reserva probada más la reserva probable más la reserva posible. Figura 1. Probabilidad en el volumen de reservas de hidrocarburos Fuente: CNH Probabilidad de al menos (%) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Existe una probabilidad de al menos 90 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a este valor, (reservas 1P). 1P 2P 3P Existe una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a este valor (la suma de las reservas probadas más las reservas probables, reserva 2P). Existe una probabilidad de al menos 10 por ciento de que las cantidades recuperar sean iguales o mayores a este valor (la suma de las reservas probadas más reservas probables más reservas posibles, reserva 3P). Volumen de hidrocarburos Cabe señalar que la mayoría de las clasificaciones utilizadas solamente reconocen tres escenarios deterministas: baja estimación, mejor estimación y alta estimación; mientras que las evaluaciones probabilistas, no son comúnmente empleadas. Para el caso de México el sistema SPE-PRMS permite clasificar las reservas y los recursos de acuerdo a las categorías ahí establecidas, por lo que la Comisión Nacional de Hidrocarburos, como se detalla en el capítulo II, decidió adoptar estos lineamientos. Con base en lo anterior la Figura 2.1 y 2.2 muestra la clasificación de manera general de las reservas y recursos de México al 1 de enero del 2012 conforme a la SPE-PRMS. 20

21 Figura 2.1. Clasificación de Recursos y Reservas en México conforme a la PRMS al 1 de enero del 2012, Aceite Fuente: CNH con datos de SENER y Pemex Crudo Volumen ,367 mmb 9% Producción acumulada, 39,695 mmb 14% Volumen remanente, 216,219 mmb 77% Volumen remanente final, 185,607 mmb 85% Reserva Posible, 12,039 mmb 6% Reserva Probable, 8,548 mmb Reserva Probada 4% 10,025 mmb 5% Figura 2.2. Clasificación de Recursos y Reservas en México al 1 de enero del 2012 conforme a la PRMS, Gas Fuente: CNH con datos de SENER y Pemex Gas Volumen 2012, 56,175 mmmpc 18% Producción Acumulada, 69,255 mmmpc 22% Volumen remanente, 188,228 mmmpc 60% Reserva Probada, 17,224 mmmpc 9% Volumen remanente final 126,587 mmmpc 68% Reserva Posible, 26,804 mmmpc 14% Reserva Probable, 17,613 mmmpc 9% Clasificación de la Naciones Unidas para los recursos y reservas minerales El objetivo de esta clasificación 3 es proporcionar una estructura única en la cual se puedan enmarcar los estudios internacionales sobre la energía y los minerales, analizar las políticas gubernamentales de ordenación de los recursos, planificar los procesos industriales y asignar el capital de manera eficiente. En la década de 1990, la Comisión Económica para Europa de la Organización para las Naciones Unidas (ONU) tomó la iniciativa de elaborar un sistema uniforme para la clasificación de recursos y reservas de productos minerales y combustibles sólidos, el cual se plasmó en el documento denominado UNFC En 2004, la clasificación se amplió para incluir hidrocarburos (petróleo/ gas natural) y uranio, conformando 3 Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales. Organización de las Naciones Unidas, Nueva York y Ginebra,

22 la UNFC Posteriormente, el Consejo Económico y Social de la ONU invitó a los estados miembros, organizaciones internacionales y comisiones regionales a adoptar las medidas necesarias para su aplicación en todo el mundo. En 2009, la metodología fue revisada y simplificada por expertos mundiales, en cooperación con países miembros y no miembros de la Comisión Económica de la ONU, organizaciones internacionales, organismos intergubernamentales, asociaciones profesionales y el sector privado, emitiendo la UNFC La Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales es un sistema para la clasificación y presentación de información sobre la energía fósil y los recursos y reservas minerales, que puede aceptarse de manera universal y aplicarse a nivel internacional. Es importante resaltar que esta metodología está en proceso de implementación en los países y/o empresas que quieren adoptarlo de manera paralela a sus sistemas de clasificación de reservas vigente; esta clasificación refleja las condiciones en incluyen aspectos imperantes en el ámbito económico y social, incluidas las condiciones marco impuestas por los gobiernos y los mercados, así como la madurez tecnológica e industrial y la incertidumbre que se presenta en las diferentes etapas de desarrollo de un proyecto. La Figura 3 ilustra la Integración de Sistema de Clasificación de las Naciones Unidas para reservas y recursos minerales conformadas por la SPE-PRMS, CRIRSCO 4 y otros sistemas. Figura 3. Integración de Sistema de Clasificación de las Naciones Unidas para reservas y recursos minerales Fuente: CNH con base en la información contendida en Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales, NACIONES UNIDAS Nueva York y Ginebra, 2010 UNFC-2009 Definiciones Especificaciones Genéricas Petróleo SPE-PRMS Minerales CRIRSCO Otros sistemas 4 Committee for Mineral Reserves International Reporting Standards (CRIRSCO) 22

23 La clasificación es un sistema genérico basado en tres criterios fundamentales los cuales son representados por los tres ejes presentados en la Figura 4: Figura 4. Clasificación Completa de las Naciones Unidas para reservas y recursos minerales Fuente: Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales, NACIONES UNIDAS, (Nueva York y Ginebra, 2010) Producción destinada a la venta Producción no destinada a la venta Viabilidad socioeconómica E E E F F F F G G 1 2 G G 3 4 Conocimiento Geológico 123 Proyectos comerciales Proyectos con potencial comercial Proyectos no comerciales Proyectos de exploración Existencia de cantidades adicionales Otras combinaciones Cantidades extraidas Codificación (E1; F2; G3) Viabilidad económica y social: Designa en qué medida son favorables las condiciones sociales y económicas al establecer la viabilidad comercial del proyecto, incluida la consideración de los precios de mercado y las condiciones de naturaleza jurídica, normativa, ambiental y contractual. Conocimiento geológico: Designa el nivel de confianza en el conocimiento geológico y las posibilidades de recuperar las cantidades establecidas. Viabilidad de los proyectos: Designa la madurez de los estudios y compromisos necesarios para poner en práctica planes o proyectos de explotación de los recursos, que van desde las primeras actividades de exploración antes de confirmar la existencia de un yacimiento o acumulación hasta el establecimiento de un proyecto para extraer y vender un producto. Asimismo, reflejan los principios normalizados de la gestión de la cadena de valor. 23

24 Otros sistemas de clasificación La clasificación de recursos proveniente del organismo regulador de Noruega 5 Norwegian Petroleum Directorate (NPD) se basa en la clasificación SPE/WPC/AAPG 2000 ; la cual representa un buen ejemplo de una aplicación modificada de dicha clasificación realizada a fin de satisfacer las necesidades legales y regulatorias del sistema noruego. La clasificación de este organismo utiliza las diversas categorías asociadas al proyecto, según su viabilidad comercial y su madurez. Las Categorías 0-7 abarcan los recursos descubiertos y recursos recuperables; en la categoría 7 se colocan las posibles medidas futuras para mejorar el factor de recuperación, junto con los descubrimientos que aún no han sido evaluados. Las categorías 8 y 9 abarcan los recursos no descubiertos. El nivel F identifica cantidades vinculadas a la recuperación inicial del proyecto (recuperación primaria), mientras que el nivel A son cantidades adicionales para los proyectos de recuperación mejorada. Otro ejemplo es el sistema de clasificación no alineado perfectamente con el PRMS es el de la Federación Rusa 6,donde el volumen original de hidrocarburos total (in-situ) es subdividido en descubierto y no descubierto. El volumen original de hidrocarburos no descubierto (in-situ) se conoce como los recursos geológicos ; mientras que el volumen original descubierto (in-situ), se conoce como reservas geológicas. Relación entre los diferentes sistemas de clasificación de reservas Al comparar los diferentes sistemas de clasificación, se identifica que si bien la terminología varía entre ellos, también existen fuertes similitudes; por ejemplo, se definen categorías de recursos que pueden relacionarse directamente con las correspondientes de la SPE, tales como: recursos no descubiertos (recursos prospectivos), descubiertos no recuperables, descubiertos sub-comerciales (recursos contingentes) y descubiertos comerciales (reservas). La Figura 5 describe a detalle el sistema de clasificación de reservas SPE/WPC/AAPG y su comparativo con el noruego y ruso. Se puede apreciar que los sistemas de clasificación comparten una estructura general análoga (sombreadas en color amarillo), para términos y categorías como volumen original de hidrocarburos total (in-situ), volúmenes recuperables y no recuperables, así como también para recursos y reservas. 5 Lineamientos de reservas del directorado noruego -Veiledning til klassifisering av petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel Oljedirektoratet juli 2001 Pkt 4.4, 6 Russian Classification of Reserves 24

25 Figura 5. Clasificación Internacional SPE/WPC/AAPG y su homologación con la Clasificación Noruega y Rusa. Fuente: Adaptada de Norwegian Petroleum Directorate (NPD) Forum for Forecasting and Uncertainty Evaluation related to Petroleum Production (FUN) Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Council (WPC),and American Association of Petroleum Geologists (AAPG), Clasificación Internacional SPE/WPC/AAPG and Russian Federation Classification (RF). SPE/WPC/AAPG NPD/FUN CLASIFICACIÓN RUSA RF Reservas Recursos Clasificación de Recursos Categorías por nivel de proyecto Etapas de Desarrollo Comercial A B C1 C2 No Comerciales D1 D2 D3 Petróleo vendido y entregado 0 Vendido y Entegado Producido En producción 1 En Producción Bajo Desarrollo Volumen Original de Hidrocarburos Total in-situ Volumen Original de Hidrocarburos Descubierto Sub-Comerciales Comerciales Reservas Recursos Contingentes No Recuperable Bajo Desarrollo Planeado para Desarrollo Desarrollo Pendiente Desarrollo en Espera Desarrollo no Viable 2A/F 3A/F 4A/F 5A/F 6 7A/F Plan de Desarrollo Aprobado Recuperación Decidida En Planificación Sin Aclarar No es muy probable No Evaluado Preparado para Desarrollo Siendo Explorado Conservado Volumen Original de Hidrocarburos No Descubierto Recursos Prospectivos No Recuperable Prospecto Lead Play 8 Prospecto 9 Lead Campos no Descubiertos Para el caso de la clasifiación rusa, el volumen original de hidrocarburos total (in situ) es subdividido en descubierto y no descubierto. El volumen original de hidrocarburos no descubierto (in-situ) se conoce como los recursos geológicos ; mientras que el volumen original descubierto (in-situ), se conoce como reservas geologicas. Las clasificaciones: A (razonablemente cierta), B (identificada) y C1 (estimada) son aproximadamente equivalentes a la clasificación de reservas Probada Desarrollada Produciendo (PDP), Probada Desarrollada No Produciendo (PDNP) y Probada No Desarrollada (PND), definidas en la PRMS; el caso de la C2 es una combinación de las reservas Probables y Posibles. La clasificación de los Recursos Contingentes de la SPE-PRMS-2007 es muy similar, por ejemplo, con la clasificación de Rusia conocida como Reservas Recuperables Contingentes ; las cuales son similares porque clasifican volúmenes con alguna contingencia (económica y/o técnica) que no hace viable el desarrollo en el tiempo de la evaluación. 25

26 En el caso de recursos prospectivos existen algunas diferencias entre lo descrito por la SPE-PRMS y la clasificación de Rusia conocida como Recursos Potencialmente Rentables, en la cual existen 3 subdivisiones con base en el nivel de conocimiento geológico o madurez del proyecto: D1 (prospectos), D2 (leads) y D3 (play). La SPE-PMRS-2007 abarca estas variaciones con la madurez del proyecto dentro de la clasificación de Recursos Prospectivos y asocia la incertidumbre de los volúmenes con estimaciones baja, media y alta. Reservas y su relación con proyectos de exploración y explotación Dentro de la cadena de valor del proceso de exploración y explotación se encuentra la clasificación y evaluación de reservas, donde implícitamente se identifican los proyectos asociado(s) con una acumulación de hidrocarburos que puede ser recuperada, misma que debe clasificarse de acuerdo a su estado de madurez y oportunidad comercial. Un proyecto integral inicia con el proceso de exploración, donde se establecen iniciativas o hipótesis sobre la existencia de sistemas petroleros, plays y prospectos, estimando su potencial petrolero (recursos de hidrocarburos) y el posible valor económico. Durante este proceso se realizan los estudios sísmicos, modelos geológicos, simulaciones y perforación de pozos exploratorios y delimitadores, entre otros. Así como la evaluación de incertidumbres y riesgos asociados a las oportunidades que conduzcan a la posible incorporación de reservas. Con base en lo anterior, se definen los yacimientos que serán producidos mediante los proyectos de explotación con base en diferentes opciones técnicas y estrategias de ejecución determinando de esta manera los recursos a ser recuperados de manera comercial. Un esquema general de este proceso se muestra en la Figura 6. Figura 6. Proceso general para vincular reservas con proyectos Fuente: CNH Yacimientos Recurso Recuperable Proyecto A nivel de yacimiento es importante tener en consideración atributos claves como la cantidad de hidrocarburos in-situ, las propiedades de los fluidos, las características de la roca, entre otros aspectos, que afectan la recuperación de aceite y gas. Cada proyecto de explotación aplicado a un desarrollo de un yacimiento, o un campo, tendrá como consecuencia un pronóstico de producción; este pronóstico deberá ser acotado al límite económico y/o contractual. El pronóstico de producción podrá sufrir ajustes y/o cambios por condiciones operativas, estrategias de explotación, condiciones contractuales, asignación de presupuesto, entre otros, de un año a otro, debiendo hacer el ajuste en los valores de reservas correspondientes. La Figura 7 muestra de manera esquemática el proceso de categorización y evaluación de las reservas que involucra en un inicio la evaluación del volumen original hasta la obtención de los valores de reservas en el periodo de evaluación. 26

27 Figura 7. Proceso de ajuste reservas anual conforme a cambios o modificaciones del proyecto. Fuente: CNH Capex, Opex Premisas económicas Calcular reservas Reservas Actualizar Producción Evaluación económica de reservas RESERVA OFICIAL DEL AÑO Volúmenes Categorización de reservas Pronósticos de producción Actualizar pronósticos Actualizar reservas Un proyecto puede definirse en diferentes niveles y etapas de madurez; puede incluir uno o más pozos, e instalaciones asociadas de producción y procesamiento. Asimismo, un proyecto puede desarrollar muchos campos y yacimientos, o muchos proyectos menores pueden explotar un yacimiento o un conjunto de ellos, agrupados en un campo. Las reservas de hidrocarburos son valores de carácter dinámico, que son función de diversos parámetros técnicos y económicos. Cualquier variación y/o incertidumbre en estos últimos afectarán de manera directa el valor de las reservas, tal como como se muestra en la Figura 8: Figura 8. Análisis de sensibilidad respecto a lo principales parámetros que afectan las reservas Fuente: CNH Sensibilidad: Reservas Volumen Original Factor de recuperación Precios Inversiones Costos 27

28 Las categorías de inversión asociadas a la actividad física, es otro aspecto importante que también debe ser considerado, como se refleja en la Tabla 1. Tabla 1. Principales Tipos de Inversión por Categorías de Reserva Fuente: CNH Lineamientos de Reservas de Hidrocarburos Tipo de Inversión Reservas Tipo de Inversión asociada Actividad Producción de hidrocarburos Producción Base Operacional PDP Reparaciones menores, Mantenimiento de pozos estimulaciones, fracturamientos PDNP Reparaciones mayores Reentradas, cambios de intervalo PND Reparaciones mayores Profundizaciones Desarrollo de pozos intermedios Áreas no drenadas Estratégica PND o Probable Desarrollo de campos Pozos de desarrollo PDP o Probable Sistemas artificiales de producción Conversiones a BM, BN, BEC * Probable Recuperación secundaria Inyección de agua y gas Recuperación mejorada Inyección de vapor y químicos La acumulación potencial de hidrocarburos (recursos prospectivos y reservas) está sujeta a una variedad de proyectos que de acuerdo a la cadena de valor se clasifican como de Evaluación de Potencial, Incorporación de Reservas, Delimitación y Caracterización, Desarrollo, Explotación y Abandono. Los recursos y reservas deberán estar soportados por un plan de desarrollo definido bajo un proyecto. En el caso de los recursos prospectivos se supone un descubrimiento y desarrollo comercial exitoso teniendo en consideración que las incertidumbres principales en esta etapa darán como resultado que el programa de desarrollo no cuente con el detalle esperado, y que se actualizará en etapas posteriores de madurez (reducción de incertidumbre). No todos los planes de desarrollo técnicamente factibles serán comerciales. La viabilidad comercial de un proyecto depende de un pronóstico de las condiciones que existirán durante el período de tiempo que abarcan las actividades del proyecto, en donde se incluyen, entre otros, factores tecnológicos, económicos, legales, ambientales, sociales, y gubernamentales. Mientras los factores económicos pueden resumirse en resultados en función a costos precios e inversiones relacionados a condiciones del mercado, infraestructura de transporte, procesamiento, términos fiscales e impuestos. Las cantidades de reservas estimadas serán aquellos volúmenes producibles de un proyecto que se miden de acuerdo con las especificaciones de entrega en el punto de venta o de transferencia de custodia. Los datos técnicos de soporte, los procesos analíticos y las metodologías usadas en una evaluación de reservas deberían documentarse con detalle para permitir a un certificador interno o externo o a un regulador entender claramente las bases para la estimación y categorización de las reservas. La Figura 9, representa de manera cualitativa que el nivel de incertidumbre que tienen los proyectos de exploración y producción. * Bombeo Mecánico (BM), Bombeo Neumático (BN) y Bombeo Electro Sumergible (BEC ) 28

29 Figura 9. Tipos de proyectos y su relación con las categorías de reservas Fuente: CNH Interpretación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre la clasificación de los recursos y reservas 2P 1P Baja Incertidumbre Baja Media Alta Muy alta Muy alta PDP PDNP PND PRB Posibles Recursos Prospectivos Base Incremental Explotación Exploración En la Figura 10, se describen los elementos que intervienen en la estimación y clasificación de recursos, considerando la cadena de valor de exploración y explotación, así como la clasificación de reservas y recursos definida por el PRMS. Figura 10. Elementos que intervienen en la estimación y clasificación de recursos definida por el PRMS Fuente: CNH con datos de la clasificación de reservas y recurso de la SPE- PRMS 2011 EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN Evaluación de Potencial Incorporación de Reservas Caracterización y Delimitación Desarrollo Explotación Abandono Rango de Incertidumbre Volumen Original de Hidrocarburos No Descubierto Recursos Prospectivos Estimación Baja Mejor Alta Prospecto Lead Play Comercial 1P Probadas Producción Reservas 2P Probadas + Probables 3P Probadas + Probables + Posibles Estatus Proyecto En Producción Bajo Desarrollo Planeado para Desarrollo No Recuperables Sub. Comercial Baja Estimación Recursos Contigentes Mejor Estimación Alta Estimulación No Recuperables Desarrollo Pendiente Desarrollo en espera Desarrollo no viable 29

30 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos conforme a las guías del SPE- PRMS Conforme al último documento publicado por la PRMS en 2011, a continuación se mencionan algunos de los elementos que la CNH considera más relevantes en la estimación de reservas en México. Aplicaciones y uso de la sísmica en reservas Los datos geofísicos son un valioso instrumento en la caracterización de las propiedades físicas del yacimiento. Si bien no se utiliza directamente para estimar los factores de recuperación, los datos que se obtienen de ella son fundamentales para determinar los volúmenes originales in-situ, así como la identificación de las acumulaciones de hidrocarburos potencialmente producibles. Algunas de las interpretaciones que se derivan de los datos sísmicos 3D se pueden agrupar en: Geometría de la trampa de hidrocarburos. Caracterización de la roca y de los fluidos. Monitoreo del flujo de fluidos durante la producción. Cada uno de estos rubros es fundamental para el entendimiento de la incertidumbre asociada con el tamaño y calidad de una acumulación dada de hidrocarburos, así como la clasificación posterior de los volúmenes bajo los aspectos que menciona el PRMS. Asimismo, estos componentes se deben integrar con una gran cantidad de datos geológicos, geofísicos, petrofísicos, sedimentológicos, entre otros, con el objetivo de construir un modelo estático robusto, el cual sirva para la cuantificación de los volúmenes recuperables de hidrocarburos. Reconocimiento de recursos no convencionales Por lo general, el proceso de evaluación de reservas comienza con las estimaciones de los volúmenes originales. Luego, se definen los volúmenes que pueden ser potencialmente recuperados por técnicas de desarrollo definidas. En algunos casos, no existen métodos conocidos para recuperar estos volúmenes, por lo que se clasifican como no recuperables. Por otro lado, los volúmenes recuperables sin descubrir se clasifican como potenciales, y dependen de su descubrimiento y desarrollo comercial para su posterior clasificación. La PRMS reconoce que este tipo de hidrocarburos y/o depósitos no convencionales pueden ser no compatibles con una prueba de flujo en pozos como podría ser en los yacimientos convencionales; sin embargo, la acumulación puede ser clasificada como descubierta, considerando otro tipo de pruebas, por ejemplo, toma de muestras y/o registros. A medida de que las tecnologías maduran y se va definiendo el desarrollo del campo, las porciones de volúmenes estimadas pueden ser asignadas a las subclases de recursos contingentes, las cuales reconocen la madurez progresiva, técnica y comercial. Por lo general, las reservas sólo se atribuyen después de que los programas piloto han confirmado la producibilidad técnica y económica. 30

31 En muchos casos, el recurso no convencional debe ser procesado para obtener un producto comercializable; por lo que también se deberán incluir en el proyecto los costos e inversiones necesarios para desarrollarlo. Las estimaciones de las cantidades de recursos recuperables no convencionales deberán incluir una estimación de la incertidumbre asociada y expresada por la asignación a las categorías PRMS, utilizando la misma metodología de estimación de escenarios (bajo / base / alto) que los recursos convencionales. Debido a que estas acumulaciones son a menudo extensiones muy grandes y se desarrollan con alta densidad de perforación, la evaluación de técnicas probabilistas puede ser más aplicable. La Figura 11 muestra la clasificación de recursos convencionales y no convencionales y su relación con el impacto en su desarrollo en función al precio de los hidrocarburos y al uso de la tecnología para su explotación. Figura 11. Recursos convencionales y no convencionales Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System. Yacimientos Convencionales Convencional Aceite Pesado Formaciones de Tight gas No Convencional Aceite Extrapesado Basin Centered gas Bitumen Oil Shale Aumento de los Precios Incremento de la Tecnología Gas Metano del Carbón Shale gas Hidratos del gas Agregación de reservas Las reservas de hidrocarburos normalmente se presentan a nivel de campo y yacimientos; sin embargo, al sumar las estimaciones de reservas de los elementos básicos en una estructura de país o empresa, se pueden definir diferentes jerarquías, tales como yacimiento, campos, áreas, proyectos, empresas, etc. La incertidumbre de las estimaciones individuales de cada uno de estos niveles de agregación puede variar ampliamente, dependiendo de la configuración geológica y la madurez de los recursos; sin embargo, la suma de las estimaciones de diferentes niveles de incertidumbre puede ser más complicada. 31

32 4 Disposiciones de la SEC para reservas probadas 32

33 La Securities and Exchange Commission (SEC), entidad encargada de administrar leyes federales sobre valores, así como normas y reglamentos para brindar protección a los inversionistas, emitió disposiciones por medio de su última actualización Modernization of Oil and Gas Reporting Requirements, efectiva a partir de enero de A continuación se describen de manera general los requerimientos y disposiciones emitidas por la SEC en relación al registro y reconocimiento de las Reservas probadas La SEC define la reservas probadas como las 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 comercialmente en años futuros de yacimientos conocidos, bajo condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales existentes a una fecha específica; por ejemplo, los precios y los costos a la fecha en que se realiza la estimación. Los precios incluyen la consideración de los cambios en los precios existentes proporcionados por los arreglos contractuales, pero no sobre escalamientos basados en condiciones futuras. Disposiciones obligatorias Precios El precio utilizado para la estimación de reservas será el promedio de los 12 meses previos. Este precio será el promedio aritmético de los precios de cierre de los días primeros de cada mes durante el periodo de 12 meses mencionado. El objetivo es el maximizar la comparación y mitigar la posible distorsión en las estimaciones de reservas que pueden surgir usando el precio de un solo día. Cabe mencionar que anteriormente se utilizaba el precio del día 31 de diciembre del año previo. 33

34 Reconocimiento de recursos No Convencionales Con lo anterior, y previo al reporte de reservas, el alcance de las definiciones de la SEC para actividades de producción de aceite y gas explícitamente excluía recursos no tradicionales o no convencionales. Sin embargo, debido al gran incremento de estos recursos dentro de los recursos energéticos, la nueva versión de reglas incluye la extracción de hidrocarburos en fases sólidas, líquidas o gaseosas, que pudieran ser mejoradas en aceite sintético o gas, provenientes de: Arenas bituminosas (Oil/tar sands) Lutitas (Shale gas / oil) Yacimientos carboníferos Otros recursos naturales no-renovables Oil shale proveniente de operaciones mineras Definición de certidumbre razonable Al transcurrir el tiempo se realizan cambios a las estimaciones de las reservas iniciales debido a la mayor disponibilidad de información de geociencias (geológicos, geofísicos y geoquímicos), de ingeniería y económica, es mucho más probable que las reservas iniciales, con certeza razonable, aumenten o se mantengan constantes a que disminuyan. Si se utilizan métodos deterministas, el término certidumbre razonable tiene como fin expresar un alto grado de confianza de que los volúmenes serán recuperados. Si se utilizan métodos probabilistas, debe haber por lo menos un 90% de probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas igualarán o superarán la estimación. La certidumbre razonable se basa en la cantidad y calidad de información que se tenga a nivel yacimiento y activo, soportada por un plan de explotación existente, aunado al nivel de cumplimiento de los planes operativos que se tengan en los proyectos. Tecnología confiable La tecnología confiable es la agrupación de una o más tecnologías (incluyendo métodos computacionales) que ha sido probada en el campo y ha demostrado proveer con certeza razonable resultados consistentes y repetitivos en el yacimiento, bajo evaluación o en una formación análoga. Horizonte de tiempo para el desarrollo de las reservas La SEC define como 5 años el período de tiempo razonable para el desarrollo de las reservas probadas no desarrolladas y las probadas desarrolladas no produciendo. 34

35 Disposiciones opcionales Opción de reportar las reservas no probadas La SEC permite la divulgación de los valores de reservas probables y posibles, con el objetivo de proporcionar mayor información al inversionista acerca de los planes futuros y estrategia de la compañía. Uso de métodos deterministas y probabilistas La SEC permite el uso explícito de métodos deterministas y probabilistas en el cálculo de las reservas, que permitan evaluar el grado de incertidumbre de la producción esperada específica para cada categoría de reserva. Análisis de sensibilidad Entendiendo el impacto potencial del precio del aceite sobre las reservas, la SEC acepta que las compañías incluyan un análisis de sensibilidad de precios y de costos de operación, basado en precios futuros esperados y/o planes de administración de yacimientos que permitan hacer eficientes sus costos. 35

36 5 Proceso general de certificación de reservas 36

37 La Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, establece que la Comisión es la autoridad competente para realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo; aprobar los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Pemex, en su caso y otorgar el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones elaborados por los terceros independientes contratados por Pemex para certificar las reservas de hidrocarburos, por lo que se busca asegurar que el proceso de certificación de reservas sea confiable y auditable, es decir, que los procedimientos utilizados en las evaluaciones correspondan a los indicados por las autoridades técnicas y económicas en la materia, así como también a que la información disponible para la evaluación sea suficiente en cantidad y calidad. Petróleos Mexicanos establece contratos con compañías certificadoras con las cuales se definen programas de trabajo que incluyen reuniones con el personal técnico de Pemex a fin de revisar los avances, aprobar la metodología y criterios utilizados en las evaluaciones, así como discutir los resultados alcanzados. Los trabajos son coordinados por las Subgerencias de Reservas regionales (pertenecientes a las Gerencias de Planeación de las Subdirecciones regionales), las cuales deben entregar con oportunidad la información necesaria para efectuar los trabajos de certificación. 37

38 En términos generales, la información requerida incluye (lista no exhaustiva): Líneas sísmicas 2D o bien sísmica 3D, utilizada para la interpretación estructural. Modelo estructural. Registros geofísicos de pozos. Modelo petrofísico integral. Modelo geológico, estratigráfico y sedimentológico. Modelo estático o geocelular. Pruebas de presión-producción. Estados mecánicos de los pozos. Análisis de Presión-Volumen-Temperatura (PVT). Historia de producción por pozo, yacimiento y campo, de aceite, gas y agua. Historias de comportamiento de presión. Mediciones por pozo (aforos). Modelos de pronósticos de producción (analíticos, balance de materia, declinación, etc.). Modelo de simulación numérica, en su caso. Estudios de ingeniería de yacimientos y evaluación de reservas. Diagrama de instalaciones superficiales y condiciones de operación. Plan de desarrollo del campo. Costos de operación e inversiones. Las empresas certificadoras realizan sus propias interpretaciones y análisis económicos, que permitirán definir la reserva probada y la no probada. Los volúmenes originales y las reservas evaluadas por Pemex son comparados por la compañía certificadora con sus propias evaluaciones y certificará aquéllas cuya variación no exceda un límite determinado. En aquellos casos en que la diferencia sea mayor se debe buscar lograr concordancia entre la estimación de Pemex y la del certificador. La compañía certificadora entrega los resultados en un informe, indicando la definición y clasificación de reservas empleadas, la metodología y los criterios utilizados, así como las estimaciones de volúmenes originales y reservas, documentando los parámetros petrofísicos representativos, la interpretación estructural usada, el modelo para la predicción del comportamiento de yacimientos considerado y los factores utilizados en la estimación. Proceso de estimación y clasificación de reservas Durante el proceso de estimación y clasificación de reservas, tanto Pemex como el certificador llevan a cabo una serie de pasos con el objetivo de obtener los valores finales de reservas, basados en la Figura 12: 38

39 Figura 12. Proceso de estimación y clasificación de reservas Fuente: CNH Caracterización de Yacimientos Ingeniería de Yacimientos Ingeniería de Producción Evaluación Económica Caracterización de yacimientos Con el objeto de determinar el volumen original de los yacimientos, se llevan a cabo las siguientes actividades: Interpretación sísmica 7 Los estudios sísmicos tienen la finalidad de encontrar acumulaciones de hidrocarburos, básicamente a partir de las variaciones en las propiedades de las rocas y fluidos contenidos en el subsuelo. Dichas variaciones son registradas realizando mediciones en o cerca de la superficie. La interpretación sísmica es solamente una de las fases de los estudios sísmicos, con base a la previa adquisición y procesado de datos. Como su nombre lo indica, la interpretación sísmica se refiere al análisis de los datos obtenidos, una vez procesados, partiendo de un modelo geológico conceptual del área en estudio. Es decir, se trata de darle un sentido físico a los datos obtenidos tomando como referencia un modelo conceptual previamente establecido. Uno de los resultados principales de esta fase es la identificación de los horizontes que componen el modelo geológico (litología), así como los diferentes fenómenos tectónicos ocurridos en el modelo (fallas). Toda sísmica tiene una resolución definida, la cual depende de las técnicas de adquisición, del procesamiento de los datos y de las características mismas del área en estudio. Es importante señalar que la resolución vertical de los estudios sísmicos generalmente es baja, de manera que sólo se pueden identificar las variaciones macro en las formaciones. Cuando se tiene una buena resolución, se puede llegar a identificar estructuras, fallas y límites externos. (Como se observa a la Figura 13). En la interpretación sísmica se tiene gran incertidumbre en los parámetros utilizados en el levantamiento sísmico, en el procesado de datos sísmicos, en la recolección de la información, en la identificación de horizontes, en el modelo de velocidades, en la conversión tiempo-profundidad, entre otros, lo que se ve reflejado en el resultado final de la estructura geológica y su volumen de hidrocarburos, y por consiguiente, en el contenido de fluidos en el yacimiento. 7 Brown, Alistair 39

40 Figura 13. Sección sísmica Fuente: Brown, Alistair R. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data, Volume 4, SEG, 7a Ed., 2011 Análisis de núcleos 8 Los núcleos son muestras de roca, incluyendo los fluidos que pudieran contener, que se obtienen durante o después de la perforación de pozos, y son considerados como los datos duros de una formación geológica. El análisis de núcleos se refiere a los estudios que se hacen en el laboratorio, ya sea utilizando uno o varios tapones (pequeñas muestras del núcleo completo) o el núcleo completo, a fin de obtener una descripción de los yacimientos. (Como se muestra en la Figura 14). Figura 14. Muestra de núcleo Fuente: UNAM Altamente fracturado (Fracturas con gran permeabilidad) Grandes vúgulos Matríz sólida (con muy baja permeabilidad) 8 Tiab, Djebbar y Donaldson, Erle. Petrophysics. Elsevier, 2ª Edición,

41 Un análisis rutinario por lo general incluye la medición de la porosidad, permeabilidad, y litología; sin embargo, existen mediciones más especializadas con objetivos específicos, tales como contenido de fluidos, saturaciones de fluidos residuales, mojabilidad, propiedades geomecánicas, identificación de minerales y contenido orgánico, entre otros. Los resultados de estos análisis son muy útiles para la calibración de registros geofísicos y mediciones sísmicas, y también para el entendimiento de las propiedades del sistema roca-fluidos que son fundamentales tanto para el modelado estático como para el dinámico del yacimiento. Es importante tomar en cuenta que los análisis de núcleos son para una pequeña escala (comparando con la escala de yacimiento), por lo que esto se debe considerar cuando se extrapolen y se escalen las propiedades para el modelado del yacimiento. Determinación del modelo petrofísico 9 La petrofísica se refiere al estudio de las propiedades de la roca y su interacción con los fluidos contenidos en ella. El conocimiento de estas propiedades junto con las propiedades de los fluidos es fundamental para desarrollar, administrar y predecir el comportamiento de manera eficiente de los yacimientos petroleros. La petrofísica proporciona, para propósitos volumétricos y de modelado, el espesor neto, porosidad (φ), permeabilidad (k), saturación de agua, aceite y gas (S w, S o y S g, respectivamente), localización de contactos y volumen de arcilla (Vcl). Partiendo de lo anterior, el modelado petrofísico se refiere al proceso o procedimiento utilizado para interpretar los datos petrofísicos, los cuales generalmente se obtienen de los registros geofísicos de pozos. (Como se puede ver en la Figura 15). Para calibrar los modelos petrofísicos, éstos se deben correlacionar con los datos de núcleos, datos de producción, pruebas de presión, entre otros. Asimismo, cabe señalar que se pueden determinar unidades de flujo a partir de este modelo. Figura 15. Correspondencia entre el registro sintético y la superficie sísmica. Fuente: Geophysics in reserves estimation, The Leading Edge September Worthington, Paul F. The Petrophysics of Problematic Reservoirs. Journal of Petroleum Technology. Vol. 63,

42 Elaboración del modelo geológico integral El modelo geológico es una integración de las características y propiedades estáticas de un yacimiento, que tiene por objetivo reducir la incertidumbre que se tiene del subsuelo. En general, consta de modelos más detallados, de acuerdo con las diversas disciplinas involucradas (geofísica, geología, geoestadística e ingeniería petrolera). En otras palabras, un modelo geológico integral consta de los modelos; estructural, sedimentario, estratigráfico, litológico, y de velocidades, entre otros, los cuales son comparados o calibrados con datos de producción (si se cuenta con ellos), a fin de contar con una representación más realista y confiable del subsuelo. Con el modelo geológico integral se estima el volumen de hidrocarburos que pueden ser recuperados. Asimismo, permite determinar la heterogeneidad del yacimiento e identificar su influencia en las propiedades petrofísicas de las rocas y en las características que tendrá el flujo de fluidos al momento de la producción de hidrocarburos. También contribuye a delimitar el área del yacimiento, ya sea de manera estructural o de manera estratigráfica. Es importante señalar que una vez que se cuenta con la información que se genera a partir de este modelo se puede continuar con el modelado dinámico, realizando el escalamiento correspondiente. Para ayudar a clarificar el concepto, a continuación se presenta el flujo de trabajo que realiza generalmente para la construcción de algunos modelos: 1. Una vez que se tiene el marco estructural, se lleva a cabo la distribución de las propiedades petrofísicas empleando métodos geoestadísticos, tomando en cuenta los aspectos geológicos para la definición de dirección y orientación. Este modelo incluye los resultados generados de las interpretaciones de la información sísmica, estratigráfica y petrofísica. 2. Se construye el modelo estructural, el cual queda delimitado por las fallas existentes en cada campo, si es el caso; de esta manera se establece el tamaño horizontal de celda. 3. Se conforman las unidades cronoestratigráficas con base en los marcadores geológicos, las cuales se subdividen conforme al comportamiento de los datos petrofísicos registrados en variogramas verticales. También se definen los contactos de agua aceite y gas-aceite para cada yacimiento representado en el modelo. 4. Se realiza el cálculo de la relación espesor neto bruto (NTG) conforme a los valores de corte, así como el acotamiento y delimitación de las propiedades petrofísicas. 5. Con base en el comportamiento estadístico de cada propiedad, se realiza el escalado correspondiente y el análisis geoestadístico-probabilista para determinar por cada unidad, los rangos y relaciones de anisotropía existentes. 42

43 6. Una vez definidas las propiedades a distribuir, se construyen mapas de probabilidad con base en atributos geométricos y datos de producción normalizados para zonificar adecuadamente la relación entre el comportamiento de la propiedad y el marco estructural. 7. Comunmente se utiliza simulación secuencial gaussiana condicionada con variables secundarias y/o mapas de probabilidad para distribuir cada propiedad, llevando a cabo cierto número de realizaciones por cada una y obteniendo su promedio aritmético como resultado final. 8. Se calcula el volumen original de hidrocarburos con los promedios de las propiedades distribuidas (porosidad efectiva, relación espesor neto bruto, saturación de agua, entre otros) y sus respectivos contactos de fluidos, considerando el factor de volumen del aceite inicial, Boi, para cada campo. Figura 16. Esquema de integración del modelo geológico actual Fuente: Adaptada de Pemex Modelo Estructural (Tiempo) Conversión a Profundidad Horizontes Convertidos a Prof. y Calibrados con Pozos Modelo Estructural (Prof.) Horizontes Modelados Modelo de Malla 3D Modelo Geocelular Horizontes Interpretados Sismica 2D & Calibración de Pozos Ingeniería de yacimientos Las estrategias de explotación, los pronósticos de producción de hidrocarburos, así como los factores de recuperación son definidas por las siguientes actividades: Caracterización de fluidos 10 Un conocimiento apropiado del comportamiento de los fluidos a lo largo de la vida productiva de un campo o yacimiento, es fundamental para una eficiente administración de yacimientos. Lo anterior, debido 10 Nagarajan, N. R.; Honarpour, M. M. y Reservoir-Fluid Sampling and Characterization Key to Efficient Reservoir Management, MS, Journal of Petroleum Technology, Vol. 59, No. 8,

44 a que las propiedades de los fluidos juegan un papel muy importante para el desarrollo de herramientas de pronósticos de producción de hidrocarburos, y por lo tanto para el diseño de instalaciones y equipos para el manejo y transporte de hidrocarburos. Asimismo, las propiedades de los fluidos influyen en la determinación de los volúmenes in situ, en el cálculo de factores de recuperación y en la definición de estrategias de desarrollo. La caracterización del comportamiento de los fluidos del yacimiento con la presión, volumen y temperatura (PVT) consiste de una serie de pasos: 1) adquisición de muestras representativas de fluidos; 2) mediciones PVT en el laboratorio; 3) control de calidad de las mediciones; y 4) el desarrollo de modelos matemáticos que representen fielmente los cambios en las propiedades del fluido en función de la presión, temperatura y composición. Cabe resaltar que el tipo de fluido y los procesos de producción dictarán el tipo y la cantidad de datos requeridos. Algunas de las propiedades de los fluidos son: factores de volumen de formación del agua, del aceite y del gas (B w, B o y B g, respectivamente); relación de solubilidad en el aceite y en el agua (R s, R sw ); viscosidades del agua, del aceite y del gas (μ w, μ o, μ g, respectivamente); compresibilidad del agua, del aceite y del gas (c w, c o, c g ); comportamiento de fases y presión de saturación (P b ). Pruebas de presión 11 El análisis de pruebas de presión es una técnica donde se estudia el comportamiento de un pozo cuando éste es sometido a variaciones de presión y/o producción con respecto al tiempo. Con la información obtenida de estos análisis se pueden estimar las propiedades de roca, de los fluidos y de flujo. Básicamente con esta técnica, los datos de presiones y gastos medidos son ajustados a un modelo matemático de flujo que mejor describa el comportamiento dinámico del sistema pozo-yacimiento. Algunos de los datos obtenidos a partir de estos análisis son el volumen de drene del pozo, el daño o la estimulación en la vecindad del pozo, la presión del yacimiento, la permeabilidad, la porosidad, algunas discontinuidades en el yacimiento, la distribución de fluidos, entre otros. Algunas pruebas de presión son la de incremento de presión, decremento de presión, pruebas de inyectividad y prueba de interferencia (Como se muestra en la Figura 17). 11 Economides Michael J. et al 44

45 Figura 17. Diagnostico en gráfico Log-Log de las pruebas de incremento y decremento. Fuente: Economides Michael J. et all: Petroleum Production Systems, Prentice Hall, p y Derivada (psi) t (hr) Prueba de Incremento Función derivada de la Prueba de Incremento Prueba de Decremento Función derivada de la Prueba de Decremento Análisis de curvas de declinación 12 El análisis de curvas de declinación permite pronosticar ritmos de producción, y sirve de base para estimar la productividad y las reservas de hidrocarburos; es uno de los métodos más antiguos empleados para el pronóstico de producción de hidrocarburos. Su simplicidad y capacidad de pronosticar lo han convertido en una herramienta de uso general, especialmente cuando se cuenta con muy poca información de producción. La pérdida de presión en el yacimiento o los cambios en los ritmos de producción son las principales causas de la declinación. Trazando una línea a través de los valores de producción, los cuales van disminuyendo en el tiempo, y asumiendo esta misma tendencia en el futuro, se obtiene la base para el análisis de declinación. A través de sencillas técnicas gráficas se determinan ciertos parámetros a partir de la curva de declinación, tales como gasto inicial o factor de declinación. Existen básicamente cuatro tipos principales de curvas de declinación: exponenciales, armónicas, hiperbólicas y compuestas. Matemáticamente, su principal diferencia radica en el valor del parámetro conocido como constante de declinación (b); cuando su valor es cero, es exponencial; cuando es uno, armónica; y cuando está entre cero y uno, hiperbólica. Cabe señalar que se ha encontrado que el valor de b tiene un valor mayor a 1 en casos de lutitas gasíferas. 12 Poston, Steven W. y Poe Jr., Bobby D. Analysis of Production Decline Curves. Society of Petroleum Engineers, Estados Unidos,

46 El balance de materia es una técnica se utiliza para estimar el volumen original de aceite y/o gas en sitio, así como también es usada estimar la recuperación primaria, y analizar los mecanismos de recuperación primarios que se presentan en un yacimiento. Está técnica se basa en la ley de conservación de la masa. Las suposiciones básicas son las siguientes: Modelo de tanque homogéneo, es decir, las propiedades de la roca y fluidos permanecen constantes en todo el yacimiento. La producción e inyección de fluidos ocurre en un mismo punto, productor e inyector. No se considera la dirección del flujo de fluidos. Para que la técnica de balance de materia tenga éxito en el largo plazo, se requiere un programa para el monitoreo la presión y producción del yacimiento, y contar con datos PVT precisos. El método de balance de materia también se puede usar para el ajuste histórico de la producción del yacimiento, que a su vez permite estimar propiedades del yacimiento y/o de los fluidos, así como también predecir el pronóstico del comportamiento primario de producción. Simulación numérica 13 El principal objetivo de la simulación numérica de yacimientos es modelar y predecir el comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes condiciones de operación, incluyendo los métodos de recuperación a aplicar, y así poder reducir el riesgo asociado al plan de explotación. Por lo anterior, se le considera una herramienta muy importante en el proceso de administración de yacimientos al permitir monitorear y evaluar el desempeño del yacimiento. La simulación numérica se fundamenta en el principio de balance de materia y consiste básicamente de algoritmos que resuelven sistemas de ecuaciones que representan el flujo de fluidos en medios porosos, así como los cambios de fases que pueden presentar los fluidos del yacimiento. Con esta técnica se divide al yacimiento en pequeños tanques o celdas, considerando las direcciones de flujo y las heterogeneidades del yacimiento. No todos los yacimientos requieren un estudio con un modelo sofisticado de simulación numérica, de hecho en algunos casos, modelos relativamente simples se ajustan a las necesidades de algunos proyecto de explotación para la estimación de pronósticos de producción, de reservas y de estrategia de explotación, entre otros. 13 Aziz, Khalid. Reservoir Simulation Grids: Opportunities and Problems. Journal of Petroleum Technology, Vol. 45, No. 7. SPE PA,

47 Sistemas artificiales de producción 14 Durante la vida productiva de los yacimientos la presión tiende a disminuir debido a la producción de los fluidos contenidos en ellos, a tal grado que en la mayoría de los casos llega un momento en que los pozos productores dejan de fluir de forma natural. Cuando lo anterior ocurre, es decir, cuando el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, la mayoría de las veces se implementa un sistema artificial de producción (SAP), ya que éste ayuda a llevar los fluidos del fondo del pozo a la superficie (Una configuración general se muestra en la Figura 18). Previo a su instalación es necesario efectuar un estudio en el que se involucren los diferentes sistemas artificiales a fin de determinar el que se adapte a las necesidades del pozo y del yacimiento. Algunos ejemplos de sistemas de poducción son: Bombeo mecánico Bombeo neumático Bombeo electrocentrífugo Bombeo hidráulico de pistón Bombeo hidráulico jet Bombeo cavidades progresivas Figura 18. Configuración de un pozo de aceite y su perfil de presiones Fuente: Economides Michael J. et al: Petroleum Production Systems, Prentice Hall, Pwh Pwh Salida Aceite y Gas Gradiente de Flujo con RGA de formación Gas Gradiente de Gas Gradiente de Flujo con bombeo de líquido Gas P Bomba Gradiente de Gasto en espacio anular Gasto sin bomba Presión de fondo fluyendo Presión P y Aceite y Gas proveniente de la formación Con bomba IPR Gasto de producción Gas 14 Guo, Boyun; Lyons, William C. y Ghalambor, Ali. Petroleum Production Engineering. A Computer-Assisted Approach. Elsevier, Estados Unidos,

48 Diseño de instalaciones superficiales 15 El diseño de las instalaciones superficiales consiste en disponer de un arreglo con diversos equipos, tales como árboles de válvulas, ductos, conexiones superficiales, baterías de separación, compresores, líneas de inyección, tanques de almacenamiento, entre otros, tomando en cuenta las capacidades de los mismos, a fin de transportar y controlar la producción extraída hacia los tanques de almacenamiento y bombeo. De esta manera se garantiza el funcionamiento óptimo y seguro de las instalaciones superficiales durante las operaciones de producción, recolección, transporte, separación, almacenamiento y bombeo de hidrocarburos. Debido a que los pozos petroleros no sólo producen hidrocarburos sino también otro tipo de productos, tales como agua, dióxido de carbono, gas sulfhídrico, arenas, etc., los fluidos producidos no pueden ser distribuidos directamente a los clientes. Éstos deben pasar por un sistema de separación y tratamiento de fluidos para lograr una mezcla ideal de componentes solicitados previamente por el cliente. Las condiciones de diseño de los equipos e instalaciones superficiales se calculan a partir de los pronósticos de producción obtenidos de los simuladores de yacimientos, y aunque dichas estimaciones puedan ser precisas, se debe considerar que la composición de los fluidos, los gastos de producción, las presiones y las temperaturas, etc., tienen variaciones durante la vida productiva del pozo. Por lo anterior, el diseño de las instalaciones se verá en la necesidad de ir adecuándose a las necesidades que se presenten durante la vida del proyecto. Figura 19. Sistema de producción de petróleo Fuente: Michael J. et all: Petroleum Production Systems, Prentice Hall, Gas Oil P tf Water P Wf P P o 15 Economides Michael J. et al 48

49 Manejo de producción de hidrocarburos Las condiciones de operación del sistema para el manejo de los hidrocarburos producidos depende principalmente del tipo de fluido producido (aceite extrapesado, pesado, intermedio, ligero, superligero, gas y condensado o gas seco), de la ubicación del yacimiento (terrestres o costa afuera) y del análisis económico. Los hidrocarburos producidos deben ser separados para que puedan ser transportados y almacenados en los equipos adecuados, así como también se les deben sustraer los contaminantes que los acompañan, los cuales también a su vez deben ser almacenados, transportados y desechados con especificaciones especiales. En realidad, el manejo de la producción puede ser tan diverso como los yacimientos mismos, es decir, se puede tener un solo pozo conectado a una plataforma fija, a un floating production storage and offloading (FPSO) o una instalación en tierra; o se puede tener un conjunto de pozos que están conectados a una instalación fija o flotante o a una instalación terrestre, por ejemplo. Los yacimientos en aguas profundas y los yacimientos de aceite extrapesado requieren una atención especial debido a la naturaleza misma de los proyectos. Por un lado, el manejo de la producción de hidrocarburos en aguas profundas se debe de llevar a cabo con estricto apego a las normatividades de seguridad industrial y ambiental. Por su parte, al aceite extrapesado generalmente se le debe añadir un diluyente mientras se transporta en los ductos a fin de que éste fluya. Evaluación Económica Las variables que intervienen en la evaluación económica son aquéllas que definirán si el proyecto es capaz de generar ganancias y por lo tanto saber si serán reservas o no. Las principales variables para la evaluación económica son: El pronóstico de producción. Los precios de los hidrocarburos. Los costos de operación. Las inversiones asociadas al plan de explotación. Producción La producción impacta directamente en los ingresos, en muchas ocasiones, la decisión de realizar un proyecto o no, depende en su mayoría de la producción que se espera obtener. Para la determinación y cuantificación de la producción, es necesario llevar a cabo un profundo estudio técnico en el que se evalúen las reservas del yacimiento, la infraestructura con la que se cuenta o se planea adquirir y la tecnología disponible. Precio En particular el precio es una de las variables más importante en la evaluación económica, pues la variación de éste es la que tiene el mayor impacto en el resultado de un proyecto. 49

50 La variación de los precios puede provocar una reclasificación de reservas, puesto que reservas previamente clasificadas como probables ante un alza en el precio, se pueden volver económicamente rentables a pesar de una costosa inversión para su explotación, siendo ahora reclasificadas como probadas. Para la determinación del precio es necesario tomar en cuenta la oferta, la demanda y el precio previo, tanto para los hidrocarburos como para sus derivados; así como el riesgo político, económico y técnico. Además el precio también es función de la calidad de los hidrocarburos; la calidad, la cual va ligada con la densidad de éstos: un crudo, entre más ligero tendrá una mayor densidad API y por ende una mayor calidad, esta variación en el precio, se debe a que a mayor calidad, se requiere un proceso de refinación más sencillo y sus derivados también tienen un mayor valor. Costos Son todos los gastos necesarios para mantener en operación el proyecto, esto incluye los bienes y servicios que se requerirán. En la terminología de la industria esta variable se refiere al Opex (Operaing Expenditure). Los costos serán determinados en función de la infraestructura y su mantenimiento requerido, de los productos y los servicios que se necesitan, así como de la eficiencia en el uso de estos recursos. Los costos pueden ser clasificados en diversos tipos según la forma de imputación a las unidades de producto en: variables o fijos. Inversiones en los proyectos Es el capital necesario para poner en marcha el proyecto al inicio de este. Es la aplicación de recursos financieros, ya sea de índole pública o privada, destinados a obtener un beneficio o un servicio a lo largo de un plazo previsto. La inversión se cuantifica mediante el costo de todos los elementos tanto físicos (maquinaria, equipo, terrenos, etc.) como de capital de trabajo, que permitirán la puesta en marcha de un cierto proyecto o la actualización de éste, ya que las erogaciones posteriores se contabilizan como costos. En la terminología de la industria esta variable se refiere al Capex (Capital Expenditure). Indicadores económicos La evaluación económica de un proyecto se realiza mediante el análisis de los indicadores económicos, éstos nos permiten conocer y evaluar los flujos de efectivo (ingresos-egresos) durante el tiempo. Conociendo estos indicadores y utilizando las metodologías de evaluación, podremos conocer el valor del proyecto durante el tiempo y con esto determinar el valor de las reservas. Valor presente neto. Tasa interna de retorno. 50

51 Eficiencia de la inversión (VPN/VPI) Límite económico (LE) El límite económico es el punto máximo del acumulado del flujo de efectivo, define la fecha en la cual un proyecto deja de ser rentable, ya que los costos de producción han superado la capacidad del proyecto para generar ganancias. Por lo tanto es la fecha en la cual son determinados los valores las reservas. Para que un proyecto sea rentable, el limite económico debe ser mayor que el periodo de recuperación, es decir que haya pasado el tiempo suficiente para que le proyecto haya generado las ganancias suficientes para al menos recuperar las inversiones y los gastos. Figura 20. Límite Económico Fecha de Inicio de Producción Tiempo de Pago Reparación Flujo de Caja Acumulado Antes de Impuesto + Límite Económico Máximo de Años Adquisición Inversión de Capital Tiempo 51

52 6 Proceso general de dictamen de las reservas por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos 52

53 El proceso de dictamen de las reservas por parte de la CNH se desarrolla con base en los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictamen para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes, y a efecto de garantizar la eficacia y eficiencia en la interpretación y aplicación de los lineamientos, la Comisión consideró oportuno y necesario realizar modificaciones adicionales con el objetivo de incorporar las experiencias adquiridas durante la aplicación de los periodos anteriores, relacionados con los procesos de revisión de los reportes de reservas de hidrocarburos y su respectiva certificación (al 1 de enero de 2010, de 2011 y de 2012) desde su entrada en vigor. En la siguiente figura, se muestra el procedimiento nuevo conforme a las modificaciones que se realizaron, sin embargo este documento analiza los valores de las reservas al 1 de enero del 2012 en el cual se encontraba vigente en el lineamiento anterior (Resolución CNH /10). 53

54 La actualización con cifras al 1 de enero de 2013 se presentará en el segundo semestre de Figura 20. Procedimientos de los lineamientos que regulan el procedimiento de dictaminación de las reservas (modificados y para su aplicación a partir de la evaluación al 1 de enero del 2013) Fuente: CNH Inicio Periodo de renovación de contratos? Si Analizar los términos y condiciones de los contratos Es necesario hacer recomendaciones? Si Notificar a Pemex Recomendaciones No Recomendar? No Recibir aviso anual de Pemex Definir cronograma y plan de trabajo CNH/Pemex/TI Avisar al Comité de Auditoria y Desempeño de Pemex Analizar aviso anual de Pemex Es necesario hacer observaciones? Si No Notificar a Pemex Observaciones Processo de Dicatmen de Reserva CNH Analizar reportes (Grupo de Trabajo) Analizar reporte (Grupo Gobierno CNH) Dif. Estimaciones >10% 2do Criterio Diferencias > 5% Activo < 5% Región Diferencias > 5% Activo < 5% Región 3er Criterio 1er Crterio Proponer aprobación reportes ( A ) Diferencias aceptadas Diferencias rechazadas Analizar reportes (Grupo de Trabajo) Dif. Estimaciones <10% Emitir Acuerdo del inicio de proceso de dictamen Emitir resolución por la que seaprueba el dictamen para A, B. Recibir reportes finales de Pemex Verificar suficiencia documental Si No Información suficiente? Solicitar información a Pemex Definir y desarrollar un plan de trabajo para B Resolver sobre los resultados del plan de trabajo para B Fin Señalar estimaciones Sujetas a Procedimiento Específico ( B ) Evalución Técnica 54

55 Como se explicó anteriormente y considerando que los valores que se analizaron en este documento, fueron los correspondientes a la evaluación al 1 de enero del Se describe en los siguientes párrafos el procedimiento de acuerdo a la primera versión de los lineamientos. En el proceso 2012 se describe que los contratos entre Petróleos Mexicanos y Terceros Independientes para certificar las reservas de hidrocarburos del país tienen una vigencia de tres años, por lo que antes de concluir este periodo deben iniciar los procedimientos para su renovación. En 2011, Petróleos Mexicanos inició el proceso de renovación de contratos con Terceros Independientes para la certificación de las reservas de hidrocarburos nacionales al 1 de enero de 2012, al 1 de enero de 2013 y al 1 de enero de Conforme al proceso de dictamen de reservas al 1 de enero de 2012, y con base en el Capítulo III que menciona la fase de documentación y el lineamiento Décimo primero que específica el aviso inicial del procedimiento, se dio el cumplimiento por parte de Petróleos Mexicanos a la Comisión con la siguiente información: La designación del funcionario de mayor jerarquía en Pemex Exploración y Producción encargado de solventar los requerimientos de información de la Comisión durante el proceso de dictamen; Los términos y condiciones del contrato al que quedarán sujetos los Terceros Independientes; Las regiones, activos, campos, yacimientos y pozos que comprenderán los trabajos de certificación de reservas por parte de los Terceros Independientes; Las fichas técnicas de los profesionales o grupo de expertos que designarán los Terceros Independientes para la certificación de las reservas de hidrocarburos, y La manifestación por escrito por la que PEP da constancia de la no existencia de causales o impedimentos para la celebración de los contratos entre Pemex y los Terceros Independientes. Con base en dicho aviso, la Comisión realiza de forma paralela lo siguiente: Define un cronograma y un plan de trabajo para dar seguimiento a las evaluaciones y cuantificaciones de las reservas de hidrocarburos; Da aviso al Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño de Pemex del procedimiento de documentación y dictamen que realizará la Comisión, y Analiza el aviso a efecto realizar observaciones respecto de la información de los Terceros Independientes proporcionada por Pemex, en caso de ser necesarias. Una vez realizado lo anterior, la Comisión recibe los reportes finales elaborados por Pemex y por los Terceros Independientes. En caso de que la información recibida no sea suficiente se solicita la información faltante a Pemex hasta cumplir la suficiencia documental. Si la información recibida es suficiente se resuelve mediante acuerdo lo siguiente: El inicio de la fase de dictamen y La designación y conformación del grupo de trabajo al que se le encomendará el análisis de la información entregada. 55

56 Posteriormente, el grupo de trabajo designado realizó su análisis aplicando un primer criterio de valoración a los reportes elaborados por Petróleos Mexicanos y a los reportes finales de las certificaciones realizadas por los terceros independientes, si las diferencias en las estimaciones son mayores al 10% por activo para las reservas 1P y por regiones para las reservas 2P y 3P, el grupo de trabajo realizaría un análisis de las diferencias con base en los argumentos y la información presentada; en el caso de que las diferencias que no hayan quedado plenamente justificadas ante el Órgano de Gobierno de la CNH, se señalan que las estimaciones quedan sujetas a un procedimiento de revisión especificó para clarificar las mismas. Los Reportes con diferencias en estimaciones menores o iguales al 10% para las reservas 1P y por regiones para las reservas 2P y 3P, aplicando el primer criterio son propuestos para aprobación ante el Órgano de Gobierno. Finalmente, la Comisión emitió una resolución donde los Reportes fueron aprobados, en caso de no haber sido así, las estimaciones hubieran quedado sujetas a un procedimiento de revisión específico para las cuales se definiría y desarrollaría un plan de trabajo cuyo plazo no será mayor a la fecha de presentación del próximo periodo anual de dictamen de reservas por parte de la Comisión, plazo durante el cual la Comisión resolvería sobre los resultados de dicho plan de trabajo. 56

57 57

58 7 Análisis de los reportes de reservas enviados por Pemex 58

59 Las estimaciones de reservas totales 3P que presenta Pemex al 1 de enero de 2012, son de 43,837.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De este volumen, 13,810.3 millones de barriles corresponden a reservas probadas; 12,352.7 millones de barriles, a probables; y 17,674.3 millones de barriles, a reservas posibles. Integración de las reservas por región - Petróleo crudo equivalente Las siguientes tablas y mapas muestran los valores de reservas por región para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 2. Integración de las reservas por región (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Marina Noreste 6, , , , , ,526.3 Marina Suroeste 2, , , , , ,054.4 Norte 1, , , , , ,689.0 Sur 3, , , , ,567.7 Total 13, , , , , ,

60 En la Tabla 3 se presenta los valores de reservas de petróleo crudo equivalente para la región Marina Noreste presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en millones de barriles. Tabla 3. Integración de las reservas Región Marina Noreste (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Marina Noreste 6, , , , , ,526.3 Figura 21. Integración de los activos de la Región Marina Noreste Fuente: CNH con datos de Pemex En la Tabla 4 se presentan los valores de reservas de petróleo crudo equivalente para la región Marina Suroeste presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en millones de barriles para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 4. Integración de las reservas. Región Marina Suroeste (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Marina Suroeste 2, , , , , ,

61 Figura 22. Integración de los activos Región Marina Suroeste Fuente: CNH con datos de Pemex En la Tabla 5 se presenta los valores de reservas de petróleo crudo equivalente para la región Norte presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en millones de barriles para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 5. Integración de las reservas. Región Norte (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Norte 1, , , , , ,689.0 Figura 23. Integración de los activos Región Norte Fuente: CNH con datos de Pemex 61

62 En la Tabla 6 se presenta los valores de reservas de petróleo crudo equivalente para la región Sur presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en millones de barriles para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 6. Integración de las reservas Región Sur (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Sur 3, , , , ,567.7 Figura 24. Integración de los activos Región Sur Fuente: CNH con datos de Pemex 62

63 Reservas 1P En la Figura 25 se muestran los valores de reservas de petróleo crudo equivalente por región para la categoría 1P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 25. Integración de las reservas 1P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 14,000 1P 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, ,139.3 Marina Noreste 3,980.1 Sur 2,115.5 Marina Suroeste 1,575.2 Norte 13,810.3 Total Reservas 2P En la Figura 26 se muestran los valores de reservas de petróleo crudo equivalente por región para la categoría 2P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 26. Integración de las reservas 2P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 30,000 2P 25,000 20,000 15,000 10,000 5, ,342.9 Marina Noreste 7,744.4 Norte 4,983.6 Sur 4,091.9 Marina Suroeste 26,163.0 Total 63

64 Reservas 3P En la Figura 27 se muestran los valores de reservas de petróleo crudo equivalente por región para la categoría 3P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 27. Integración de las reservas 3P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 45,000 40,000 3P 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, ,688.9 Norte 12,526.2 Marina Noreste 7,054.4 Marina Suroeste 5,567.7 Sur 43,837.3 Total Integración de las reservas por región Aceite La Tabla 7 presenta los valores de reservas de Aceite por región presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en millones de barriles para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 7. Integración de las reservas por región Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmb Marina Noreste 5, , , , , ,595.3 Marina Suroeste 1, , , , , ,026.4 Norte , , , ,499.1 Sur 2, , , ,491.8 Total 10, , , , , ,

65 Reservas 1P En la Figura 28 se muestran los valores de reservas de Aceite por región para la categoría 1P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 28. Integración de las reservas 1P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 12,000 1P 10,000 8,000 6,000 4,000 2, ,528.0 Marina Noreste 2,417.2 Sur 1,266.9 Marina Suroeste Norte 10,025.2 Total Reservas 2P En la Figura 29 se muestran los valores de reservas de Aceite por región para la categoría 2P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 29. Integración de las reservas 2P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, P 8,527.7 Marina Noreste 4,492.4 Norte 3,038.8 Sur 2,469.3 Marina Suroeste 18,573.3 Total 65

66 Reservas 3P En la Figura 30 se muestran los valores de reservas de Aceite por región para la categoría 3P en millones de barriles, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 30. Integración de las reservas 3P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 3P 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, ,595.3 Marina Noreste Norte 4,026.4 Marina Suroeste 3,491.8 Sur 30,612.5 Total Integración de las reservas por región Gas La Tabla 8 presenta los valores de reservas de Gas por región presentados por Pemex al 1 de enero de 2012 en trillones de pies cúbicos para cada una de las categorías totales e incrementales. Tabla 8. Integración de las reservas por región Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmmpc Marina Noreste 2, , , ,438.6 Marina Suroeste 4, , , , , ,615.2 Norte 3, , , , , ,958.1 Sur 6, , , , ,628.9 Total 17, , , , , ,

67 Reservas 1P En la Figura 31 se muestran los valores de reservas de Gas por región para la categoría 1P en miles millones de pies cúbicos (las cifras equivalen a 17.2 tcf), ordenado por proporción de participación en el total. Figura 31. Integración de las reservas 1P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, P 6,437.2 Sur 4,080.1 Marina Suroeste 3,858.3 Norte 2,848.7 Marina Noreste 17,224.4 Total Reservas 2P En la Figura 32 se muestran los valores de reservas de Gas por región para la categoría 2P en miles de millones de pies cúbicos (las cifras equivalen a 34.8 tcf), ordenado por proporción de participación en el total. Figura 32. Integración de la reservas 2P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 35,000 2P 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Norte 7,845.5 Marina Suroeste 7,811.9 Sur 3,791.4 Marina Noreste 34,836.8 Total 67

68 Reservas 3P En la Figura 33 se muestran los valores de reservas de gas por región para la categoría 1P en miles de millones de pies cúbicos (las cifras equivalen a 61.6 tcf), ordenado por proporción de participación en el total. Figura 33. Integración de la reservas 3P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 70,000 3P 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, ,958.1 Norte 14,615.2 Marina Suroeste 8,628.9 Sur 4,438.6 Marina Norteste 61,640.9 Total Integración de las reservas por Activo - Petróleo crudo equivalente Reservas Probadas (1P) En la Figura 34 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 1P en petróleo crudo equivalente, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel Activo. En la Figura 35 se muestran los valores de reservas a nivel activo en petróleo crudo equivalente para la categoría 1P, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 34. Proporción de Reservas a Nivel Sistema, Región y Activo 1P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna 13.6% 17.0% Cantarell Macuspana - Muspac 3.6% Cinco Presidentes 2.2% Sur 28.8% RMNE 44.5% Bellota Jujo Veracruz Poza Rica Altamira Burgos 9.4% 1.1% 2.1% 2.8% Aceite Terciario del Golfo 5.4% Norte 11.4% 11.2% 13,810 mmbpce RMSO 15.3% 4.1% 27.5% Ku - Maloob - Zaap Litoral de Tabasco Abkatún - Pol - Chuc 68

69 Figura 35. Integración de Reservas a Nivel Activo 1P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 14,000 1P 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Ku - Maloob - Zaap 3,796 Cantarell 2,342 Samaria Luna 1,883 Litoral de Tabasco 1,544 Bellota Jujo 1,300 Aceite Terciario del Golfo 743 Abkatún - Pol - Chuc 570 Macuspana - Muspac 498 Burgos 388 Cinco Presidentes 297 Poza Rica Altamira 293 Veracruz 150 Total 13,810 Reservas Probadas más Probables (2P) En la Figura 36 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 2P en petróleo crudo equivalente, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 37 se muestran los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 36. Proporción de Reservas a Nivel Sistema, Región y Activo 2P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna Macuspana - Muspac Cinco Presidentes 2.4%8.6% 1.3% 14.8% Cantarell Bellota Jujo 6.7% Veracruz 0.7% Poza Rica Altamira Burgos 2.0% 2.1% Sur 19.0% Norte 29.6% 26,163 mmbpce RMNE 35.7% RMSO 15.6% 20.9% Ku - Maloob - Zaap Aceite Terciario del Golfo 24.8% 4.9% 10.7% Abkatún - Pol - Chuc Litoral de Tabasco 69

70 Figura 37. Integración de Reservas a Nivel Activo 2P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 2P 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 Aceite Terciario del Golfo 6,488 Ku - Maloob - Zaap 5,460 Cantarell 3,882 Litoral de Tabasco 2,801 Samaria Luna 2,254 Bellota Jujo 1,757 Abkatún - Pol - Chuc 1,290 Macuspana - Muspac 638 Burgos 557 Poza Rica Altamira 514 Cinco Presidentes 332 Veracruz 183 Total 26,163 Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P) En la Figura 38 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 3P en petróleo crudo equivalente, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 39 se muestran los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 38. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 3P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna Macuspana - Muspac Cinco Presidentes Bellota Jujo 5.6% Veracruz 0.5% Poza Rica Altamira 4.3% Burgos 1.5% 1.8% 1.0% 1.9% Sur 12.7% 12.2% RMNE 28.6% Cantarell 16.4% Ku - Maloob - Zaap 43,837 mmbpce Norte 42.6% RMSO 16.1% 3.3% Abkatún - Pol - Chuc Aceite Terciario del Golfo 38.9% 12.8% Litoral de Tabasco 70

71 Figura 39. Integración de Reservas a Nivel Activo 3P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, P Aceite Terciario del Golfo 17,036 Ku - Maloob - Zaap 7,173 Litoral de Tabasco 5,590 Cantarell 5,352 Samaria Luna 2,436 Bellota Jujo 1,898 Abkatún - Pol - Chuc 1,463 Macuspana - Muspac 815 Burgos 777 Poza Rica Altamira 653 Cinco Presidentes 416 Veracruz 222 Total 43,837 Integración de las reservas por Activo - Aceite Reservas Probadas (1P) En la Figura 40 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 1P de Aceite, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 41 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 40. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 1P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna Macuspana - Muspac Cinco Presidentes 1.6% 2.3% 11.5% 20.2% Cantarell Bellota Jujo 8.8% Sur 24.1% Veracruz 0.1% 10,025 Poza Rica Altamira Norte mmb 8.1% Burgos 0.1% Aceite Terciario RMSO del Golfo 2.3% 5.7% 12.6% RMNE 55.1% 34.9% Ku - Maloob - Zaap Litoral de Tabasco 8.5% 4.1% Abkatún - Pol - Chuc 71

72 Figura 41. Integración de Reservas a Nivel Activo 1P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 12,000 10,000 1P 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Ku - Maloob - Zaap 3,503 Cantarell 2,024 Samaria Luna 1,151 Bellota Jujo 878 Litoral de Tabasco 853 Aceite Terciario del Golfo 568 Abkatún - Pol - Chuc 413 Poza Rica Altamira 229 Cinco Presidentes 228 Macuspana - Muspac 158 Veracruz 9 Burgos 6 Total 10,025 Reservas Probadas más Probables (2P) En la Figura 42 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 2P de Aceite, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 43 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 42. Integración de Reservas a Nivel Región y Activo 2P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Macuspana - Muspac Cinco Presidentes Bellota Jujo Veracruz 0.1% 6.6% Poza Rica Altamira Burgos 0.0% 2.2% 1.4% Samaria Luna 1.1% Norte 24.2% 7.5% Sur 16.6% 18,573 mmb RMNE 45.9% 18.5% Cantarell 27.4% Ku - Maloob - Zaap Aceite Terciario del Golfo 21.9% RMSO 13.3% Litoral de Tabasco 8.0% 5.3% Abkatún - Pol - Chuc 72

73 Figura 43. Integración de Reservas a Nivel Activo 2P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 20,000 2P 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Ku - Maloob - Zaap 5,084 Aceite Terciario del Golfo 4,065 Litoral de Tabasco 3,442 Cantarell 1,485 Samaria Luna 1,397 Bellota Jujo 1,218 Abkatún - Pol - Chuc 983 Poza Rica Altamira 404 Cinco Presidentes 255 Macuspana - Muspac 212 Veracruz 14 Burgos 8 Total 18,573 Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P) En la Figura 44 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 3P de Aceite, en el siguiente nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 45 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 44. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 3P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Macuspana - Muspac Cinco Presidentes 1.1% Bellota Jujo Veracruz 0.1% Poza Rica Altamira 4.3% Burgos 0.0% Aceite Terciario del Golfo 35.8% 1.7% 0.9% Norte 37.6% Samaria Luna 5.1% Sur 11.4% 30,612 mmb RMSO 13.2% 15.8% RMNE 37.9% Cantarell 22.1% Ku - Maloob - Zaap 9.4% 3.7% Abkatún - Pol - Chuc Litoral de Tabasco 73

74 Figura 45. Integración de Reservas a Nivel Activo 3P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 35,000 3P 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 Aceite Terciario del Golfo 10,947 Ku - Maloob - Zaap 6,750 Cantarell 4,844 Litoral de Tabasco 2,884 Samaria Luna 1,557 Bellota Jujo 1,319 Abkatún - Pol - Chuc 1,141 Poza Rica Altamira 521 Cinco Presidentes 326 Macuspana - Muspac 288 Veracruz 20 Burgos 9 Total 30,612 Integración de las reservas por Activo- Gas Reservas Probadas (1P) En la Figura 46 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 1P de gas, en el segundo nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 47 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 46. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 1P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna Cantarell 16.6% 7.6% 9.0% Ku - Maloob - Zaap Macuspana - Muspac 8.5% Sur 37.4% RMNE 16.5% 4.8% Abkatún - Pol - Chuc Cinco Presidentes 1.9% Bellota Jujo 10.3% 17,224 mmmpc Norte 22.4% RMSO 23.7% 18.8% Litoral de Tabasco Veracruz 4.3% Poza Rica Altamira 2.1% 10.9% Burgos 5.1% Aceite Terciario del Golfo 74

75 Figura 47. Integración de Reservas a Nivel Activo 1P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 1P 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Litoral de Tabasco 3,246 Samaria Luna 2,865 Burgos 1,876 Bellota Jujo 1,782 Ku - Maloob - Zaap 1,547 Macuspana - Muspac 1,465 Cantarell 1,300 Aceite Terciario del Golfo 880 Abkatún - Pol - Chuc 833 Veracruz 738 Poza Rica Altamira 362 Cinco Presidentes 323 Total 17,224 Reservas Probadas más Probables (2P) En la Figura 48 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 2P de gas, en el segundo nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 49 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría, ordenado por proporción de participación en el total. Figura 48. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 2P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Samaria Luna Cantarell Ku - Maloob - Zaap Macuspana - Muspac 9.6% 5.1% 5.7% Abkatún - Pol - Chuc Cinco Presidentes 5.3% 4.6% Bellota Jujo 1.0% 6.5% Sur 22.4% RMNE 10.9% Veracruz Poza Rica Altamira Burgos 2.5% 1.8% 7.7% 34,837 mmmpc Norte 44.2% RMSO 22.5% 17.9% Litoral de Tabasco 32.1% Aceite Terciario del Golfo 75

76 Figura 49. Integración de Reservas a Nivel Activo 2P Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 35,000 2P 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 Aceite Terciario del Golfo 11, % Litoral de Tabasco 6,226 Samaria Luna 3,334 Burgos 2,689 Bellota Jujo 2,261 Ku - Maloob - Zaap 2,001 Macuspana - Muspac 1,856 Cantarell 1,789 Abkatún - Pol - Chuc 1,618 Veracruz 886 Poza Rica Altamira 620 Cinco Presidentes 358 Total 34,836 Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P) En la Figura 50 se puede observar que en el centro se encuentra el valor total de reservas 3P de gas, en el segundo nivel se encuentra la proporción a nivel región y por último en el tercer nivel su proporción a nivel activo. La Figura 51 muestra los valores de reservas a nivel activo para el mismo producto y categoría ordenado por proporción de participación en el total. Figura 50. Proporción de Reservas a Nivel Región y Activo 3P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía Macuspana - Muspac Cinco Presidentes 0.8% Bellota Jujo 3.9% Veracruz Poza Rica Altamira Burgos 1.7% 1.2% 6.1% 3.7% Samaria Luna Cantarell Ku - Maloob - Zaap 5.6% 3.4% Abkatún - Pol - Chuc Sur 14.0% Norte 55.1% 61,641 mmmpc 3.8% RMNE 7.2% 2.8% RMSO 23.7% 20.9% Litoral de Tabasco 46.1% Aceite Terciario del Golfo 76

77 Figura 51. Integración de Reservas a Nivel Activo 3P - Gas (mmmpc) al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de Secretaría de Energía 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 del Golfo 3P Aceite Terciario del Golfo 28,397 Litoral de Tabasco 12,906 Burgos 3,759 Samaria Luna 3,432 Bellota Jujo 2,427 Ku - Maloob - Zaap 2,356 Macuspana - Muspac 2,298 Cantarell 2,081 Abkatún - Pol - Chuc 1,708 Veracruz 1,049 Poza Rica Altamira 751 Cinco Presidentes 470 Total 61,641 77

78 8 Descubrimientos 78

79 De acuerdo a la información presentada por Pemex, las actividades exploratorias en la Cuencas de Burgos, Sabinas, Veracruz y del Sureste realizadas durante el año 2011 permitieron incorporar reservas 3P por 1,461 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las mayores incorporaciones se ubican en las Cuencas del Sureste, donde se adicionaron 1,269 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas 3P, lo cual representa el 87% de las incorporaciones de reservas 3P en petróleo crudo equivalente. Asimismo, los descubrimientos realizados con los pozos Kayab-1 (490.5 mmbpce), Kinbé-1 (233.6 mmbpce), Piklis-1 (180.9 mmbpce) y Nen-1 (81.5 mmbpce) incorporaron gran parte de estas reservas. Los pozos Piklis-1 y Nen-1 correspondientes a campos en aguas profundas, con tirantes mayores a los 500 metros. En la zona terrestre de las Cuencas del Sureste, se incorporaron reservas 3P por 124 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en la cual se ubican los pozos Pareto-1 (111.7 mmbpce) y Tokal-1 (12.5 mmbpce). En la Región Norte a través del Pozo Gasífero-1 perteneciente al Activo Integral Veracruz se incorporó 30.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva 3P. Asimismo, en la Cuenca de Sabinas con el pozo Emergente-1 se logró incorporar la primer reserva proveniente de lutitas gasíferas (shale gas), con un valor de 112 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Pemex inició actividades exploratorias de shale oil y shale gas a principios del año 2010 y en abril del 2011 la Energy Information Administration (eia) publicó una evaluación a nivel mundial, estimando un recurso recuperable para las cuencas de México de 681 mmmmpc de gas y en el caso de Pemex se estimaron recursos por una media de 297 mmmmpc de gas, con un P10 de 150 mmmmpc y P90 de 459 mmmmpc de gas respectivamente 16. Este tipo de recursos no convencionales están tomando importancia a nivel mundial, para satisfacer la demanda de energéticos, sin embargo es necesario establecer una estrategia de negocio que permita reducir la incertidumbre técnica y económica, debido a los precios bajos del gas; para ser incorporados a las reservas del país de acuerdo a los procesos de certificación internacional y de la regulación nacional. 16 Mexico s shale oil/gas resources, Pemex Exploración y Producción,

80 En la Figura 52 se ubican los pozos de los yacimientos descubiertos en el año 2011 y la Tabla 9 presenta los valores de las incorporaciones de reservas presentadas por Pemex. Figura 52. Pozos de yacimientos descubiertos en 2011 Fuente: CNH con información de Pemex Tabla 9. Yacimientos descubiertos en 2011 con reporte de reservas al 1 de enero de 2012 (mmbpce) Fuente: Pemex Cuenca Campo Pozo Fluido 1P 2P 3P Burgos Sabinas Veracruz Total ,461.1 Total Nejo Lindero-1 Gas húmedo Bragado Bragado-1 Gas húmedo Bocaxa Bocaxa-1 Gas húmedo Total Emergente Emergente-1 Gas seco Total Chancarro Chancarro-1 Gas seco Gasífero Gasífero-1 Aceite negro y gas

81 Cuenca Campo Pozo Fluido 1P 2P 3P Total Pareto Pareto-1 Aceite ligero Tokal Tokal-1 Aceite ligero Xanab Xanab-101 Aceite ligero Tsimin Tsimin-1DL Aceite ligero Sureste Kab Kinbe-1 Aceite ligero Piklis Piklis-1 Gas seco Nen Nen-1 Gas seco Hokchi Hokchi-101 Aceite negro Sihil Sihil-8 Aceite negro Kayab Kayab-1 Aceite negro Descubrimientos relevantes a incorporarse en la cuantificación al 1 de enero del Para el proyecto de Área Perdido perteneciente al Activo de Exploración Aguas Profundas Norte, los primeros pozos exploratorios fueron: Supremus-1 y Trión-1 (Figura 53.). Esto para evaluar el potencial de los plays del Oligoceno y Eoceno, ya que del lado de EUA, los pozos Great White y Trident resultaron productores de aceite ligero. El pozo Trión -1 se encuentra ubicado en el área del Cinturón Subsalino y se ubica en la porción Norte del Golfo de México, tiene por objetivo evaluar el potencial económico de hidrocarburos contenidos en posibles secuencias siliciclásticas del Eoceno Inferior, Paleoceno y Cretácico que corresponden a sistemas turbidíticos profundos conformados por canales, abanicos de desborde y abanicos de piso de cuenca, siendo el Eoceno Inferior (Wilcox), el objetivo principal según los antecedentes de producción en los campos vecinos del norte (Great White y Trident). Para este pozo las reservas 3P preliminares reportadas por Pemex son de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). El pozo Supremus-1, evaluará el potencial económico de hidrocarburos contenidos en posibles secuencias siliciclásticas del Oligoceno (Frío) y Mioceno. Siendo el Oligoceno el objetivo principal según los antecedentes de producción en los campos vecinos del norte (Great White) y las interpretaciones realizadas ex-profeso para el sustento de esta localización; además de evaluar los cuerpos someros de alta amplitud asociados a posibles acumulaciones de hidrocarburos del Mioceno. Para este pozo las reservas 3P preliminares reportadas por Pemex son de 93 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). 81

82 Figura 53. Pozos a perforar en Área Perdido Fuente: CNH con información de Pemex Este tipo de recursos en aguas profundas, esta tomando importancia a nivel mundial, al igual que los recursos de shale gas, esto para satisfacer la demanda energética, sin embargo es necesario establecer una estrategia de negocio que permita desarrollar estos recursos con alta incertidumbre técnica y económica, para ser incorporados a las reservas del país de acuerdo a los procesos de certificación internacional y de la regulación nacional. 82

83 83

84 9 Indicadores de Reservas 84

85 Una manera de medir el comportamiento de la industria petrolera es por medio de sus indicadores de desempeño que se aplican en diferentes rubros, en este caso y con base en la información proveniente de las estimaciones de reservas, se han desarrollado una gran variedad de indicadores que sirve como punto de referencia para evaluar el comportamiento que tiene una compañía petrolera respecto a sus recursos. En esta sección se menciona dos de los indicadores de mayor uso como lo son la tasa de restitución y la relación reserva producción. Tasa de restitución En términos generales la tasa de restitución de reservas es el volumen de incorporación de reservas en cada una de las categorías totales o incrementales en comparación con la producción total del año anterior. Es la relación que mide cuantos barriles han podido ser restituidos en comparación con los barriles que han sido producidos en un cierto periodo de tiempo. Este indicador puede ser representado por el tipo de actividad que se desarrolla en un periodo de tiempo y puede ser expresado con dos metodologías: La tasa de restitución integral Que se obtiene mediante la división entre el total de reservas 1P, 2P ó 3P adicionadas en un periodo, derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de yacimientos, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en el mismo periodo. El cálculo específico de la tasa de restitución de reservas total o integral, se realiza con base en la siguiente fórmula: Ecuación 9.1. Cálculo específico de la tasa de restitución de reservas total o integral. TR Integral = Incorporación + Delimitación + Desarrollo + Revisiones x 100 Producción 85

86 La tasa de restitución por descubrimientos Que se obtiene mediante el cociente entre el total de reservas 1P, 2P ó 3P adicionadas en un periodo, derivada de la actividad de incorporación exploratoria. El cálculo específico de la tasa de restitución de reservas por descubrimientos se lleva a cabo con base en la siguiente fórmula: Ecuación 9.2. Cálculo específico de la tasa de restitución de reservas por descubrimientos. TR Descubrimientos = Incorporación Producción x 100 En el caso de México durante el año 2011 y conforme a lo reportado por Petróleos Mexicanos, las reservas probadas 1P fueron afectadas principalmente por los efectos de la extracción de la producción, la cual alcanzó 1,358 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Sin embargo, la reclasificación de reservas, desarrollos, revisiones al comportamiento de la presión-producción y delimitación, principalmente en los campos Maloob, Ku, Tsimin, May, Pijije, Costero y Aceite Terciario del Golfo, así como una incorporación de reservas probadas por campos nuevos de 153 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, permitieron que la variación neta de reservas probadas alcanzara 1,372 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tasa de restitución por descubrimientos de México. Las tres Figuras mostradas a continuación (54, 55 y 56) presentan las tasas de restitución por descubrimiento en las categorías de reservas totales 1P, 2P y 3P desde el año 2005 al 2012 para los tres productos: petróleo crudo equivalente, aceite y gas; respectivamente. Figura 54. Tasa restitución por descubrimientos- petróleo crudo equivalente- nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 150% 120% 90% 60% 30% 0% P 15% 9% 11% 11% 25% 28% 17% 11% 2P 29% 17% 25% 42% 63% 64% 39% 29% 3P 57% 59% 60% 66% 102% 129% 104% 108% 86

87 Figura 55. Tasa restitución por descubrimientos aceite- nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% P 10% 4% 6% 11% 24% 29% 15% 12% 2P 18% 12% 13% 42% 67% 65% 38% 32% 3P 44% 60% 29% 63% 107% 106% 93% 109% Figura 56. Tasa restitución por descubrimientos gas- nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 200% 150% 100% 50% 0% P 34% 25% 28% 11% 23% 22% 18% 7% 2P 69% 37% 60% 43% 45% 50% 35% 18% 3P 107% 65% 153% 73% 76% 145% 106% 89% 87

88 Tasa de Restitución Integral de México. Las tres Figuras mostradas a continuación (57, 58 y 59) presentan las tasas de restitución integral en las categorías de reservas totales 1P, 2P y 3P desde el año 2005 al 2012 para los tres productos: petróleo crudo equivalente, aceite y gas; respectivamente. Los valores negativos que se presentan en la tasa de restitución integral, se deben principalmente a la reclasificación debido al balance que se realiza en dos periodos de tiempo, originados entre otros factores por el desarrollo de los campos, revisiones y/o delimitación de los mismos. Figura 57. Tasa restitución integral- petróleo crudo equivalente nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 200% 150% 100% 50% 0% % -100% P 23% 26% 41% 50% 72% 77% 86% 101% 2P 12% 23% 8% 43% 29% 57% 142% -95% 3P 30% 69% 36% 44% 37% 65% 98% 158% 88

89 Figura 58. Tasa restitución integral - aceite nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 150% 120% 90% 60% 30% 0% -30% -60% -90% -120% -150% P 0.03% 12% 36% 51% 91% 102% 72% 85% 2P -16% 14% -16% 32% 47% 64% 149% -150% 3P 13% 82% 0% 38% 72% 54% 104% 108% Figura 59. Tasa restitución integral - gas nacional Fuente: CNH con datos publicados de Pemex y SENER 150% 120% 90% 60% 30% 0% -30% -60% P 82% 73% 49% 60% 83% 67% 120% 96% 2P 95% 38% 69% 64% 65% 90% 128% -41% 3P 99% 13% 135% 24% 61% 134% 101% 116% 89

90 Relación Reserva - Producción (R/P) La relación de reserva-producción, por otro lado, tiene un significado relevante y describe, en términos promedio, el número de años que las reservas totales o incrementales certificadas podrían sostener el ritmo de producción actual de un país. Así, la R/P de México, a pesar de ser muy diferente de aquéllas de países del Medio Oriente cuya riqueza petrolera es vasta, es muy cercana a la de países como la de Estados Unidos, Noruega o la del Reino Unido, lo cual se puede considerar como una cifra sana si también se toma en cuenta la tasa de restitución. Tabla 10. Relación Reserva / Producción de Aceite Fuente: BP. Statistical Review of World Energy June 2012 (Tabla para aceite) Relación Reserva/ Producción de Aceite Posición País R/P (años) 1 Canadá, Venezuela, Iraq y Libia - 2 Kuwait 97 3 Irán Emiratos Árabes Unidos Arabia Saudita Kazakhstán Nigeria Gabón Sudán Qatar Brasil EUA México 10.6* 48 Noruega Reino Unido 7 51 Colombia 5.9 * El valor oficial SENER-CNH es

91 Figura 60. Relación Reserva / Producción de Aceite Fuente: CNH Adaptada de BP. Statistical Review of World Energy June 2012 (Tabla para aceite) * Colombia Reino Unido Noruega México EUA Brasil Qatar * El valor oficial SENER-CNH es 10.8 Sudán Gabón Nigeria Kazahstán Arabia Saudita Emiratos Árabes Unidos Irán Kuwuait Los resultados para México, en términos de petróleo crudo equivalente, fueron de 10.2 años para las reservas 1P; de 19.3 años para la reservas 2P; y 32.3 años, para la reserva 3P. Dichos datos fueron evaluados considerando una producción de 1,357.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el año En lo referente al aceite, y considerando una producción de millones de barriles en el 2011, la relación reserva-producción alcanzó un valor de 10.8 años para las reservas 1P (BP reporta 10.6 años); 20 años, para las reservas 2P; y 32.9 años, para las reservas 3P. El gas natural presenta una relación reserva-producción de 7.2 años para las reservas 1P; de 14.5 años, para la reserva 2P; y de 25.6 años, para las reservas 3P. Lo anterior, asumiendo una producción de 2,406.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. 91

92 Figura 61. Relación Reserva Producción al 1 de enero del 2012 PCE nacional (en años) Fuente: CNH con datos publicados de SENER y Pemex PCE 1P 2P 3P Aceite Gas En las siguientes tres Figuras (62, 63 y 64) se muestra la relación reserva - producción a nivel región en las categorías de reservas totales 1P, 2P y 3P para los tres productos: petróleo crudo equivalente, aceite y gas, respectivamente. Figura 62. Relación Reserva Producción al 1 de enero del 2012 por regiones y categoría de reservas - PCE (años) Fuente: CNH con datos publicados de SENER y Pemex Relación Reserva Procucción PCE (años) P Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur 2P 3P 92

93 Figura 63. Relación Reserva Producción al 1 de enero del 2012 por regiones y categoría de reservas Aceite (años) Fuente: CNH con datos publicados de SENER y Pemex Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur 1P 2P 3P Figura 64. Relación Reserva Producción al 1 de enero del 2012 por regiones y categoría de reservas Gas (años) Fuente: CNH con datos publicados de SENER y Pemex Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur 1P 2P 3P 93

94 10 Comparación de valores entre Pemex y las Empresas Certificadoras 94

95 Con base en la información presentada por Petróleos Mexicanos, que incluye la propia y la de los certificadores, la Comisión realizó el análisis de los valores de reservas para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente de Pemex y de los terceros independientes, para cada una de las regiones de Pemex Exploración y Producción. Para las diferencias mayores al 10 por ciento entre los valores presentados por Pemex y los de los terceros independientes, la Comisión revisó el origen de las mismas, observando los siguientes aspectos: Las premisas y criterios de los cálculos utilizados por Pemex y por los terceros independientes. Las razones técnicas y económicas que ofreció Pemex para aclarar las estimaciones o resultados que difieran con los de los terceros independientes, por encima del rango especificado en el inciso anterior. Las diferencias metodológicas, de hipótesis de trabajo, de aplicación de criterios que existan. La complejidad geológica o técnica que podría explicar tal diferencia. Derivado de lo anterior, los valores de reservas por categoría total y las diferencias respectivas entre Pemex y el tercero independientes se exponen en la siguiente sección: Tablas de Diferencias entre Pemex y el Certificador en Petróleo Crudo Equivalente La Tabla 11 presenta los valores de reservas 1P al 1 de enero de 2012 y las diferencias respectivas entre Pemex y los terceros independientes a nivel región para el petróleo crudo equivalente: Tabla 11. Diferencias entre Pemex y el Certificador respectivo - Reservas 1P al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER Región Cifra de Pemex PCE mmb Diferencia Porcentual (Valor Absoluto) Marina Noreste 6, % Marina Suroeste 2, % Norte 1, % Sur 3, % Total 13, % 95

96 Los valores de las diferencias entre Pemex y los terceros independientes para las diferentes Regiones no fueron mayores al 10% de variación en la categoría de reserva 1P; la Región Marina Suroeste presenta la mayor diferencia (9.4%) y la Región Norte tiene la menor diferencia (1.3%). La Tabla 12 presenta los valores de reservas 2P al 1 de enero de 2012 y las diferencias respectivas entre Pemex y los terceros independientes a nivel región para el petróleo crudo equivalente: Tabla 12. Diferencias entre Pemex y el Certificador - Reservas 2P al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER Región Cifra de Pemex PCE mmb Diferencia Porcentual (Valor Absoluto) Marina Noreste 9, % Marina Suroeste 4, % Norte 7, % Sur 4, % Total 26, % Los valores de las diferencias entre Pemex y los terceros independientes no fueron mayores al 10%; la Región Norte presenta la mayor diferencia (7.8%) y la Región Marina Noreste tiene la menor diferencia (2.4%). La Tabla 13 presenta los valores de reservas 3P al 1 de enero de 2012 y las diferencias respectivas entre Pemex y los terceros independientes a nivel región para el petróleo crudo equivalente: Tabla 13. Diferencias entre Pemex y el Certificador - Reserva 3P al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER Región Cifra de Pemex PCE mmb Diferencia Porcentual (Valor Absoluto) Marina Noreste 12, % Marina Suroeste 7, % Norte 18, % Sur 5, % Total 43, % Los valores de las diferencias entre Pemex y los terceros independientes no fueron mayores al 10%; la Región Norte presenta la mayor diferencia (7.3%) y la Región Sur tiene la menor diferencia (0.9%). La Figura 65 presenta los valores de las diferencias entre Pemex y los terceros independientes de los datos de reservas para las categorías totales 1P, 2P y 3P en petróleo crudo equivalente a nivel región y activo. Derivado del análisis de las diferencias entre Pemex y los terceros independientes, el Activo que presentó diferencias mayores al 10% en la categoría de reserva 1P, fue Abkatún-Pol-Chuc con un valor de 27.4%. 96

97 Figura 65. Diferencias entre Pemex y las compañías certificadoras - Petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1P 2P 3P Región Sur Bellota Jujo Cinco Presidentes Macuspana-Muspac Samaria Luna Región Marina Suroeste Abkatún- Pol-Chuc Litoral de Tabasco Región Norte Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica Altamira Veracruz Variación Porcentual (Valor Absoluto) Región Marina Noreste Cantarell Ku-Maloob-Zaap La Figura 66 presenta los valores de las diferencias entre Pemex y el Tercero de los datos de reservas para las categorías totales 1P, 2P y 3P de aceite a nivel activo (sin considerar Burgos debido a que la diferencia es muy alta para el caso de las reservas de aceite, y que tiene poca participación nacional en las reservas de aceite del país en sus categorías 1P (0.06%), 2P (0.05%) y 3P (0.03%); ya que su principal extracción es el gas). Adicionalmente los Activos que presentaron diferencias mayores al 10% en las reservas 1P de aceite fueron Cantarell (12.2%), Abkatún (30.2%) y Veracruz (27.1%), siendo este último al igual que el Activo Burgos productores de gas. Figura 66. Diferencias entre Pemex y las compañías certificadoras - Aceite sin considerar Burgos al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER 35% Variación Porcentual (Valor Absoluto) 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1P 2P 3P Región Sur Bellota Jujo Cinco Presidentes Macuspana-Muspac Samaria Luna Región Marina Suroeste Abkatún- Pol-Chuc Litoral de Tabasco Región Norte Aceite Terciario del Golfo Poza Rica Altamira Veracruz Región Marina Noreste Cantarell Ku-Maloob-Zaap 97

98 En la Figura 67 observamos los valores de las diferencias entre Pemex y el Tercero de los datos de reservas para las categorías totales 1P, 2P y 3P de gas a nivel activo y región. Figura 67. Diferencias entre Pemex y las compañías certificadoras - Gas al 1 de enero de 2012 Fuente: CNH con datos de SENER 45% Variación Porcentual (Valor Absoluto) 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1P 2P 3P Región Sur Bellota Jujo Cinco Presidentes Macuspana-Muspac Samaria Luna Región Marina Suroeste Abkatún- Pol-Chuc Litoral de Tabasco Región Norte Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica Altamira Veracruz Región Marina Noreste Cantarell Ku-Maloob-Zaap Los Activos que presentaron las principales diferencias mayores al 10% en las reservas 1P de gas fueron principalmente Abkatún-Pol-Chuc (19.8%) y Aceite Terciario del Golfo (22.5%). Asimismo, el Activo Cantarell en sus reservas 3P (41.1%). 98

99 99

100 11 Conclusiones 100

101 I. A nivel internacional existe un esfuerzo para homologar los criterios y definiciones de recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas de hidrocarburos que permitan hacer comparaciones entre el potencial que tiene cada país. II. A pesar de existir diversos lineamientos para la evaluación y clasificación de reservas, los relacionados con la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el Petroleum Resources Management System (PRMS) son los más utilizados y reconocidos por la comunidad técnica-económica internacional. III. Los lineamientos que tienen mayor aceptación en diferentes países son los plasmados en la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el Petroleum Resources Management System (PRMS) y éstos son utilizados en México para la evaluación y certificación de reservas de hidrocarburos. IV. Es necesario que dentro de la evaluación de reservas, se realice el cálculo probabilista del volumen original para obtener sus percentiles, y estimar la incertidumbre en los valores de volúmenes probado, probable y posible de los campos del país. V. Dentro de las estimaciones de recursos y reservas que se realizan en México, es necesario realizar las actividades que permitan definir de manera más clara los recursos contingentes que se tienen en sus yacimientos y, sobre todo, plantear las acciones que permitan que se reclasifiquen y se conviertan en reservas. VI. De acuerdo a los elementos aportados por Petróleos Mexicanos, las tres principales compañías certificadoras a nivel mundial, es decir, Netherland, Sewell International (NSI), DeGolyer and MacNaughton (D&M) y Ryder Scott Company (RSC), han certificado reservas de hidrocarburos de diferentes campos de México. VII. Conforme a la información remitida a esta Comisión, se puede constatar que tanto Pemex como los certificadores siguieron las metodologías internas y externas para la estimación de las reservas. Asimismo, en el caso de los terceros independientes, se verificó su experiencia relevante y la ausencia de conflicto de interés para llevar a cabo las tareas realizadas. VIII. Por medio de la investigación que realizó la Comisión, aunado con la información remitida por Pemex, se pudo constatar las características profesionales de los certificadores. IX. Con la información remitida por Pemex, se realizó la integración de las reservas por categoría total 1P, 2P y 3P, por región, para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. Con la misma información, el grupo de trabajo calculó las tasas de restitución de reservas integral y por nuevos descubrimientos, definiendo también la relación reserva-producción. 101

102 X. De acuerdo a la información presentada por Pemex, sobre la cifra de la tasa de restitución integral de las reservas probadas (1P) al 1 de enero de 2012, cuyo valor reportado es 101%, incluye la incorporación exploratoria, delimitación de yacimientos, desarrollo de campos y revisiones; este resultado se debe en mayor medida al desarrollo y la reclasificación de las reservas y en menor grado a la incorporación de nuevos descubrimientos como resultado de la actividad exploratoria del país. XI. Si bien, se ha logrado incorporar nuevos volúmenes de reservas en el 2011, sólo una pequeña fracción de estos descubrimientos corresponden a la categoría de reserva 1P, los cuales representan el 1.1% de la participación nacional de las reservas probadas al 1 de enero de 2012, cifra baja en la incorporación de reservas probadas producto de la actividad exploratoria del país. XII. Es por ello que la actividad exploratoria requiere de mayores recursos financieros y grandes esfuerzos desde el punto de vista estratégico para revertir los resultados del pasado y poder incrementar la incorporación de reservas del país. XIII. Con base en la información presentada por Pemex, la tasa de restitución integral de reservas 2P se reporta un valor de -95%, asimismo para la categoría 3P, el valor es de 158%. XIV. La relación reserva-producción,en términos de petróleo crudo equivalente fue de 10.2 años para la categoría 1P, 19.3 para la categoría 2P y de 32.3 para la categoría 3P. XV. Las cifras oficiales de reservas de hidrocarburos al 1 de enero del 2012 se presentan en la siguiente tabla: Reportes Pemex Región Probada Probable Posible 1P 2P 3P mmbpce Marina Noreste 6, , , , , ,526.3 Marina Suroeste 2, , , , , ,054.4 Norte 1, , , , , ,689.0 Sur 3, , , , ,567.7 Total 13, , , , , ,

103 103

104 A1 ANEXO I: Tasa de Restitución a Nivel Región 104

105 Figura I.1 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente 1P- regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% RMNE 10% 36% 37% 25% 55% 100% 23% 73% RMSO 133% -16% 147% 101% 201% 99% 165% 113% RN 260% 21% 91% 42% 68% -41% 139% 168% RS -117% 27% -66% 84% -1% 96% 89% 94% Figura I.2 Tasa de restitución integral aceite 1P- regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 500% 400% 300% 200% 100% 0% -100% -200% -300% -400% -500% -600% RMNE -2% 33% 29% 35% 79% 132% 20% 69% RMSO 118% -40% 115% 77% 199% 97% 143% 105% RN 403% -431% 103% -52% 62% -531% 220% 465% RS -152% 27% -22% 114% 21% 136% 110% 24% 105

106 Figura I.3 Tasa de restitución integral gas 1P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 300% 250% 200% 150% 100% 50% -50% 0% -100% -150% RMNE 3% 54% 55% 5% 61% 24% 136% 54% RMSO 205% 67% 227% 140% 280% 132% 210% 104% RN 229% 113% 87% 60% 72% 62% 108% 90% RS -69% 37% -131% 51% -8% 79% 61% 134% Figura I.4 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente 2P- regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 300% 0% -300% -600% -900% -1200% -1500% RMNE -1% 49% -49% -24% 9% 15% 132% 95% RMSO 132% -113% 195% 209% 252% 96% 225% 208% RN 163% 28% 37% 48% -106% 94% 97% -1242% RS -94% 32% 4% 78% -28% 75% 117% 44% 106

107 Figura I.5 Tasa de restitución integral aceite 2P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 1000% 0% -1000% -2000% -3000% -4000% -5000% -6000% RMNE -16% 46% -54% -14% 41% 34% 140% 83% RMSO 100% -72% 117% 167% 239% 71% 176% 204% RN 140% -462% -268% -188% -601% 151% 66% -5056% RS -136% 11% 71% 126% -18% 132% 159% -39% Figura I.6 Tasa de restitución integral gas 2P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 500% 400% 300% 200% 100% 0% -100% -200% -300% -400% RMNE -16% 59% -55% -14% 39% 49% 142% 77% RMSO 274% -181% 400% 280% 404% 203% 325% 174% RN 230% 76% 90% 33% -6% 98% 80% -322% RS -44% 77% -90% 29% -15% 45% 53% 89% 107

108 Figura I.7 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente 3P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 500% 400% 300% 200% 100% 0% -100% -200% RMNE 21% 144% -25% 12% 17% -17% 92% 189% RMSO 135% -124% 347% 142% 265% 405% 232% 329% RN 44% -62% 26% -14% -99% -173% -20% 5% RS -15% 35% -33% 89% -23% 88% 70% 52% Figura I.8 Tasa de restitución integral aceite 3P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 400% 200% 0% -200% -400% -600% -800% -1000% RMNE 6% 142% -31% 22% 56% 2% 104% 192% RMSO 113% -30% 174% 115% 258% 277% 182% 252% RN -132% -728% -250% -605% -349% -838% -347% -883% RS -8% 19% 17% 143% 12% 147% 110% -38% 108

109 Figura I.9 Tasa de restitución integral gas 3P-por regiones Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 1000% 800% 600% 400% 200% 0% -200% -400% RMNE 1% 128% -40% 21% 30% 46% 136% 40% RMSO 310% -299% 833% 185% 448% 754% 339% 410% RN 209% 21% 82% -46% -12% -27% 24% 19% RS -36% 73% -99% 40% -42% 55% 21% 99% 109

110 A2 ANEXO II: Tasa de Restitución a Nivel Activo 110

111 Figura II.1 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente Cantarell 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% -200% Cantarell -37% -39% -73% -135% -46% 1% Cantarell -71% -64% -42% -144% -30% 119% Cantarell -41% -27% -71% -183% -45% 105% Figura II.2 Tasa de restitución integral aceite Cantarell 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% -40% -60% -80% -100% -120% Cantarell -40% -39% -70% -67% -56% -9% Cantarell -72% -64% -34% -85% -32% 99% Cantarell -43% -28% -63% -117% -37% 105% 111

112 Figura II.3 Tasa de restitución integral gas Cantarell 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% Cantarell -25% -20% 47% -10% 152% 12% Cantarell 302% -37% 44% 15% 153% 29% Cantarell -54% -5% 32% 13% 152% -36% Figura II.4 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente Ku-Maloop-Zaap 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 400% 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% -150% -200% Ku-Maloop-Zaap 353% 212% 247% 300% 69% 117% Ku-Maloop-Zaap 47% -161% 283% 150% 242% 81% Ku-Maloop-Zaap 43% 129% 151% 123% 185% 240% 112

113 Figura II.5 Tasa de restitución integral aceite Ku-Maloop-Zaap 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% Ku-Maloop-Zaap 334% 244% 298% 300% 70% 114% Ku-Maloop-Zaap 24% 130% 153% 135% 255% 74% Ku-Maloop-Zaap 21% 165% 231% 103% 198% 244% Figura II.6 Tasa de restitución integral gas Ku-Maloop-Zaap 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% % Ku-Maloop-Zaap 340% 115% 146% 176% 79% 191% Ku-Maloop-Zaap 35% 88% 8% 202% 100% 232% Ku-Maloop-Zaap 8% 138% 15% 190% 77% 287% 113

114 Figura II.7 Tasa de restitución integral petróleo crudo equivalente ATG 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 2000% 0% -2000% -4000% -6000% -8000% % % ATG 1P -1139% 654% 688% ATG 2P 1684% 734% % ATG 3P -1243% -375% -140% Figura II.8 Tasa de restitución integral aceite ATG 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 2000% 0% -2000% -4000% -6000% -8000% % % ATG 1P -1225% 658% 756% ATG 2P 1458% 776% % ATG 3P -1333% -38% -2140% 114

115 Figura II.9 Tasa de restitución integral gas ATG 1P, 2P, 3P Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex 2000% 1000% 0% -1000% -2000% -3000% -4000% -5000% -6000% -7000% -8000% ATG 1P -644% 489% 464% ATG 2P 1701% 499% -7457% ATG 3P -744% -818% 352% 115

116 A3 ANEXO III : Relación Reserva Producción por Región y Activo 116

117 Figura III.1 Relación Reserva Producción RMNE petróleo crudo equivalente (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Noreste Cantarell Ku-Maloop-Zaap 1P 2P 3P Figura III.2 Relación Reserva Producción RMNE aceite (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Noreste Cantarell Ku-Maloop-Zaap 1P 2P 3P Figura III.3 Relación Reserva Producción RMNE gas (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Noreste Cantarell Ku-Maloop-Zaap 1P 2P 3P 117

118 Figura III.4 Relación Reserva Producción RMSO petróleo crudo equivalente (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Suroeste Abkatún-Pol-Chuc Litoral de Tabasco 1P 2P 3P Figura III.5 Relación Reserva Producción RMSO aceite (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Suroreste Abkatún-Pol-Chuc Litoral de Tabasco 1P 2P 3P Figura III.6 Relación Reserva Producción RMSO gas (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Marina Suroeste Abkatún-Pol-Chuc Litoral Tabasco 1P 2P 3P 118

119 Figura III.7 Relación Reserva Producción RN petróleo crudo equivalente (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Norte Aceite Terciario del Golfo Burgos Figura III.8 Relación Reserva Producción RN aceite (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Poza Rica- Altamira Veracruz 1P 2P 3P Norte 29.5 Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica- Altamira Veracruz 1P 2P 3P Figura III.9 Relación Reserva Producción Región Norte- gas (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Norte Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica- Altamira Veracruz 1P 2P 3P 119

120 Figura III.10. Relación Reserva Producción Región Sur- petróleo crudo equivalente (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Sur Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana- Muspac Samaria-Luna 1P 2P 3P Figura III.11. Relación Reserva Producción Región Sur- aceite (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Sur Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana- Muspac Samaria-Luna 1P 2P 3P Figura III.12. Relación Reserva Producción RS gas (en años) Fuente: CNH con los datos de Sener y Pemex Sur Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana- Muspac Samaria-Luna 1P 2P 3P 120

121 121

122 A4 ANEXO IV: Cálculo Probabilista del Volumen Original 122

123 El método probabilista para el cálculo del volumen original, se basa en la determinación y entendimiento de las incertidumbres de cada una de las variables que definen este parámetro, y como se procesan por medio de herramientas, como la simulación de Monte Carlo o los árboles de decisión para obtener la distribución o rango de valores con sus respectiva probabilidad, del volumen original en sitio. Para iniciar este proceso se recomienda realizar un análisis de sensibilidad, como se muestra en la Figura IV.1 considerando el rango de valores de cada una de las variables involucradas. Para ello resulta útil un análisis de una base de datos de geociencias y/o de ingeniería; en caso de no disponer con dicha información, se puede considerar la Tabla IV.1 para definir los rangos de cada variable, dependiendo de la fuente de información con la cual fueron obtenidos. Estos valores son de referencia y recomendados por la SPE/WPC/AAPG. Tabla IV.1 Parámetros de yacimiento y rangos típicos de incertidumbre Fuente: Tabla V.1 Guidelines for the Evaluation of Petroleum Reserves and Resources A Supplement to the SPE/WPC Petroleum Reserves Definitions and the SPE/WPC/AAPG Petroleum Resources and definitions Rango Fuente Volumen de Roca Bruto +/- 30% Sísmica 3D Sísmica 2D Espesor Neto +/- 20% Registros de Pozos Porosidad de Registros +/- 15% Registros Porosidad de Núcleos +/- 10% Núcleo Saturación de Hidrocarburos +/- 20% Registros de Pozos Factor de Volumen +/- 5% Prueba PVT Figura IV.1 Sensibilidad: Volumen Original Fuente: CNH Área Espesor Porosidad Saturación Bo 123

124 Una vez definidos los rangos e identificadas las variables que más impactan al volumen original, éstas son caracterizadas mediante una distribución de probabilidad, con base en datos de geociencias y/o de ingeniería. Posteriormente, se utiliza un procedimiento de muestreo aleatorio de las distribuciones de probabilidad de las variables de mayor impacto y mediante un proceso estocástico (Simulación de Monte Carlo) se determina la distribución de probabilidad del volumen original. En la Figura IV.2 se muestra esquemáticamente el proceso. Figura IV.2 Cálculo Probabilísta del Volumen Original Fuente: CNH BO Espesor Neto Porosidad Correlación Saturación Volumen Original Bg Área 124

125 125

126 A5 ANEXO V: Metodología de Cálculo para la obtención del Petróleo crudo equivalente 126

127 El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada, a nivel internacional, para reportar el inventario total de hidrocarburos. Su valor resulta 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. Pemex considera el gas seco como 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. Su evaluación requiere de la información actualizada de los procesos a la que está sometida la producción del gas natural, desde su separación y medición, hasta su salida de las plantas petroquímicas (Figura V.1) Figura V.1 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente Fuente: Pemex Gas dulce húmedo fei Gas natural Envío a la atmósfera Autoconsumo feem Compresor felt Gas a entregar al centro procesador de gas felp Gas seco Endulzadoras Criogénica frc frlp fegsl Azufre Aceite Condensado Líquidos de planta Gas seco equivalente a líquido Petróleo crudo equivalente Por su parte, el aceite crudo no requiere ninguna conversión para llegar a petróleo crudo equivalente. Cabe señalar que el volumen del gas natural producido se reduce por el autoconsumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha reducción se refiere al encogimiento del fluido, y se denomina eficiencia en el manejo (feem). El transporte del gas continúa, y se presenta otra alteración en su volumen al pasar por estaciones de compresión, en donde los condensados son extraídos del gas. A esta alteración en el volumen por el efecto del transporte se le denomina felt (Factor de equivalencia de líquidos en el transporte). De esta forma, el condensado se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente. El proceso del gas continúa dentro de las plantas petro químicas, en donde es sometido a diversos tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de planta. Finalmente el Petróleo Crudo Equivalente es la suma de todos los líquidos obtenidos en el proceso (crudo, condensados, líquidos de planta y gas seco equivalente a líquido). 127

128 A6 ANEXO VI: Definiciones originales de Reservas del SPE - PRMS 128

129 A continuación se transcriben las definiciones de reservas contenidas en los lineamientos del SPE PRMS (Society of Petroleum Engineers Petroleum Resources Management System) que se presenta en la sección III, en su idioma original. TOTAL PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE is that quantity of petroleum that is estimated to exist originally in naturally occurring accumulations. It includes that quantity of petroleum that is estimated, as of a given date, to be contained in known accumulations prior to production plus those estimated quantities in accumulations yet to be discovered (equivalent to total resources ). DISCOVERED PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE is that quantity of petroleum that is estimated, as of a given date, to be contained in known accumulations prior to production. PRODUCTION is the cumulative quantity of petroleum that has been recovered at a given date. While all recoverable resources are estimated and production is measured in terms of the sales product specifications, raw production (sales plus non-sales) quantities are also measured and required to support engineering analyses based on reservoir voidage. RESERVES are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable by application of development projects to known accumulations from a given date forward under defined conditions. Reserves must further satisfy four criteria: they must be discovered, recoverable, commercial, and remaining (as of the evaluation date) based on the development project(s) applied. Reserves are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on project maturity and/or characterized by development and production status. CONTINGENT RESOURCES are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from known accumulations, but the applied project(s) are not yet considered mature enough for commercial development due to one or more contingencies. Contingent Resources may include, for example, projects for which there are currently no viable markets, or where commercial recovery is dependent on technology under development, or where evaluation of the accumulation is insufficient to clearly assess commerciality. Contingent Resources are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be subclassified based on project maturity and/or characterized by their economic status. UNDISCOVERED PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE is that quantity of petroleum estimated, as of a given date, to be contained within accumulations yet to be discovered. 1 Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System (November 2011) 129

130 PROSPECTIVE RESOURCES are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from undiscovered accumulations by application of future development projects. Prospective Resources have both an associated chance of discovery and a chance of development. Prospective Resources are further subdivided in accordance with the level of certainty associated with recoverable estimates assuming their discovery and development and may be sub-classified based on project maturity. UNRECOVERABLE is that portion of Discovered or Undiscovered Petroleum Initially-in- Place quantities which is estimated, as of a given date, not to be recoverable by future development projects. A portion of these quantities may become recoverable in the future as commercial circumstances change or technological developments occur; the remaining portion may never be recovered due to physical/chemical constraints represented by subsurface interaction of fluids and reservoir rocks. PROVED RESERVES are those quantities of petroleum, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from known reservoirs and under defined economic conditions, operating methods, and government regulations. If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate. PROBABLE RESERVES are those additional Reserves which analysis of geoscience and engineering data indicate are less likely to be recovered than Proved Reserves but more certain to be recovered than Possible Reserves. It is equally likely that actual remaining quantities recovered will be greater than or less than the sum of the estimated Proved plus Probable Reserves (2P). In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 50% probability that the actual quantities recovered will equal or exceed the 2P estimate. POSSIBLE RESERVES are those additional reserves which analysis of geoscience and engineering data suggest are less likely to be recoverable than Probable Reserves. The total quantities ultimately recovered from the project have a low probability to exceed the sum of Proved plus Probable plus Possible (3P) Reserves, which is equivalent to the high estimate scenario. In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability that the actual quantities recovered will equal or exceed the 3P estimate. 130

131 131

132 132 Glosario

133 1. Aceite: Mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida en los yacimientos; así está en condiciones originales de presión y temperatura y puede incluir pequeñas cantidades de substancias que no son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al aceite en función de su densidad, expresándola en grados API, a las condiciones citadas de presión y temperatura, también sin gas disuelto. 2. Aceite ligero: La densidad de este aceite esta entre 23 y 38 grados API. 3. Aceite pesado*: Su densidad es mayor o igual a 10 grados API y menor o igual a 23 grados API. 4. Aceite extrapesado: Es aquél cuya densidad es menor a 10 grados API, con un rango de viscosidad entre 1,000 y 10,000 cp. Es clasificado como recurso no convencional de acuerdo a las guías de la PRMS. 5. Aceite super ligero: Su densidad es mayor a los 38 grados API. 6. Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad exploratoria. Comprende los descubrimientos delimitaciones de un campo durante el periodo en estudio. 7. Agregación: El proceso de sumar las estimaciones de nivel del yacimiento (o proyecto) de las cantidades de recursos a niveles más altos o combinaciones tales como totales de yacimiento, país, o compañía. La sumatoria aritmética de las categorías incrementales puede llevar a resultados diferentes de la agregación probabilista de distribuciones. 8. Compresor: Es un equipo que se instala en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería. 9. Condensados: Los condensados son una mezcla de hidrocarburos (mayormente pentanos y más pesados) que existen en la fase gaseosa a temperatura y presión original del yacimiento, pero cuando se producen, están en la fase líquida a condiciones de presión y temperatura de superficie. El condensado difiere de los líquidos de gas natural (NGL) en dos aspectos: (1) El NGL es extraído y recuperado en las plantas de gas. (2) Incluye hidrocarburos muy livianos (etano, propano, butanos) así como, también los pentanos que son los componentes principales del condensado. 10. Condiciones estándar: Son las especificaciones de presión y temperatura, empleadas para reportar el volumen de gas (importante para el gas de venta) y son definidas por los reglamentos de los estados o países. Por ejemplo, las condiciones estándar usadas en Estados Unidos (condiciones base) son: P=14.65 psia y T=60 F, mientras que en Colorado son P= psia y T=60 F. En México se consideran P= psia y T=60 F. 11. Costo de capital: El costo de capital se puede considerar como costo de financiamiento, representado por los intereses y gastos en que se incurre por la utilización del dinero prestado y como costo de oportunidad, que es el beneficio adicional derivado de la utilización de fondos destinados a un proyecto determinado en otros más rentables. 12. Costos de abandono: Son los costos que se requieren para el taponamiento del pozo, desmantelamiento de instalaciones (la parte proporcional) y restauración de las áreas de trabajo. 13. Costos fijos: Son aquéllos en que necesariamente tiene que incurrir la empresa para efectuar las operaciones. El nombre de costos fijos se debe a que en el plazo corto e intermedio se mantienen constantes a los diferentes niveles de producción. 14. Costos variables: Son aquéllos que varían en función del volumen de producción. El total de estos costos varía en proporción directa a los cambios en su actividad correspondiente. 15. Criogenia: Se refiere al estudio, producción y utilización de recursos que se hacen temperaturas 133

134 134 bajas. 16. Declinación: Representa el porcentaje (fracción), al cual está disminuyendo el gasto de producción. 17. Delimitación: Actividad de exploración que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la perforación de pozos que definen los límites de un yacimiento. 18. Densidad: Es una propiedad intensiva de la materia definida como la masa entre su volumen a ciertas condiciones de presión y temperatura. Se puede expresar en gr/cm3 o el lb/gal. 19. Densidad API: Es una medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API = (141.5 / densidad relativa) La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados API. 20. Densidad relativa de un líquido: Es el cociente de su densidad a la densidad de ese líquido a la densidad del agua, a ciertas condiciones de presión y temperatura (condiciones estándar). 21. Desarrollo: Actividad que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación y otras actividades asociadas. 22. Descubrimiento: Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios, confirmando que existen formaciones productoras de hidrocarburos. 23. Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad. 24. Espaciamiento: Distancia entre los pozos productores de hidrocarburos en un campo. 25. Factor de compresibilidad del gas (Z): Conocido como el factor de desviación del gas, o factor Z. Es el cociente del volumen ocupado actualmente por un gas a una presión y temperatura dadas, con respecto al volumen que ocuparía un gas a la misma presión y temperatura; si este siguiera el comportamiento como un gas ideal. (Z=Vactual/Videal). 26. Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem): Es la fracción de gas natural que resulta de considerar el autoconsumo y falta de capacidad en el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del manejo del gas del último periodo en el área correspondiente al campo de estudio. 27. Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la fracción que resulta de considerar las impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo. Se obtiene de la estadística de operación del último periodo anual del centro procesador de gas (CPG) donde se procesa la producción del campo analizado. 28. Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt): Es la fracción que resulta de considerar los licuables obtenidos en el transporte a plantas de procesamiento. Se obtiene de la estadística del manejo del gas del último periodo anual del área correspondiente al campo en estudio. 29. Factor de encogimiento por licuables en plantas (felp): Es la fracción que resulta de considerar a los licuables obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de la estadística de operación del último periodo anual del centro procesador de gas (CPG) donde se procesa la producción del campo en estudio. 30. Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl): Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de la composición molar del gas del yacimiento, considerando los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los componentes y el poder calorífico del líquido de equivalencia. 31. Factor de recuperación (FR): Es el cociente de la reserva original de un yacimiento y el volumen original de aceite, o gas, a condiciones estándar. 32. Factor de volumen (B): Cociente del volumen de fluido en el yacimiento, con el volumen del fluido a condiciones estándar. Se tienen factores de volumen para el aceite, el gas, para ambas fases, y el agua. Se pueden medir directamente de una muestra, calcularse u obtenerse por medio de correlaciones empíricas. 33. Factor de volumen de formación del aceite (Bo): Esta definido como el volumen de aceite de yacimiento necesario para producir un barril de aceite en el tanque de almacenamiento en superficie. El aceite de formación incluye al gas disuelto. 34. Factor de volumen de formación del gas (Bg): Es definido como el volumen de gas a condiciones

135 de yacimiento necesario para producir un pie cubico estándar en superficie. 35. Factor de volumen de formación del agua (Bw): Representa el cambio en el volumen de agua de formación con su contenido de sales y otros compuestos al ser llevada de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie. 36. Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento, puede clasificarse como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto). 37. Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento; el cual corresponde al gas del casquete. 38. Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural disuelto en el aceite crudo del yacimiento, a las condiciones de presión y temperatura que prevalecen. 39. Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural, en el cual se han eliminado las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite su proceso comercial. 40. Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el aceite, y que a condiciones estándar permanece en fase gaseosa; puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos: ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono. 41. Gas natural amargo: El gas natural que contiene azufre, compuestos de azufre y/o bióxido de carbono, en cantidades que requieren tratamiento, para que pueda ser utilizado. 42. Gas natural dulce: El gas natural que no contiene azufre o compuestos de azufre, o los tiene en cantidades tan pequeñas que no es necesario procesarlo para que pueda ser utilizado directamente como combustible no corrosivo. 43. Gas no asociado: Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales. 44. Gas seco: Gas natural que contiene cantidades pequeñas de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso. 45. Hidrocarburos: Compuestos orgánico que contiene principalmente, hidrógeno y carbón, que adicionalmente contiene oxígeno, nitrógeno y átomos de azufre. 46. Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan a los costos incurridos en su explotación. 47. Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento de gas, que principalmente consisten de etano, propano y butano. 48. Petróleo: Se define como una mezcla que consiste de hidrocarburos en las fases gaseosas, líquidas, o sólidas. El petróleo también puede contener no-hidrocarburos, cuyos ejemplos comunes son dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, y azufre. 49. Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco equivalente a líquido. 50. Planta criogénica: Planta procesadora capaz de producir productos líquidos del gas natural, incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de operación. 51. Play: Proyecto asociado a una tendencia de prospectos potenciales, pero que requiere más adquisición de datos y/o evaluación para definir prospectos específicos. 52. Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos. 53. Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosa subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación sea rentable. 54. Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo de fluidos hacia el pozo; es decir, hasta la cual llega la influencia de las perturbaciones ocasionadas por la caída de presión, debida a la producción en el pozo. 55. Recuperación primaria: Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para desplazar los fluidos, a través de la roca del yacimiento hacia los pozos. Donde el comportamiento está regido por las fuerzas que intervienen en el flujo de fluidos a través de un medio poroso: fuerzas viscosas, gravitacionales y capilares. 135

136 Recuperación secundaria: Constituido por técnicas de extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria, debido a inyección convencional de agua, o gas con el propósito en parte de mantener la presión del yacimiento. Convencional se refiere al agua sin aditivos o al gas sin alta presión. Al implementar un proceso de recuperación secundaria se busca reemplazar, total o parcialmente, un mecanismo primario por uno secundario, basado en un desplazamiento inmiscible. 57. Recuperación mejorada: La recuperación mejorada se refiere a la recuperación de aceite obtenida al inyectar materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento, o materiales que comúnmente están en el yacimiento pero que son inyectados a condiciones específicas con el fin de alterar considerablemente el comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento. 58. Falta Recuperación Avanzada. La recuperación avanzada se refiere a cualquier técnica de recuperación utilizada para incrementar la recuperación de aceite por cualquier medio posible. Dichas técnicas pueden incluir a la recuperación secundaria y los métodos de EOR; sin embargo también abarcan un amplio rango de actividades de ingeniería petrolera, como estrategias operacionales relacionadas con incrementar la eficiencia de barrido con pozos de relleno; pozos horizontales; polímeros para el control de movilidad; así como prácticas de caracterización y administración avanzada de yacimientos. 59. Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo. También conocido como volumen original in situ. 60. Recursos contingentes: Son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero donde el o los proyecto(s) aplicado(s) aún no se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. 61. Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos que se estiman que se pueden producir de las acumulaciones descubiertas. 62. Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos del que no se tiene evidencia, pero cuya existencia se infiere en cuencas geológicas a través de factores favorables resultantes de la interpretación geológica, geofísica y geoquímica. Si comercialmente se considera recuperable se le llama recurso prospectivo. 63. Recurso no recuperable: Es aquella porción de petróleo descubierto o no descubierto inicialmente in-situ que se estima, a una fecha dada, no ser recuperable con proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a restricciones físicas/químicas de la interacción en el subsuelo de fluidos y las rocas del yacimiento. 64. Recurso prospectivo: Son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de proyectos futuros de desarrollo. Los recursos prospectivos tienen una oportunidad asociada de descubrimiento y una oportunidad de desarrollo. Los recursos prospectivos son adicionalmente subdivididos de acuerdo al nivel de certeza asociado a estimaciones recuperables, suponiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden sub-clasificarse basándose en la madurez del proyecto. 65. Relación gas aceite (RGA): Cociente del gasto total de gas del yacimiento y el gasto de aceite muerto; medidos a condiciones estándar. 66. Relación de gas disuelto-aceite: Cociente del volumen de gas que está disuelto en el aceite a ciertas condiciones de presión y temperatura, liberado y medido a condiciones estándar, entre el volumen de aceite que lo contiene también a condiciones estándar; este cociente poder ser original (Rsi) o a cualquier tiempo (Rs). 67. Relación reserva-producción: Es el resultado de dividir la reserva remanente a una fecha, entre la producción de un periodo. Este indicador supone producción constante, precio de hidrocarburos y costos de extracción sin variación en el tiempo, así como la inexistencia de nuevos descubrimientos en el futuro. 68. Reservas: Son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan a ser comercialmente recuperables

137 a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas. Además, las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (a la fecha de la evaluación), basadas en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Adicionalmente, las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser subclasificadas, basadas en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción. 69. Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones estándar, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a fecha determinada, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica. 70. Reserva original: Reserva de hidrocarburos al inicio de la explotación. 71. Reservas posibles: Son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más probables más posibles (3P), lo que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P. 72. Reservas probables: Son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas, comparadas a reservas probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparadas a las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores o menores a la suma de las reservas estimadas probadas más probables (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P. 73. Reservas probadas: Son aquellas cantidades de petróleo que, a partir del análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos deterministas, la intención de certidumbre razonable expresa un alto grado de confianza a que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación. 74. Volumen remanente: Diferencia entre el volumen original y la producción acumulada, ambos volúmenes a condiciones estándar el cual incluye la reserva remanente. 137

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139 El documento Análisis de Información de las Reservas de Hidrocarburos de México al 1 de enero del 2012 se elaboró en la Comisión Nacional de Hidrocarburos y es propiedad de la misma institución. Edición Comisión Nacional de Hidrocarburos Diseño gráfico y editorial Julio Andrés Flores Martínez Daniela De la Fuente García Jessica Giovanna Rivera Martínez 2012

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