Resolución de Reservas 2P y 3P 2016 - gob.mx · 1 de enero al 15 de febrero de 2017 • 30 de enero. Solicita prórroga para la entrega de la información de las reservas al 1 de

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Contenido


12435

Proceso

Criterios de Diferencias

Análisis de la Información

Descubrimientos

Indicadores de Reservas

3

Proceso

Entrega de la información


Tipo de Entrega Programa Estatus

Informe del Operador Petrolero

1 de enero al 15 de febrero de

2017

• 30 de enero. Solicita prórroga para la entrega de la informaciónde las reservas al 1 de enero de 2017. PEP-DRRA-SRPARH-08-2017.

• 1 de febrero. Se atiende solicitud de prórroga: reservas 2P y 3Ppara el 14 de marzo. 220.041/2017.

• 14 de marzo. Entrega de la información de reservas 2P y 3P al1 de enero de 2017. PEP-DRRA-SRPARH-30-2017.

Comparecencias12-19 de mayo

de 2017• Realizadas de acuerdo al oficio 250.143/2017.

Con la información recibida, se realizó la suficiencia documental

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Criterios de Diferencias


Criterios aplicados a nivel de Campo 2P y 3P

Primer Criterio

Segundo Criterio

Reservas por campo𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑃𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑟𝑜 −Reservas por campo𝑇𝑒𝑟𝑐𝑒𝑟𝑜 𝐼𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒

Reservas por campo𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑃𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑟𝑜≤ 0.2

Reservas por campo𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑃𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑟𝑜 −Reservas por campo𝑇𝑒𝑟𝑐𝑒𝑟𝑜 𝐼𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒

Reservas de los campos certificados𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑃𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑟𝑜≤ 0.05

5

Criterios de Diferencias 2P


Primer Criterio >20%

41 45 35

125

26 3122

5326

170

123

24 23

-53 -54

-99-79

-28

-173

-29 -39

35%

22% 72% 27%

40%

31% 66% 70%

47%64%

53%

45%

55% 35%

31% 190%

30%75%

39%

933%

75%85%

Aka

l

Ek

Bac

ab

Esah

Xan

ab

Yaxc

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Am

atit

lán

Cac

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aten

go

Gal

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Poza

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Xux

Ara

gón

Co

rral

illo

Co

yol

Co

yula

Furb

ero

Cu

itlá

hu

ac

Éban

o

Principales diferencias en volumen, reservas 2P en PCE (mmb)752

Pre

sid

ente

Ale

mán

Éban

oC

hap

acao

Mayor estimación Operador

Mayor estimación Tercero Independiente

6

Criterios de Diferencias 3P


Primer Criterio >20%

124

53 48 61 103 98

215 214

60 42

74

-50 -47 -93

-177

-80 -55

-148

-41

-103 -66

26%

22%

41% 38% 35%30% 36%

48% 38%

58% 35%66%

28% 79%106%

35%

22%55%

114%

28%

28%31%

Aka

l

Ku

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sul

Kab

Teca

Xan

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Am

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lán

Pres

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Rem

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Co

yula

Furb

ero

Ho

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nes

Hu

map

a

Palo

B

Principales diferencias en volumen, reservas 3P en PCE (mmb)

800

Pre

sid

ente

Ale

mán

Pal

oB

lan

co

Mayor estimación Operador

Mayor estimación Tercero Independiente

7

Segundo Criterio de Diferencias


Campos Certificados < 5%

Zona Aceite Gas Natural PCE

Aguas SomerasAguas ProfundasTerrestre

2P y 3P

Aplicando el segundo criterio de diferencias se observó, que para todoslos campos las diferencias son menores al 5%, respecto a las reservascertificadas en el año, en aceite, gas y petróleo crudo equivalente.

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Análisis de la InformaciónReservas 2P


CategoríaCifra Aceite

mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 2P 13,272.7 22,026.3 17,792.3

2016


mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 2P 12,849.5 19,300.9 16,769.3

Variación Porcentual

Cifras nacionales al 1 de enero de 2016

-3.2% -12.4% -5.7%

2017


9

Análisis de la InformaciónReservas 3P



mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 3P 19,454.6 32,567.9 26,140.3

2016


mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 3P 19,970.3 28,950.3 25,858.1

Variación Porcentual


+2.7% -11.1% -1.1%

2017


10

Evolución de las reservas de Aceite


* Las cifras corresponden al 1 de enero del año indicado

10.4 10.4 10.2 10.0 10.1 9.8 9.77.6 7.0

10.4 10.0 10.78.5 8.5 7.8 6.8

5.6 5.8

10.1 10.1 9.612.0 12.3

11.7

9.3

6.2 7.1

30.9 30.5 30.5 30.6 30.829.3

25.8

19.5 20.0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Valores al 1 de enero de cada año(miles de millones de barriles de aceite)

Probada Probable Posible

+2.7%

11

Evolución de las reservas de Gas



17.6 16.8 17.3 17.2 17.1 16.5 15.3 12.7 10.4

20.1 20.7 20.917.6 17.8 16.7

15.3

9.48.9

22.6 23.7 23.0 26.8 28.326.4

24.3

10.59.6

60.4 61.2 61.3 61.6 63.259.7

54.9

32.629.0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Valores al 1 de enero de cada año(billones de pies cúbicos de gas)


-11.1%

12

Evolución de las reservas en PCE



14.3 14.0 13.8 13.8 13.9 13.4 13.010.2 9.2

14.5 14.2 15.012.4 12.3 11.4 10.0

7.5 7.6

14.7 14.8 14.2 17.7 18.417.3

14.4

8.3 9.1

43.6 43.1 43.0 43.8 44.542.2

37.4

26.1 25.9

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Valores al 1 de enero de cada año(miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)


-1.1%

13

Descubrimientos


Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3P

Campo Pozo Tipo de Fluido °APIAceite(mmb)

GasNatural

(mmmpc)

PCE(mmb)

Aceite(mmb)

GasNatural

(mmmpc)

PCE(mmb)

Aceite(mmb)

GasNatural

(mmmpc)

PCE(mmb)

43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 473.5 1,136.4 684.0

Golfo de México Profundo - - - - - - 207.3 471.4 300.6

Doctus Doctus-1 Aceite 39 - - - - - - 97.0 292.4 154.8

Nobilis Nobilis-1 Aceite 42 - - - - - - 110.4 179.0 145.8

Sureste 43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 266.2 665.0 383.4

Pokche Pokche-1 Aceite 42 43.9 78.8 57.1 78.0 140.2 101.5 143.5 258.0 186.8

Teca Teca-1 Aceite y GHNA 32 - - - 28.0 120.7 50.0 100.1 395.4 172.1

Uchbal Uchbal-1 Aceite 22 - - - 12.3 6.3 13.3 22.5 11.6 24.5

Descubrimientos 2016Golfo de México Profundo

Pozos Exploratorios PEMEXAsignaciones PEMEX

Descubrimientos 2016Cuenca del Sureste

Pozos Exploratorios PEMEXAsignaciones PEMEX

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Indicadores de reservas 2017


Integral 2P Descubrimientos 2P

Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE

46.3% -28.1% 8.1% 15% 12.6% 14.8%

Tasa de Restitución 2P

Relación Reserva-Producción 2P

Aceite 2P

Gas2P

PCE2P

Relación Reserva-Producción (años) 16.3 9.1 15.1

15

Indicadores de reservas 2017


Integral 3P Descubrimientos 3P

Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE

165.4% -70.0% 74.6% 60.1% 53.4% 61.5%

Tasa de Restitución 3P

Relación Reserva-Producción 3P

Aceite 3P

Gas3P

PCE3P

Relación Reserva-Producción (años) 25.3 13.6 23.2

16

Reservas 2P 2017 vs 2016 PCE (mmbpce)


17,792.3 16,769.3 Diferencias de Reservas 2P

1,022.9 (mmbpce)

Reservas 2P D escubrimiento D elimitación D esarrollo Revisiones Producción Reservas 2P2 0 16 2 017

-200.9

723.7

-597.6-1 ,112.9

164.8

(Tsimín)

17

Reservas 3P 2017 vs 2016 PCE (mmbpce)


26,140.3 25,858.1 Diferencias de Reservas 3P

282.2 (mmbpce)

Reservas 3P D escubrimiento D elimitación D esarrollo Revisiones Producción Reservas 3P2 0 16 2 017

-372.5

831.6

-312.5 -1 ,112.9

684.0

(Tsimín)

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Explicación de la variación de reservas 2P y 3P


Aguas Someras

La irrupción temprana deagua en el campo Ixtal,derivó en la disminuciónde reservas en ambascategorías.

Las actividades dedelimitación, definieronuna estructura demenores dimensiones, conlo que el campo Tsimíndisminuyó sus reservas entodas las categorías.

Aguas Profundas

Disminución en lasactividades de desarrolloy actualización de lasrecuperaciones por pozoen el Paleocanal deChicontepec.

Terrestre

Disminución delocalizaciones debido a lairrupción de fluidos nodeseados hacia los pozos,en el complejo Antonio J.Bermúdez.

Campos Maduros en suetapa de declinación.

Mejor comportamiento deproducción y mayor factorde recuperación delcampo Ayatsil y ajuste alas reservas de los camposTekel y Utsil dadas lascaracterísticas similares.

Reclasificación del campoMaximino a la categoría3P

Incremento de lasreservas 3P del campoTrión, por reinterpretaciónsísmica y por el cambio enla estrategia de desarrollo.

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Consolidación Nacional


Resultado de los procesos mencionados en el presente análisis, los valores dereservas de hidrocarburos presentados por el grupo de trabajo al Órgano deGobierno son los siguientes:


mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 2P 12,849.5 19,300.9 16,769.3

Reservas 2P al 1 de enero de 2017


mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 3P 19,970.3 28,950.3 25,858.1

Reservas 3P al 1 de enero de 2017

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