Al 31 de diciembre de 2007, las reservas probadas (1P) de hidrocarburos ascendieron a 14 mil 717 millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMbpce (crudo y gas).
Las reservas probadas disminuyeron 797 MMbpce.
La relación reservas probadas-producción de petróleo crudo equivalente se situó en 9.2 años, 0.4 años menos que al cierre del 2006.
Durante 2007, la extracción de hidrocarburos fue de mil 603 MMbpce y se descubrieron mil 53 MMbpce de reservas totales de hidrocarburos, (3P la suma de reservas probadas, probables y posibles).
Se alcanzó una tasa de restitución de reservas probadas de 50 por ciento, la mayor en la última década, pero inferior todavía al objetivo del 100 por ciento.
Al cierre del 2007, las reservas totales de hidrocarburos (3P) se ubicaron en 44 mil 483 MMbpce.
El año 2008 marca el décimo aniversario de la publicación “Las reservas de hidrocarburos de México”, documento que representa un ejercicio de transparencia, donde de manera detallada y puntual se muestran y analizan cifras de reservas de hidrocarburos actualizadas anualmente, bajo criterios internacionales de medición.
Petróleos Mexicanos informa los siguientes resultados:
Durante 2007 los resultados en cuanto a reservas de hidrocarburos continuaron mejorando, pero sin llegar todavía a los objetivos de reponer 100 por ciento de la producción con nuevos descubrimientos que conduzcan a actualizaciones de las cifras de reservas probadas de hidrocarburos.
Durante 2007 la producción anual alcanzó un volumen de mil 603 MMbpce.
PRODUCCIÓN ANUAL DE HIDROCARBUROS TOTALES
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
En términos de incorporación de reservas 3P, la actividad exploratoria aportó la mayor restitución desde el año 2000, al alcanzar mil 53 MMbpce, lo que representa una tasa de restitución de reservas 3P por descubrimientos de 66 por ciento de la producción de 2007. Como consecuencia, las reservas 3P disminuyeron 2 por ciento respecto al cierre de 2006.
Del volumen total de reservas 3P incorporadas, 182.8 MMbpce corresponden a reservas probadas, 492.6 MMbpce a probables y 377.8 MMbpce a posibles.
La reserva probada disminuyó 5.1 por ciento, o 797 MMpce al pasar de 15 mil 514.2 a 14 mil 717.2 MMbpce.
La tasa de restitución de reservas probadas alcanzó el máximo histórico de 50 por ciento desde la adopción de los lineamientos de la Securities and Exchange Commission, es decir, se produjeron mil 603 MMbpce y se agregaron 806 MMbpce como nuevas reservas probadas, producto principalmente del desarrollo de campos en todas las regiones del país.
Así, la tasa de restitución de reservas probadas pasó de 41 por ciento en 2006 a 50 por ciento en 2007, cifra todavía inferior a la meta de restituir el 100 por ciento (un compromiso con las futuras generaciones).
TASA DE RESTITUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS
(porcentaje)
Con estos datos (producción anual y nuevas incorporaciones de reservas) es posible estimar que la relación reserva-producción para la reserva probada se situó en 9.2 años, para la reserva 2P (probada más probable) se situó en 18.6 años, y para la reserva 3P se ubicó en 27.7 años.
RESERVAS PROBADAS COMO RELACIÓN PRODUCCIÓN ANUAL
(años)
Al 31 de diciembre de 2007, las reservas 3P sumaron 44 mil 483 MMbpce. De este volumen, 14 mil 717 MMbpce corresponden a probadas, 15 mil 144 MMbpce a probables y 14 mil 621 MMbpce a posibles.
RESERVAS PROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES
(miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
En cuanto a la distribución de hidrocarburos en la categoría de reservas 3P, el 70 por ciento es crudo, 20 por ciento es gas seco, ocho por ciento son líquidos de planta y dos por ciento son condensados.
Regionalmente, la Región Norte contribuye con 45 por ciento de las reservas totales de petróleo crudo equivalente, la Región Marina Noreste con 31 por ciento, la Región Marina Suroeste con 10 por ciento y la Región Sur con 14.
Finalmente, al cierre del 2007, se estima que los recursos prospectivos, o potenciales, del país alcanzan los 53.8 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales la mayor parte se encuentra en las Cuencas del Sureste y en la Cuenca del Golfo de México Profundo
Es importante mencionar que el objetivo de agregar anualmente reservas probadas, cuyo volumen sea igual o similar a la producción del mismo año es alcanzable. Para ello, una estrategia de mediano y largo plazo que asegure montos de inversión suficientes y constantes es requerida, para así ampliar y multiplicar los proyectos de exploración y desarrollo que actualmente lleva a cabo Petróleos Mexicanos.
El reporte completo de “Las Reservas de Hidrocarburos de México. Evaluación al 1 de enero del 2008” se encuentra en la página en Internet http://www.pemex.com/
Desde el 2003, PEMEX estima reservas probadas de acuerdo con los lineamientos emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América, en tanto que para las reservas probables y posibles, la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers (SPE), por los comités nacionales World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG).
ANEXO. DEFINICIONES
Reservas probadas
Las reservas probadas, o reservas 1P se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.
Dentro de las reservas probadas existen dos tipos: 1) las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión; y 2) las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.
Reservas probables
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.
Reservas posibles
Se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
Consiguientemente, las reservas 3P se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles.
Recursos prospectivos o potenciales
El recurso prospectivo es la parte recuperable de los volúmenes de hidrocarburos por descubrir.
Las reservas probadas disminuyeron 797 MMbpce.
La relación reservas probadas-producción de petróleo crudo equivalente se situó en 9.2 años, 0.4 años menos que al cierre del 2006.
Durante 2007, la extracción de hidrocarburos fue de mil 603 MMbpce y se descubrieron mil 53 MMbpce de reservas totales de hidrocarburos, (3P la suma de reservas probadas, probables y posibles).
Se alcanzó una tasa de restitución de reservas probadas de 50 por ciento, la mayor en la última década, pero inferior todavía al objetivo del 100 por ciento.
Al cierre del 2007, las reservas totales de hidrocarburos (3P) se ubicaron en 44 mil 483 MMbpce.
El año 2008 marca el décimo aniversario de la publicación “Las reservas de hidrocarburos de México”, documento que representa un ejercicio de transparencia, donde de manera detallada y puntual se muestran y analizan cifras de reservas de hidrocarburos actualizadas anualmente, bajo criterios internacionales de medición.
Petróleos Mexicanos informa los siguientes resultados:
Durante 2007 los resultados en cuanto a reservas de hidrocarburos continuaron mejorando, pero sin llegar todavía a los objetivos de reponer 100 por ciento de la producción con nuevos descubrimientos que conduzcan a actualizaciones de las cifras de reservas probadas de hidrocarburos.
Durante 2007 la producción anual alcanzó un volumen de mil 603 MMbpce.
PRODUCCIÓN ANUAL DE HIDROCARBUROS TOTALES
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
En términos de incorporación de reservas 3P, la actividad exploratoria aportó la mayor restitución desde el año 2000, al alcanzar mil 53 MMbpce, lo que representa una tasa de restitución de reservas 3P por descubrimientos de 66 por ciento de la producción de 2007. Como consecuencia, las reservas 3P disminuyeron 2 por ciento respecto al cierre de 2006.
Del volumen total de reservas 3P incorporadas, 182.8 MMbpce corresponden a reservas probadas, 492.6 MMbpce a probables y 377.8 MMbpce a posibles.
La reserva probada disminuyó 5.1 por ciento, o 797 MMpce al pasar de 15 mil 514.2 a 14 mil 717.2 MMbpce.
La tasa de restitución de reservas probadas alcanzó el máximo histórico de 50 por ciento desde la adopción de los lineamientos de la Securities and Exchange Commission, es decir, se produjeron mil 603 MMbpce y se agregaron 806 MMbpce como nuevas reservas probadas, producto principalmente del desarrollo de campos en todas las regiones del país.
Así, la tasa de restitución de reservas probadas pasó de 41 por ciento en 2006 a 50 por ciento en 2007, cifra todavía inferior a la meta de restituir el 100 por ciento (un compromiso con las futuras generaciones).
TASA DE RESTITUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS
(porcentaje)
Con estos datos (producción anual y nuevas incorporaciones de reservas) es posible estimar que la relación reserva-producción para la reserva probada se situó en 9.2 años, para la reserva 2P (probada más probable) se situó en 18.6 años, y para la reserva 3P se ubicó en 27.7 años.
RESERVAS PROBADAS COMO RELACIÓN PRODUCCIÓN ANUAL
(años)
Al 31 de diciembre de 2007, las reservas 3P sumaron 44 mil 483 MMbpce. De este volumen, 14 mil 717 MMbpce corresponden a probadas, 15 mil 144 MMbpce a probables y 14 mil 621 MMbpce a posibles.
RESERVAS PROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES
(miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
En cuanto a la distribución de hidrocarburos en la categoría de reservas 3P, el 70 por ciento es crudo, 20 por ciento es gas seco, ocho por ciento son líquidos de planta y dos por ciento son condensados.
Regionalmente, la Región Norte contribuye con 45 por ciento de las reservas totales de petróleo crudo equivalente, la Región Marina Noreste con 31 por ciento, la Región Marina Suroeste con 10 por ciento y la Región Sur con 14.
Finalmente, al cierre del 2007, se estima que los recursos prospectivos, o potenciales, del país alcanzan los 53.8 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales la mayor parte se encuentra en las Cuencas del Sureste y en la Cuenca del Golfo de México Profundo
Es importante mencionar que el objetivo de agregar anualmente reservas probadas, cuyo volumen sea igual o similar a la producción del mismo año es alcanzable. Para ello, una estrategia de mediano y largo plazo que asegure montos de inversión suficientes y constantes es requerida, para así ampliar y multiplicar los proyectos de exploración y desarrollo que actualmente lleva a cabo Petróleos Mexicanos.
El reporte completo de “Las Reservas de Hidrocarburos de México. Evaluación al 1 de enero del 2008” se encuentra en la página en Internet http://www.pemex.com/
Desde el 2003, PEMEX estima reservas probadas de acuerdo con los lineamientos emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América, en tanto que para las reservas probables y posibles, la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers (SPE), por los comités nacionales World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG).
ANEXO. DEFINICIONES
Reservas probadas
Las reservas probadas, o reservas 1P se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.
Dentro de las reservas probadas existen dos tipos: 1) las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión; y 2) las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.
Reservas probables
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.
Reservas posibles
Se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
Consiguientemente, las reservas 3P se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles.
Recursos prospectivos o potenciales
El recurso prospectivo es la parte recuperable de los volúmenes de hidrocarburos por descubrir.
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