reservas de hidrocarburos - gob.mx€¦ · reservas 1p, 2p y 3p al 1 de enero de 2019....

Análisis de Reservas de Hidrocarburos 1P, 2P y 3P

AL 1 DE ENERO DE 2019

Abril 2019

UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada

GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX

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Contenido

CONTENIDO .................................................................................................................................................. 2

I.- INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 3

II.- PROCESO GENERAL CONFORME A LOS LINEAMIENTOS DE RESERVAS .......................................................... 3

III.- ACTIVIDADES DE LA DIRECCIÓN GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA ................................ 8

IV.- REVISIÓN DE LAS METODOLOGÍAS UTILIZADAS POR LOS OPERADORES PETROLEROS EN LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS ............................................................................................................................................... 9

V.- REVISIÓN DE LA DOCUMENTACIÓN DE LOS TERCEROS INDEPENDIENTES .................................................... 9

VI.- PROCESO DE REVISIÓN DE LOS VALORES PRESENTADOS POR LOS OPERADORES PETROLEROS ................... 10

VII.- PROCESO DE REVISIÓN DE LOS VALORES DE LOS OPERADORES PETROLEROS Y DE LOS TERCEROS INDEPENDIENTES ........................................................................................................................................ 27

CONCLUSIONES ........................................................................................................................................... 31



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I.- Introducción

En este documento se presenta el análisis y las conclusiones realizadas por el grupo de trabajo de reservas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) correspondientes a los reportes de evaluación de las reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 elaborados por los Operadores Petroleros, y a los reportes de las certificaciones respectivas realizadas por los Terceros Independientes.

Lo anterior, a efecto de que este Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética dé cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 43, fracciones I, incisos f) y g) y II, inciso b) de la Ley de Hidrocarburos, en materia de reservas, relativos a regular y supervisar su cumplimiento por parte de Asignatarios, Contratistas y Autorizados en las materias de cuantificación, y certificación de reservas de la Nación por parte de Terceros Independientes, así como a cuantificar el potencial de hidrocarburos del país, por lo que se deberá consolidar anualmente la información nacional de reservas que cuantifiquen los Asignatarios y Contratistas, previa revisión y análisis de los citados reportes.

El presente análisis se integró a través del proceso siguiente:

I. Suficiencia de información.

II. Revisión de la metodología utilizada por los Operadores Petroleros y los Terceros Independientes para la estimación y categorización de las reservas de hidrocarburos.

III. Revisión de las estimaciones de las reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P realizadas por los Operadores Petroleros.

IV. Análisis de la documentación de los Terceros Independientes.

V. Análisis de los criterios de diferencias entre las estimaciones realizadas por los Operadores Petroleros y aquellas contenidas en los reportes elaborados por los Terceros Independientes.

VI. Remisión de las cifras de reservas de hidrocarburos al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos para su registro y publicación, con base en la evaluación, cuantificación y certificación.

II.- Proceso General conforme a los Lineamientos de Reservas

La Comisión Nacional de Hidrocarburos lleva a cabo el proceso de análisis de reservas, obteniendo como producto final la Resolución relativa a los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por los Operadores Petroleros, y a los reportes de certificaciones de estas realizados por los Terceros Independientes, para poder consolidar las cifras de reservas nacionales.

Los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación (los Lineamientos), serán aplicables para los Operadores Petroleros, así como para los Terceros Independientes que presten servicios de certificación de Reservas de la



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Nación. En la Figura 1 se muestra el diagrama que resume las actividades necesarias en el marco del proceso de análisis conforme a los Lineamientos vigentes.

Figura 1. Actividades necesarias en el marco del proceso de análisis.

Criterio de diferencias establecido en los Lineamientos vigentes de Reservas

La diferencia absoluta entre las estimaciones del Operador Petrolero y las estimaciones de los Terceros Independientes debe ser menor o igual al 10% para las reservas 1P y menor o igual al 20% para las reservas 2P y 3P, en ambos casos, a nivel de campo y en petróleo crudo equivalente.

Una vez aplicado el criterio de diferencias, se analiza si los campos que no cumplen el criterio exceden las diferencias absolutas en petróleo crudo equivalente en quince, cincuenta, y setenta y cinco millones de barriles para las reservas 1P, 2P y 3P, respectivamente; en caso de que sí se presenten campos en alguno de estos supuestos, se iniciaría un mecanismo de revisión en ellos para resolver las diferencias que se presenten.

Para el caso de la consolidación de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019, no se presentó ningún caso que ameritara la realización de un mecanismo de revisión para resolver diferencias entre las estimaciones del Operador Petrolero y del Tercero Independiente.

En el siguiente recuadro se resumen las comunicaciones llevadas a cabo entre los Operadores Petroleros y este Órgano Regulador, con relación al procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas al 1 de enero de 2019:

|Vol Reservas por campoOperador Petrolero − Vol Reservas por campoTercero Independiente|

Vol Reservas por campoOperador Petrolero

X 100 ≤ 10%



X 100 ≤ 20%



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Operador Petrolero

Tipo de Entrega Estatus de la Entrega de la Información

Petróleos Mexicanos

Aviso del inicio del procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas

• 5 de julio de 2018. Pemex entrega el aviso del inicio del procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas al 1 de enero de 2019. PEP-DRRA-SRPARH-082-2018.


Reportes de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

• 15 de febrero de 2019. Pemex entrega los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019. PEP-DRRA-SRPARH-029-2019.


Aviso de la firma de contratos con Terceros Independientes

• 15 de febrero de 2019. Pemex da el aviso y remite copia simple de los contratos formalizados con los Terceros Independientes. PEP-DRRA-SRPARH-030-2019.



• 21 de febrero de 2019. Pemex entrega alcance de información de los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019. PEP-DRRA-SRPARH-040-2019.

Comisión Nacional de

Hidrocarburos (CNH)

Se cita a reunión de trabajo a Pemex y Terceros Independientes

• 22 de marzo de 2019. La CNH cita a reunión de trabajo a Pemex y Terceros Independientes para aclarar información relacionada con las Reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019. 250.104/2019.

Operador Petrolero


ENI México S. de R.L. de C.V.


• 27 de noviembre de 2018. ENI-México manifiesta no tener cambios en su Plan de Desarrollo Aprobado y entrega el aviso del inicio del procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-R01-L02-A1/2015. ENI-México-OUT-0397/2018.

ENI México S. de R.L. de C.V.


• 14 de febrero de 2019. ENI-México entrega los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-R01-L02-A1/2015. ENI-México-OUT-0090/2019.


Hidrocarburos (CNH)

Se cita a reunión a ENI México S. de R.L. de C.V.

• 22 de marzo de 2019. La CNH cita a reunión de trabajo a ENI México S. de R.L. de C.V., para aclarar información relacionada con las Reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 del



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Operador Petrolero


área contractual CNH-R01-L02-A1/2015. 250.105/2019.

Operador Petrolero


Hokchi Energy,

S.A. de C.V.


• 3 de julio de 2018. Hokchi Energy, S.A. de C.V., manifiesta no tener cambios en su Plan de Desarrollo Aprobado y que los volúmenes de reservas reportadas no presentan cambios del área contractual CNH-R01-L02-A2/2015. 067/2018.

Hokchi Energy,

S.A. de C.V.

Informe relativo al año de evaluación 2019

• 18 de febrero de 2019. Hokchi Energy, S.A. de C.V., manifiesta nuevamente no tener cambios en su Plan de Desarrollo Aprobado y que los volúmenes de reservas reportadas no presentan cambios del área contractual CNH-R01-L02-A2/2015. 052/2019.

Hokchi Energy,

S.A. de C.V.


• 19 de febrero de 2019. Hokchi Energy, S.A. de C.V., entrega los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 en alcance al oficio 052/2019, del área contractual CNH-R01-L02-A2/2015. 055/2019.

Operador Petrolero


Deutsche Erdoel

México, S. de R.L. de

C.V.

Aviso de la elección de Terceros Independientes

• 5 de noviembre de 2018. Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., da el aviso para la elección de Tercero Independiente del área contractual CNH-A4.OGARRIO/2018. S/N.

Deutsche Erdoel


C.V.

Copia simple del contrato formalizado con el Tercero Independiente

• 5 de noviembre de 2018. Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., remite copia simple del contrato formalizado con el Tercero Independiente del área contractual CNH-A4.OGARRIO/2018. S/N.

Deutsche Erdoel

México, S.

Aviso del inicio del procedimiento anual de

• 13 de diciembre de 2018. Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., remite aviso del inicio del procedimiento anual de cuantificación y



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Operador Petrolero


de R.L. de C.V.

cuantificación y certificación de reservas

certificación de reservas al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-A4.OGARRIO/2018. DEM/LEG/007/2018.

Deutsche Erdoel


C.V.


• 15 de febrero de 2019. Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., remite los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-A4.OGARRIO/2018. DEM/LEG/077/2019.

Operador Petrolero /

Dependencia


Petrolera Cárdenas-

Mora, S.A.P.I. de C.V.

Aviso de la elección de Terceros Independientes

• 7 de diciembre de 2018. Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., remite el aviso para la elección de Tercero Independiente del área contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. OE-PCM-083-12-18.




• 11 de diciembre de 2018. Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., remite aviso del inicio del procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. OE-PCM-084-12-18.



Copia simple del contrato formalizado con el Tercero Independiente

• 12 de diciembre de 2018. Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., remite copia simple del contrato formalizado con el Tercero Independiente del área contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. S/N.



Prórroga para la entrega de los reportes de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

• 6 de febrero de 2019. Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., solicita prórroga para la entrega de los reportes de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. OE-PCM-016-02-19.


Hidrocarburos (CNH)

Respuesta a prórroga para la entrega de los reportes de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

• 13 de febrero de 2019. La CNH otorgó prórroga a Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., para la entrega de los reportes de reservas de Hidrocarburos al 1 de enero de 2019 del área



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Operador Petrolero /

Dependencia


contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. 250.051/2019.




• 22 de febrero de 2019. Petrolera Cárdenas-Mora, S.A.P.I. de C.V., remite los reportes de reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 del área contractual CNH-A3.CÁRDENAS-MORA/2018. OE-PCM-027-02-19.

Con los reportes de reservas recibidos por parte de los Operadores Petroleros y los correspondientes a los Terceros Independientes, se inició la revisión y el análisis de las cifras de reservas en el marco del proceso anual de cuantificación y certificación de reservas al 1 de enero de 2019.

III.- Actividades de la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada

El grupo de trabajo se conformó por personal de la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada, en la que se designó al Director General como líder de proyecto, quien coordinó al equipo en la revisión, validación y análisis de los valores de reservas correspondientes.

El grupo de trabajo elaboró su análisis conforme a la metodología del Petroleum Resources Management System (PRMS), establecida por diversos organismos internacionales.

Las actividades principales que realizó dicho grupo de trabajo en la revisión fueron las siguientes:

I. Revisar la información relacionada a los análisis, evaluación y cuantificación de las estimaciones de reservas por los Operadores Petroleros, así como información respecto a la certificación de Terceros Independientes.

II. Revisar la información relacionada con los pronósticos de producción de hidrocarburos y los métodos utilizados asociados a la estimación de reservas identificando métodos de recuperación secundaria y mejorada asociados a los yacimientos; así como las actividades físicas planteadas y asociadas a las categorías de reservas en un horizonte de tiempo, entre otros.

III. Revisar los balances de reservas y los elementos que lo conforman como los descubrimientos, delimitación, desarrollo, revisiones y la producción anual para estimar algunos indicadores de reservas a nivel nacional.

Revisar las evaluaciones económicas presentadas de acuerdo a los Lineamientos para validar indicadores económicos: flujo de efectivo, Valor Presente Neto (VPN), límite económico, eficiencia de inversión (VPN/VPI), límite económico, entre otros.



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IV.- Revisión de las metodologías utilizadas por los Operadores Petroleros en la estimación de las reservas

Con base en la información de las cifras de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 entregadas por los Operadores Petroleros y las correspondientes a los Terceros Independientes, la CNH realizó un análisis y determinó las acciones siguientes en el marco de la revisión de la metodología aplicable:

• Para las reservas 1P, 2P y 3P se consultaron los documentos emitidos por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), la Society of Exploration Geophysicists (SEG), la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) y la European Association of Geoscientists & Engineers (EAGE), agrupados en el Petroleum Resources Management System (PRMS).

• Asimismo, se analizó y verificó el proceso interno y externo de evaluación y cuantificación de reservas realizadas por los Operadores Petroleros y los Terceros Independientes, a través de lineamientos, documentos y reuniones de trabajo o comparecencias, en su caso.

V.- Revisión de la documentación de los Terceros Independientes

De la información remitida a la CNH, Pemex señaló que, las compañías certificadoras de reservas que realizaron la revisión de sus evaluaciones al 1 de enero de 2019 fueron las siguientes:

1. Netherland, Sewell International (NSI);

2. DeGolyer and MacNaughton (D&M) y

Los Contratistas Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. y Petrolera Cárdenas Mora, S.A.P.I. de C.V., señalaron que contrataron para los trabajos de certificación a los Terceros Independientes RPS Group Inc y Gaffney, Cline & Associates, respectivamente.

Las citadas compañías certificadoras cuentan con registro emitido por la Comisión, para realizar trabajos de certificación de las reservas de la Nación.

Por su parte, los Contratistas Hokchi Energy, S.A. de C.V., y ENI-México, S. de R.L. de C.V., certificaron la totalidad de sus reservas en el año de evaluación anterior; asimismo, manifestaron no tener cambios en su plan de desarrollo para la extracción de hidrocarburos aprobado por la CNH, por lo que, este año de evaluación optaron por solo entregar la cuantificación de sus reservas.

PEMEX y los Contratistas expresaron que eligieron a las compañías mencionadas en virtud de que se ajustaron a las necesidades de certificación de las reservas asociadas a las Áreas de Asignación o Contractuales de las que son titulares. Lo anterior, en consistencia con el aviso de elección de Terceros Independientes remitidos por cada Operador Petrolero.



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VI.- Proceso de revisión de los valores presentados por los Operadores Petroleros

Derivado de la información recibida, se analizó la información de reservas bajo el siguiente orden:

a. Revisión y análisis de los reportes de reservas correspondientes a las categorías 1P, 2P y 3P por campo, para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente (PCE).

b. Revisión y análisis de la tasa de restitución por descubrimientos y la tasa de restitución integral.

c. Revisión y análisis de la relación reserva-producción. d. Descubrimientos.

a) Revisión y análisis del informe de reservas correspondiente a las categorías 1P, 2P y 3P para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente (PCE)

En la Tabla 1, se muestran las cifras nacionales de reservas 1P, 2P y 3P, para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente al 1 enero de 2019.

Tabla 1. Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

Categoría Aceite Gas PCE

mmb mmmpc mmb

Total 1P 6,065.9 9,654.4 7,897.3

Total 2P 11,945.0 20,824.4 15,836.2

Total 3P 19,046.9 32,367.6 25,106.1

Las cifras de reservas 1P, 2P y 3P a nivel de Asignaciones/Contratos asociados a los campos se presentan en la Tabla 2, para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente al 1 enero de 2019.


Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3P

Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb

Asignaciones 4,922.7 8,349.6 6,500.3 9,024.2 16,511.1 12,061.5 13,624.2 24,088.7 18,071.2

Asignaciones de Resguardo

95.4 264.7 145.9 504.8 1,485.9 807.0 957.2 2,804.4 1,522.6

Adjudicado en Licitaciones

280.1 226.0 324.2 687.3 518.1 784.2 936.8 778.7 1087.3

Asociaciones 53.1 145.0 84.3 78.7 224.5 126.3 95.7 284.1 155.0

Migración 352.5 275.2 408.2 722.2 790.5 885.2 830.4 1,105.7 1,052.1

No Asignado 362.1 394.0 434.3 927.9 1,294.2 1,172.0 2,602.5 3,305.9 3,217.9

Total 6,065.9 9,654.4 7,897.3 11,945.0 20,824.4 15,836.2 19,046.9 32,367.6 25,106.1

*Los valores totales pueden no coincidir por redondeo



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Reservas en los campos adjudicados en las Rondas 1, 2 y 3

Es importante destacar que para esta evaluación se consideró la cuantificación hecha por los Operadores Petroleros de los campos comprendidos en las áreas contractuales 1 y 2 que fueron adjudicadas en la Segunda Licitación de la Ronda 1, mientras que para el caso del área contractual 4 se mantuvo la cuantificación correspondiente al periodo anterior.

Para el caso de los campos adjudicados en la Tercera Licitación de la Ronda 1, Segunda y Tercera Licitación de la Ronda 2, y la Primera Licitación de la Ronda 3, se mantuvo la cuantificación correspondiente al periodo anterior descontando únicamente la producción del periodo, lo anterior en virtud de que, al 1 de enero de 2019 dichos Contratistas no presentaron un plan de desarrollo multianual para la extracción de hidrocarburos.

En la Tabla 3 se presentan las cifras de reservas 1P, 2P y 3P de los campos asociados a las licitaciones de las Rondas 1, 2 y 3, para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente al 1 enero de 2019.

Tabla 3. Reservas de hidrocarburos de los campos adjudicados en las Rondas 1, 2 y 3

1P 2P 3P

Licitaciones Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb

R01 L02 276.4 192.3 311.6 658.2 389.1 730.4 897.5 536.3 1001.3

R01 L03 3.5 11.8 8.0 22.9 42.6 33.8 24.6 91.2 45.5

R02 L02 0.0 21.4 4.1 0.0 59.3 10.6 0.0 67.3 12.2

R02 L03 0.2 0.5 0.4 0.6 4.3 1.6 1.4 19.1 5.3

R03 L01 0.0 0.0 0.0 5.6 22.8 7.8 13.2 64.8 22.9

Total 280.1 226.0 324.2 687.3 518.1 784.2 936.8 778.7 1087.3

Integración de las reservas 1P, 2P y 3P de aceite de los principales campos

En las Gráficas 1, 2 y 3 se observan los campos que contribuyen con aproximadamente el

70% de las reservas de aceite 1P, 2P y 3P, respectivamente. Los campos de aguas someras

Akal, Maloob, Ayatsil y Zaap son los 4 campos con mayores reservas de aceite del país para

el caso de las reservas 1P y 2P, mientras que para el caso de las reservas 3P, dichos 4 campos

se encuentran dentro de los 5 campos con mayores reservas de aceite.

Considerando el total de los campos mostrados, los campos de aguas someras contribuyen

con volúmenes de 3,847.3 mmb, 6,700.4 mmb y 9,962.2 mmb, para las categorías 1P, 2P y

3P, respectivamente; los campos terrestres contribuyen con 425.7 mmb, 1,680.2 mmb y

3,177.5 mmb, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente; mientras que los campos

de aguas profundas contribuyen con 252.2 mmb para la reserva 3P.



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Gráfica 1. Integración de las reservas 1P de aceite de los principales campos (mmb).


Otr

os

Malo

ob

Aya

tsil

Aka

l

Zaap

Kay

ab Ku

Pit

Ixac

hi

Bal

am

Hokc

hi

Xik

in

Onel

Corr

alil

lo

Sam

aria

Ek

Jujo

-Teco

min

oac

án

Miz

tón

Tek

el

Taj

ín

Am

oca

Tota

l

1,79

2.9

1,0

41

.9

592.

3

536.

2 49

1.9

174.

9

156.

8

148.

6

14

2.1

125.

6

122.

2

11

8.8

88.6

77.5

75.9

74

.0

72.1

68.6

58.5

58.1

48.4

6,0

65

.9

Principales campos con reservas 1P, crudo (mmb)O

tros

Aka

l

Malo

ob

Aya

tsil

Zaap

Ixac

hi

Pit

Bal

am Ku

Corr

alil

lo

Kay

ab

Am

oca

Tek

el

Xik

in

Pre

sidente

Ale

mán

Miz

tón

Hokc

hi

Taj

ín Ek

Rem

olin

o

Uts

il

Miq

uetla

Agua F

ría

Hum

apa

Onel

Coap

echaca

Esa

h

Palo

Bla

nco

Tota

l

3,56

4.5

1,57

6.1

1,0

43

.3

1,02

3.1

49

9.0

35

7.7

30

7.8

29

0.9

26

2.9

25

6.2

22

5.6

215.

2

197.

6

190.

0

18

3.1

18

2.7

177.

7

161.

6

15

7.7

146.

1

14

2.9

135.

6

12

4.3

11

4.9

10

7.7

10

2.7

10

0.0

98.0

11

,94

5.0

Principales campos con reservas 2P, crudo (mmb)



13


Integración de las reservas 1P, 2P y 3P de gas de los principales campos

En las Gráficas 4, 5 y 6 se observan los campos que contribuyen con aproximadamente el 65% de las reservas de gas 1P, 2P y 3P, respectivamente.

Considerando el total de los campos mostrados, los campos de aguas someras contribuyen con volúmenes de 2,506.6 mmmpc, 3,835.0 mmmpc y 5,009.5 mmmpc, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente; los campos terrestres contribuyen con 3,437.8 mmmpc, 8,844.0 mmmpc y 14,191.7 mmmpc, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente; mientras que los campos de aguas profundas contribuyen con volúmenes de 361.7 mmmpc, 937.8 mmmpc y 2,058.2 mmmpc, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente.

Otr

os

Aka

lAya

tsil

Malo

ob

Kay

abZaap

Ixac

hi

Pit

Corr

alil

loAm

oca Ku

Rem

olin

oBal

amPre

sidente

Ale

mán

Tek

elN

obili

sM

iquetla

Uts

ilTaj

ínH

um

apa

Ayí

nSuuk

Coyo

lXik

inM

iztó

nH

okc

hi

Ek

Coyo

tes

Am

atitlán

Agua F

ría

Pokc

he

Chapab

ilCoap

echaca

Poza

Ric

aYaxc

hé

Palo

Bla

nco

Tota

l

5,65

5.0

2,55

3.0

1,3

32

.6

1,1

97

.0

88

9.4

5

19

.7

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2.1

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4

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0.2

13

0.8

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3

12

3.5

122.

9 19

,046

.9

Principales campos con reservas 3P, crudo (mmb)



14

Gráfica 4. Integración de las reservas 1P de gas de los principales campos (mmmpc).


Otr

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67

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62.7

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.9

58

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52

.7

9,6

54

.4

Principales campos con reservas 1P, Gas (mmmpc)

Otr

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5.3

26

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243.

8

236.

4

23

3.1

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5.5

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9

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0

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15

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14

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140.

5

139.

7

138.

2

135.

4

13

4.7

20,8

24.4




15


Integración de las reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente (PCE) de los

principales campos

En las Gráficas 7, 8 y 9 se observan los campos que contribuyen con aproximadamente el 70% de las reservas de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P respectivamente.

Considerando el total de los campos mostrados, los campos de aguas someras contribuyen con volúmenes de 4,453.5 mmb, 7,514.1 mmb y 10,877.0 mmb, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente; los campos terrestres contribuyen con 1,041.4 mmb, 3,431.1 mmb y 5,943.8 mmb, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente; mientras que los campos de aguas profundas contribuyen con volúmenes de 63.5 mmb, 164.7 mmb y 859.8 mmb, para las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente.

Otr

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32

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7.6




16

Gráfica 7. Integración de las reservas 1P de PCE de los principales campos (mmb).


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97

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Principales campos con reservas 1P, PCE (mmb)

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,83

6.2




17


b) Revisión y análisis de la Tasa de Restitución por Descubrimientos y la Tasa de Restitución Integral

Uno de los indicadores para medir el comportamiento de la industria y el desempeño que tiene una compañía petrolera respecto a sus reservas y recursos es la 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 decir, es la relación que mide cuántos 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 aquí es utilizado de 2 maneras:

Tasa de Restitución por Descubrimientos (TRD)

La tasa de restitución por descubrimientos se obtiene mediante el cociente del total de reservas 1P, 2P o 3P adicionadas en un periodo, derivada de la actividad de incorporación exploratoria, y el volumen producido en el mismo periodo. El cálculo específico de la tasa de restitución de reservas por descubrimientos se realiza con base en la siguiente fórmula:

TRDescubrimientos =Incorporación

Producción × 100

En la Tabla 4 se muestran las tasas de restitución por descubrimientos, producto de las actividades exploratorias para las reservas 1P, 2P y 3P; en la Gráfica 10 se muestra el

Otr

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25

,10

6.1




18

comportamiento de la tasa de restitución por descubrimientos 1P, 2P y 3P para el producto petróleo crudo equivalente.

Tabla 4. Tasa de Restitución por Descubrimientos 1,112

Aceite (%) Gas (%) PCE (%)

Año 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P

2015 7.2 12.9 22.3 4.1 12.4 133.3 6.6 13.5 64.8

2016 12.5 38.4 68.0 3.5 9.4 18.5 10.0 30.2 54.6

2017 5.6 15.0 60.1 3.7 12.6 53.4 5.1 14.8 61.5

2018 9.8 28.0 66.8 24.4 53.4 122.0 15.4 38.1 91.3

2019 3.3 10.8 27.2 1.1 10.2 14.3 2.8 11.4 24.5

Gráfica 10. Tasa de Restitución por Descubrimientos a nivel Nacional. *Los datos corresponden al 1 de enero del año indicado.

De acuerdo con la información Nacional, la Tasa de Restitución por Descubrimientos de las reservas probadas (1P) de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2019 tuvo un decremento de 12.6 puntos porcentuales, respecto de la del año pasado; para el caso de las reservas 2P de petróleo crudo equivalente se tuvo un decremento de 26.7 puntos porcentuales, respecto de la del año pasado y para el caso de las reservas 3P de petróleo

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2015 2016 2017 2018 2019

Tasa de Restitución por Descubrimientos Nacional (%)

PCE 1P

PCE 2P

PCE 3P



19

crudo equivalente se tuvo un decremento de 66.8 puntos porcentuales, respecto de la del año pasado.

Las incorporaciones consideradas en el caso de las reservas 1P corresponden a aquellas asociadas a los descubrimientos Chocol (Cretácico), Cibix (MS 1-10), Manik NW (JSK) y Mulach (Mioceno Superior 4); para el caso de las reservas 2P se consideran los descubrimientos citados anteriormente así como Cahua (Plioceno Inferior 1, 2, 3, 4, 5, 7 y 9), Mulach (Mioceno Superior 1, 2 y 3) y Cibix (MS 11-18); mientras que para el caso de las reservas 3P se consideran los descubrimientos citados anteriormente así como Doctus (Wilcox 200) y Manik NW (BKS).

Tomando las reservas de petróleo crudo equivalente asociadas a los descubrimientos considerados en cada categoría de reserva y la producción Nacional del año 2018 de 924.9 mmb de PCE, las Tasas de Restitución por Descubrimientos de las reservas 1P, 2P y 3P de PCE al 1 de enero de 2018, representaron el 2.8%, 11.4% y 24.5%, respectivamente.

Tasa de Restitución Integral (TRI)

La tasa de restitución integral se obtiene mediante el cociente del total de reservas 1P, 2P o 3P adicionadas en un periodo, derivadas de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de yacimientos, desarrollo de campos y revisiones, y 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:

TRIntegral =Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones

Producción × 100

En la Tabla 5 y la Gráfica 11 se muestra el comportamiento de la tasa de restitución integral para las reservas 1P, 2P y 3P en los últimos 5 años.

Tabla 5. Tasa de Restitución Integral

Aceite (%) Gas (%) PCE (%)

Año 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P

2015 88.6 -28.3 -295.1 47.2 -11.5 -100.3 67.4 -41.9 -268.1

2016 -150.2 -287.1 -670.0 -13.0 -267.2 -855.4 -132.5 -335.0 -844.1

2017 23.4 46.3 165.4 -5.7 -28.1 -70.0 2.8 8.1 74.6

2018 19.5 20.1 22.7 79.6 104.1 157.5 32.4 39.4 60.9

2019 39.9 49.4 43.8 79.4 181.0 231.5 36.6 64.8 61.0



20

Gráfica 11. Tasa de Restitución Integral a nivel Nacional. *Los datos corresponden al 1 de enero del año indicado.

De acuerdo con la información presentada, las tasas de restitución integral de las reservas 1P, 2P y 3P en petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2019 son de 36.6%, 64.8% y 61.0%, respectivamente. Para esta evaluación se observa un incremento significativo con respecto al año anterior en las categorías 1P y 2P, mientras que para el caso de la categoría 3P se logró alcanzar la misma tasa del año anterior.

Los descubrimientos que incorporaron reservas al 1 de enero de 2019 en las categorías 1P, 2P y 3P (mencionados en la sección Tasa de Restitución por Descubrimientos), producto de actividades exploratorias, conjuntaron volúmenes de PCE de 25.6 mmb, 105.4 mmb y 226.3 mmb, respectivamente.

En el rubro de delimitación, el campo Terra fue el único con variaciones. En el caso de las reservas 1P y 2P, se tuvieron incrementos de 8.6 mmb de PCE en ambos casos, asociados a la recategorización de volúmenes de reservas posibles a probadas resultado de la perforación de los pozos Terra-2DEL y 144, mientras que para el caso de las reservas 3P, la disminución de 8.7 mmb de PCE se debió al mayor redimensionamiento del cuerpo de sal modelado, derivado de lo observado en la perforación de dichos pozos, resultando en la cancelación de las localizaciones adicionales que se tenían consideradas.

Los principales incrementos de reservas por concepto de desarrollo se presentaron en el campo Balam en las reservas 1P y 3P, derivado de la incorporación a producción de los

-850

-650

-450

-250

-50

150

2015 2016 2017 2018 2019

Tasa de Restitución Integral Nacional (%)

PCE 1PPCE 2PPCE 3P



21

pozos Balam-29, 47 y 51 lo que resultó en una actualización de la estrategia de producción. Las disminuciones más importantes se presentaron en los campos Kab y Onel para las reservas 1P, 2P y 3P. En el caso del campo Kab la variación se debió a los resultados obtenidos en la perforación de los pozos Kab-5 y 6, lo que derivó en una actualización del modelo estructural por la presencia de sal no considerada anteriormente. En el caso del campo Onel, la variación en las reservas se debió al ajuste de la RGA por comportamiento, por la incorporación a producción de los pozos Onel-3, 5 y 71, así como por la recategorización de reserva probada a probable asociada a la incertidumbre presente en la explotación del casquete de gas.

Las adiciones de reservas de PCE por concepto de desarrollo en las categorías 1P, 2P y 3P de 52.5 mmb, 28.4 mmb y 34.5 mmb, respectivamente, no fueron suficientes para contrarrestar las disminuciones de 101.1 mmb, 114.1 mmb y 222.8 mmb de PCE, en dichas categorías, por lo que, las variaciones netas por concepto de desarrollo resultaron en decrementos considerables de 48.6 mmb, 85.8 mmb y 188.3 mmb de PCE, en las reservas 1P, 2P y 3P, respectivamente.

En el rubro de revisiones, el campo Ixachi fue el que presentó las mayores adiciones de reservas derivado de los resultados obtenidos en la perforación del pozo Ixachi-1DEL, con el cual, se obtuvo mayor certeza en los límites del yacimiento Cretácico, incrementando así 267.6 mmb, 717.4 mmb y 948.5 mmb de PCE en las reservas 1P, 2P y 3P, respectivamente. Asimismo, el campo Ogarrio presentó adiciones considerables derivado de la revaluación realizada por el nuevo Operador Petrolero del campo, lo que resultó en incrementos de 12.6 mmb, 42.7 mmb y 61 mmb de PCE en las reservas 1P, 2P y 3P, respectivamente.

Las disminuciones de reservas por revisiones se tuvieron principalmente en los campos Maloob, Amoca, Abkatún y Xanab para las tres categorías de reservas. En el caso del campo Maloob, se debió a la alta concentración de nitrógeno observada en los pozos productores; en el caso del campo Amoca, se debió a los resultados obtenidos en el pozo Amoca-4DEL utilizados en la actualización del modelo 3D del yacimiento; en el caso del campo Abkatún, se debió a la desincorporación del proyecto de recuperación secundaria considerado anteriormente; y en el caso del campo Xanab, en donde, se tuvo el mayor decremento de reservas, se debió al incremento del flujo fraccional de agua en los pozos productores.

Producto de todas las adiciones de reservas 1P, 2P y 3P por concepto de revisión, se obtuvieron 670.1 mmb, 1,273.1 mmb y 1,608.2 mmb de PCE, respectivamente; los cuales se vieron afectados por las disminuciones de 317.3 mmb, 702.1 mmb y 1,073.3 mmb de PCE, en las mismas categorías; obteniéndose así una variación neta positiva de 352.9 mmb de PCE para la reserva 1P, 570.9 mmb de PCE para la reserva 2P y 534.9 mmb de PCE para la reserva 3P.

En las Gráficas 12, 13 y 14 se muestran en mayor detalle los valores del balance de reservas al 1 de enero de 2019, así como los rubros en donde se tuvo la mayor variación.



22

Gráfica 12. Balance de reservas 1P al 1 de enero de 2019.


8,483.7

25.6 8.6

-48.6

352.9

-924.9

7 ,897.3

Re se rvas 20 18 D e scubrimiento D e l imitación D e sarrollo Re v is ión Pr oducción Re se rvas 20 19

Variaciones de Reservas PCE 1P (mmb)

16,162.0

105.4 8.6

-85.8

570.9

-924.9

15 ,836.2





23


c) Revisión y análisis de la Relación Reserva-Producción

La Relación Reserva-Producción, se define como el cociente entre las reservas remanentes al 1 de enero de 2019 y la producción total del año 2018, los resultados en términos de PCE fueron de 8.5 años en 1P, 17.1 años en 2P y 27.1 años en 3P al 1 de enero de 2019.

En el caso de las reservas 1P de PCE al 1 de enero de 2019 se mantuvo la relación obtenida en el proceso al 1 de enero de 2018 (8.5 años); en los casos de la Relación Reserva-Producción de las reservas 2P y 3P de PCE al 1 de enero de 2019, se presentaron incrementos respecto a lo obtenido el año anterior en dichas categorías (16.1 años y 25.4 años, respectivamente).

La Relación Reserva-Producción para cada uno de los productos: aceite, gas y petróleo crudo equivalente a nivel nacional se muestran en la Tabla 6 y la Gráfica 15.

Tabla 6. Relación Reserva-Producción Nacional

Categoría Aceite (años)

Gas (años)

PCE (años)

1P 9.1 5.4 8.5

2P 18.0 11.7 17.1

3P 28.7 18.1 27.1

25,466.8

226.3

-8 .7 -188.3

534.9

-924.9

25,106.1





24

Gráfica 15. Relación Reserva-Producción 1P, 2P y 3P Nacional al 1 de enero de 2019.

d) Descubrimientos

Los descubrimientos que incorporaron reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019 se presentan en la Tabla 7 y se enlistan a continuación.

El pozo Cahua-1 ubicado en Cuencas del Sureste, fue terminado en el Terciario, descubriendo 7 yacimientos: Plioceno Inferior 1 (gas y condensado, 53 °API), Plioceno Inferior 2 (aceite negro, 25 °API), Plioceno Inferior 3 (aceite negro, 25 °API), Plioceno Inferior 4 (gas y condensado, 53 °API), Plioceno Inferior 5 (aceite negro, 25 °API), Plioceno Inferior 7 (aceite negro, 25 °API) y Plioceno Inferior 9 (gas y condensado, 53 °API); documentando volúmenes pertenecientes al campo Cahua de 36.1 mmb de PCE en las categorías 2P y 3P.

El pozo Chocol-1 ubicado en Cuencas del Sureste, fue terminado en el Cretácico y descubrió un yacimiento de aceite negro de 37 °API y documentó volúmenes pertenecientes al campo Chocol de 5.4 mmb, 7.0 mmb y 7.4 mmb de PCE, en las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente.

El pozo Cibix-1 ubicado en Cuencas del Sureste, fue terminado en el Terciario descubriendo varias formaciones pertenecientes al Mioceno, las cuales fueron agrupadas en 3 yacimientos: MS 1-10 (aceite volátil, 35 °API), MS 11-18 (aceite volátil, 36 °API) y MS Gas (gas seco); documentando volúmenes pertenecientes al campo Cibix de 4.8 mmb de PCE en las reservas 1P y 9.1 mmb de PCE para las reservas 2P y 3P.

El pozo Mulach-1 ubicado en Cuencas del Sureste, fue terminado en el Terciario descubriendo 4 yacimientos: Mioceno Superior 1 (aceite negro, 20 °API), Mioceno Superior

9.1

18.0

28.7

5.4

11.7

18.1

8.5

17.1

27.1

1P

2P

3P

Relación Reserva-Producción (años)

PCE Gas Crudo



25

2 (aceite negro, 23.6 °API), Mioceno Superior 3 (aceite negro, 22.3 °API) y Mioceno Superior 4 (aceite negro, 27.5 °API); documentando volúmenes pertenecientes al campo Mulach de 12.9 mmb, 32.6 mmb y 106.5 mmb de PCE, en las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente.

El pozo Manik-101 A ubicado en Cuencas del Sureste, fue terminado en el Jurásico y en el Cretácico, descubriendo 2 yacimientos: Btp-ks 101 (aceite negro, 22 °API) y JSK 101 (aceite negro, 33.3 °API); documentando volúmenes pertenecientes al campo Manik NW de 2.6 mmb, 20.6 mmb y 53.2 mmb de PCE, en las categorías 1P, 2P y 3P, respectivamente.

El pozo Doctus-1DL ubicado en Golfo de México Profundo, fue terminado en el Terciario descubriendo el yacimiento Wilcox 200 de aceite volátil de 42.2 °API y documentó volúmenes pertenecientes al campo Doctus de 14.2 mmb de PCE en la categoría 3P.

Tabla 7. Descubrimientos 2018 *Las cifras pueden no coincidir por redondeo

En las Figuras 3 y 4 se muestran las ubicaciones de los descubrimientos realizados en el año 2018 que incorporaron reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2019.

Aceite Gas Natural PCE Aceite Gas Natural PCE Aceite Gas Natural PCE

(mmb) (mmmpc) (mmbpce) (mmb) (mmmpc) (mmbpce) (mmb) (mmmpc) (mmbpce)

22.1 18.9 25.6 71.8 182.6 105.4 171.6 224.1 212.2

Cahua Cahua-1

Aceite Negro,

Gas y

Condensado

25 - 53 0.0 0.0 0.0 11.5 131.9 36.1 11.5 131.9 36.1

Chocol Chocol-1 Aceite Negro 37 4.5 3.7 5.4 5.9 4.8 7.0 6.2 5.0 7.4

Cibix Cibix-1Aceite Volátil,

Gas Seco35-36 3.6 6.9 4.8 6.8 13.0 9.1 6.8 13.0 9.1

Mulach Mulach-1 Aceite Negro 20-27.5 12.0 5.5 12.9 30.6 11.9 32.6 100.0 38.8 106.5

Manik NW Manik-101A Aceite Negro 22-33.3 2.1 2.8 2.6 17.0 21.0 20.6 47.2 35.4 53.2

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.5 31.0 14.2

Doctus Doctus-1DL Aceite Volátil 42.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.5 31.0 14.2

TOTAL 22.1 18.9 25.6 71.8 182.6 105.4 180.1 255.1 226.3

Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3P

Campo Pozo Tipo de Fluido °API

Cuencas del Sureste

Golfo de México Profundo



26

Figura 3. Descubrimientos 2018.

Figura 4. Descubrimiento Doctus (Wilcox 200) 2018.

Descubrimientos de Reservas 2018

Pozos Descubridores

Asignación exploratoria

Campo: CahuaYacimiento: Plioceno InferiorPozo: Cahua-1Tipo de fluido: Aceite negro, gas y condensadoCuencas del SuresteAE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-01

Campo: MulachYacimiento: Mioceno SuperiorPozo: Mulach-1Tipo de fluido: Aceite negroCuencas del SuresteAE-0051-5M-Mezcalapa-01

Campo: Manik-NWYacimiento: BTP-KS, JSKPozo: Manik-101ATipo de fluido: Aceite negroCuencas del SuresteAE-0020-2M- Okom-03

Campo: CibixYacimiento: MS 1-10, MS 11-8 y MS GasPozo: Cibix-1Tipo de fluido: Aceite volátil y gasCuencas del SuresteAE-0056-2M-Mezcalapa-06

Campo: ChocolYacimiento: CretácicoPozo: Chocol-1Tipo de fluido: Aceite negroCuencas del SuresteAE-0055-4M-Mezcalapa-05

Campo: DoctusYacimiento: Wilcox 200Pozo: Doctus-1DLTipo de fluido: Aceite volátilGolfo de México ProfundoAE-0094-2M-Cinturón Subsalino-12

Descubrimientos de Reservas 2018

Pozos Descubridores

Asignación exploratoria



27

VII.- Proceso de revisión de los valores de los Operadores Petroleros y de los Terceros Independientes

Con base en la información y los análisis referidos, la CNH elaboró un comparativo de los valores de reservas 1P, 2P y 3P para los productos aceite, gas y petróleo crudo equivalente presentados por los Operadores Petroleros y por los Terceros Independientes.

Criterios en la revisión de las diferencias en la información presentada por los Operadores Petroleros y los Terceros Independientes

Los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación, aplicables a los Operadores Petroleros y Terceros Independientes, en su artículo 23, menciona el criterio para identificar las diferencias, el cual, evalúa si las diferencias en petróleo crudo equivalente entre los valores presentados por el Operador Petrolero y los Terceros Independientes son mayores al 10% a nivel de campo para las reservas 1P y 20% para las reservas 2P y 3P. De cumplirse los supuestos antes mencionados, la Comisión podrá instruir que inicie un mecanismo de revisión para aquellos campos que excedan las diferencias absolutas en petróleo crudo equivalente en quince, cincuenta y setenta y cinco millones de barriles para las reservas 1P, 2P y 3P, respectivamente.

Para tal efecto, los Operadores Petroleros, así como los Terceros Independientes podrán aportar evidencias e información técnica o científica adicional, que no haya sido objeto de revisión durante el procedimiento, que permitan resolver o explicar dichas diferencias.

Comparativos en valores de reservas

Criterio

Cuando la diferencia absoluta entre las estimaciones de las Reservas en Petróleo Crudo Equivalente al Límite Económico sea menor o igual al diez por ciento para la categoría 1P, y menor o igual al veinte por ciento en las categorías 2P y 3P, la Comisión considerará dentro de su resolución las cifras reportadas por el Operador Petrolero en el informe relativo al Año de Evaluación.

Para la identificación de estas diferencias porcentuales se empleará el criterio que se describe en las siguientes expresiones matemáticas:

Cuando la diferencia absoluta entre las estimaciones de las Reservas en Petróleo Crudo Equivalente al Límite Económico sea mayor al diez por ciento para la categoría 1P, y mayor



X 100 ≤ 10%



X 100 ≤ 20%



28

al veinte por ciento en las categorías 2P y 3P, la Comisión aplicará el procedimiento establecido en los artículos 24 y 25 de los presentes Lineamientos, el cual refiere a las audiencias y reuniones de trabajo resultado de las diferencias identificadas y sus respectivos resultados.

En las Gráficas 16 se observan los campos que tienen las mayores diferencias en reservas 1P en petróleo crudo equivalente; todos ellos excedieron el criterio de diferencias. En la gráfica se observa una línea discontinua que separa aquellos casos en los que el Operador Petrolero estima mayor volumen de aquellos en los que el Tercero Independiente estima un mayor volumen.

Gráfica 16. Diferencias 1P en petróleo crudo equivalente.

Para la categoría 2P, las diferencias significativas que excedieron el criterio de diferencias se observan en la Gráfica 17, en petróleo crudo equivalente.

47%13.8 18%

13.722%13.3

74%11.9

25%11.3

70%-13.8 58%

-14.4

Jaat

sul

Kam

bes

ah

Uch

bal

Are

nq

ue

Po

kch

e

Tajín

May

Principales diferencias en volumen, Reservas 1P PCE (mmb)

Mayor estimación Operador

Mayor estimación

Tercero Independiente

Límite Mecanismo Revisión (15 mmb)



29


Para la categoría 3P, las diferencias significativas que excedieron el criterio de diferencias se observan en la Gráficas 18 en petróleo crudo equivalente.

47%47.3 18%

44.922%38.1

74%34.0

25%29.8

70%28.7

58%27.0

20%24.9

-23%24.9

-37%24.2

-222%22.8

-39%22.6

-71%21.0

-35%20.5

-31%-20.6

-60.0

-40.0

-20.0

0.0

20.0

40.0

60.0

Esah

Ga

llo

Po

kch

e

Bac

ab

Teo

tle

co

Are

nq

ue

Co

yote

s

Mia

hua

pán

Xu

x

Yax

ché

Teca

Uch

bal

Sole

dad

Tlac

ame

Ara

gón



Mayor estimación





30


Con base en los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación, ningún campo excedió lo criterio de diferencias en volúmenes conforme a lo establecido en el Artículo 28, por lo anterior, quedó descartado el mecanismo de revisión.

48%70

36%67

40%66

34%64

52%61

59%57

35%56

51%54

36%47

25%46

26%33

25%32

28%32

-224%-31

-27%-33

Xu

x

Pas

torí

a

Teca

Co

yote

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Mia

hua

pán

Siti

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Mu

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Yax

ché

Po

kch

e

Ga

llo

Tlac

olu

la

Miq

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it P

rofu

nd

o

Ara

gón



Mayor

estimación





31

CONCLUSIONES

De la documentación presentada por los Operadores Petroleros respecto de los reportes de evaluación y cuantificación de reservas de hidrocarburos y los reportes finales de las certificaciones, elaborados por los Terceros Independientes, así como del análisis realizado por el grupo de trabajo, se tienen las siguientes conclusiones:

i. La CNH determinó la suficiencia de información para analizar y resolver sobre la cifra Nacional de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P, al 1 de enero de 2019.

ii. Conforme a la información remitida a esta Comisión, se pudo constatar que tanto los Operadores Petroleros como los Terceros Independientes siguieron la metodología vigente al inicio del procedimiento anual de cuantificación y certificación de reservas establecida conforme a los Lineamientos. Para el caso de los Terceros Independientes, por medio del Operador Petrolero se verificó la experiencia de los mismos y la ausencia aparente de conflicto de interés para llevar a cabo las tareas realizadas.

iii. Con la información remitida por los Operadores Petroleros y con base en los Lineamientos vigentes, se realizó la integración de las reservas de hidrocarburos por categoría 1P, 2P y 3P; para aceite, gas y PCE. Asimismo, con dicha información, el grupo de trabajo calculó la tasa de restitución de reservas por descubrimientos e integral, así como la relación reserva-producción.

iv. Las cifras de las tasas de restitución integral en Petróleo Crudo Equivalente al 1 de enero de 2019 de las reservas 1P, 2P y 3P son de 36.6%, 64.8% y 61.0%, respectivamente.

v. Respecto a las Reservas 1P, la cifra consolidada presenta una reducción de 398.3 millones de barriles de aceite, lo que equivale a una disminución de 6.2%, una disminución de 368.1 mil millones de pies cúbicos de gas, el cual representa un decremento de 3.7%; y una reducción en petróleo crudo equivalente de 586.5 millones de barriles, que representa una disminución de 6.9%.

vi. Para las Reservas 2P, la cifra consolidada presenta una reducción de 335.7 millones de barriles de aceite, lo que equivale a una disminución de 2.7%, un aumento de 1,446.5 mil millones de pies cúbicos de gas, el cual representa un incremento de 7.5%; y una reducción en petróleo crudo equivalente de 325.8 millones de barriles, que representa una disminución de 2.0%.

vii. Con relación a las reservas 3P, la cifra consolidada presenta una reducción de 372.9 millones de barriles de aceite, lo que equivale a una disminución de 1.9%, un aumento de 2,347.2 miles de millones de pies cúbicos de gas, el cual representa un



32

incremento de 7.8%, y una reducción en petróleo crudo equivalente de 360.7 millones de barriles, que represente una disminución de 1.4%.

viii. Con respecto a las asociaciones entre Pemex con las compañías Petrolera Cárdenas Mora, S.A.P.I. de C.V. y Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., adicionaron volúmenes de aceite a las reservas de la Nación por el concepto de revisiones para la categoría 1P de 11.7 millones de barriles, en la categoría 2P de 28.7 millones de barriles y finalmente para las reservas 3P de 36.1 millones de barriles.

ix. En relación con los descubrimientos, Petróleos Mexicanos reportó incorporaciones en los campos Doctus, Cahua, Chocol, Cibix, Mulach y Manik NW; en la categoría 1P de 22.1 millones de barriles de aceite y 18.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P asciende en 71.8 millones de barriles de aceite y 182.6 miles de millones de pies cúbicos de gas, mientras que, para la categoría 3P es de aproximadamente 180.1 millones de barriles de aceite y 255.1 miles de millones de pies cúbicos de gas.

x. Derivado del diferimiento de las actividades producto de la limitada inversión en los campos en desarrollo por Pemex, así como la madurez de los yacimientos se observa que algunos campos se ven afectados en sus cifras de reservas, y podrían ser reclasificadas a categorías de mayor incertidumbre o inclusive recursos contingentes dado que no serían rentables para el desarrollo. Por lo anterior, se recomienda llevar a cabo las actividades asociadas a las reservas probadas de manera oportuna para disminuir la posibilidad de que dichas reservas sean reclasificadas.

xi. Las reservas asociadas a métodos de recuperación podrían verse afectadas a una disminución, producto de la falta de continuidad en las actividades, estudios, pruebas, entre otros aspectos, los cuales se han ido desfasando en los últimos años y que no permiten madurar los proyectos a la etapa de la comercialidad. Asimismo, debido a que la extracción de los yacimientos cambia las condiciones dinámicas, pudiera incidir en la factibilidad de aplicación de métodos visualizados en los planes de desarrollo, generando pérdida de valor y menor rentabilidad para el Estado Mexicano. Lo anterior puede resultar en la inadecuada administración de los yacimientos, en reservas asociadas que podrían ser reclasificadas a recursos contingentes o hasta en volúmenes no recuperables.

xii. Es recomendable que los operadores contemplen la adecuada maduración de los recursos a reservas de acuerdo con las mejores prácticas de la industria y que se encuentren sustentadas mediante los planes de desarrollo para la extracción aprobados.



33

xiii. Resultado de los procesos mencionados en el presente documento, los valores de reservas de hidrocarburos presentados por el grupo de trabajo al Órgano de Gobierno son los siguientes:


Categoría Aceite Gas PCE

mmb mmmpc mmb

Total 1P 6,065.9 9,654.4 7,897.3

Total 2P 11,945.0 20,824.4 15,836.2

Total 3P 19,046.9 32,367.6 25,106.1

Responsable de la Elaboración del Documento

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