Source: https://www.scribd.com/document/205999517/Libro-de-Reservas-CNH-2012
Timestamp: 2020-06-03 05:17:23+00:00

Document:
Libro de Reservas CNH 2012 | Naciones Unidas | Política internacional
saveSave Libro de Reservas CNH 2012 For Later
Pemex Glutardeido
ANEXOS TECNICOS 18575110-545-11
Dr. Edgar R. Rangel Germán
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
Lic. Carla Gabriela González Rodríguez
Marco legal de la aprobación de los Reportes
Tasas de restitución por descubrimientos de
de Reservas de Hidrocarburos
Definición y clasificación de reservas
Tasa de Restitución Integrales de México
Clasificación de reservas y recursos conforme al
Relación Reserva - Producción (R/P)
X. Comparación de Valores entre Pemex y las
Clasificación de la Naciones Unidas para los recursos y reservas minerales
Tablas de Diferencias Pemex y las Empresas Certificadoras
Reservas y su relación con proyectos de
ANEXO I. Tasas de Restitución Nivel Región
Interpretación de la Comisión Nacional de
ANEXO II. Tasas de Restitución a Nivel Activo
Hidrocarburos sobre la clasificación de los recursos y reservas
ANEXO III. Relación Reserva Producción por Región y Activo
Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos conforme a las guías del SPE- PRMS
ANEXO IV. Cálculo Probabilista del Volumen Original
Disposiciones de la SEC para reservas
ANEXO V. Metodología de Cálculo para la
Obtención del Petroleo Crudo Equivalente
ANEXO VI. Definiciones originales de Reservas
del SPE-PRMS
Reconocimiento de recursos No Convencionales
Definición de “certidumbre razonable”
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
Proceso general de certificación de reservas
Proceso de estimación y clasificación de reservas
Proceso general de dictamen de las
reservas por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
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
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
validez y actualidad con base en las mejores prácticas internacionales, la Comisión consideró oportuno
necesario realizar modificaciones adicionales a los lineamientos con el objetivo de incorporar las
experiencias adquiridas durante la aplicación en los periodos anteriores.
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.
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 60.2 1 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.
desarrollo de las actividades relacionadas con la toma de información y, su interpretación, base para
visualización y conceptualización de los proyectos para su explotación, permitirán en el futuro poder
categorizar estos recursos como reservas en sus diferentes categorías.
2 Marco legal de la aprobación de los Reportes de Reservas de Hidrocarburos
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.
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.01.004/10 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.
3 Definición y clasificación de reservas
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.
Clasificación de reservas y recursos conforme al Petroleum Resources Management System (PRMS)
Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources Management System, PRMS)
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.
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
acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificadas, basadas en
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
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.
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
Existe una probabilidad de al menos 90
que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a
(reservas 1P).
Existe una probabilidad de al
que las cantidades a recuperar
menos 50 por ciento de
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).
Probabilidad de al menos (%)
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.
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
Volumen remanente,
216,219 mmb
Volumen prospectivo
24,367 mmb
39,695 mmb
10,025 mmb
Volumen remanente ﬁnal, 185,607 mmb
Reserva Posible, 12,039 mmb
Reserva Probable, 8,548 mmb
Figura 2.2. Clasificación de Recursos y Reservas en México al 1 de enero del 2012 conforme a la PRMS, Gas
56,175 mmmpc
Producción Acumulada,
69,255 mmmpc
Volumen remanente ,
188,228 mmmpc
Reserva Probada,
17,224 mmmpc
Volumen remanente ﬁnal 126,587 mmmpc
Reserva Posible,
26,804 mmmpc
Reserva Probable,
17,613 mmmpc
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 - 1997. 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, 2010.
la UNFC - 2004. 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 - 2009.
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
4 Committee for Mineral Reserves International Reporting Standards (CRIRSCO)
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)
destinada a la venta
331 322 332 323 333 324 334
Proyectos no comerciales
Existencia de cantidades adicionales
Cantidades extraidas
123 Codi cación (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.
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 http://capcp.psu.edu/RussianData/data/classification.pdf
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).
NPD/FUN
CLASIFICACIÓN RUSA RF
Clasiﬁcación de Recursos
Categorías por nivel de proyecto
Petróleo vendido y entregado
y Entegado
1 En Producción
5A/F
8 Prospecto
Volumen Original de Hidrocarburos Total in-situ
Volumen Original de Hidrocarburos Descubierto
Sub-Comerciales
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.
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
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
Figura 7. Proceso de ajuste reservas anual conforme a cambios o modificaciones del proyecto.
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
Sensibilidad: Reservas
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 asociada
Producción Base
Reparaciones menores, estimulaciones, fracturamientos
Reentradas, cambios de intervalo
Desarrollo de pozos intermedios
Áreas no drenadas
PND o Probable
PDP o Probable
Conversiones a BM, BN, BEC *
Inyección de agua y gas
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 )
Figura 9. Tipos de proyectos y su relación con las categorías de reservas
Interpretación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre la clasificación de los
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
y Delimitación
Recursos Contigentes
Sub. Comercial
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.
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.
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.
Incremento de la Tecnología
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.
4 Disposiciones de la SEC para reservas probadas
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 2010. A continuación se describen de manera general los requerimientos y disposiciones emitidas por la SEC en relación al registro y reconocimiento de las
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.
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.
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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
5 Proceso general de certificación de reservas
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.
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.
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:
Figura 12. Proceso de estimación y clasificación de reservas
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.
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
Altamente fracturado (Fracturas con gran permeabilidad)
Grandes vúgulos
Matríz sólida (con muy baja permeabilidad)
8 Tiab, Djebbar y Donaldson, Erle. “Petrophysics”. Elsevier, 2ª Edición, 2004
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 2012.
9 Worthington, Paul F. The Petrophysics of Problematic Reservoirs. Journal of Petroleum Technology. Vol. 63, 2011.
• 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.
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
Conversión a Profundidad
Horizontes Convertidos a Prof.
y Calibrados con Pozos
Modelo Estructural (Prof.)
Horizontes Interpretados
Horizontes Modelados
Sismica 2D & Calibración de Pozos
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, 103501- MS, Journal of Petroleum Technology, Vol. 59, No. 8, 2007
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
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, 1993.
∆p y Derivada (psi)
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, 2008.
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 25233-PA, 1997.
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 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, 1993.
Salida Aceite y Gas
Gradiente de Flujo con
RGA de formación
bombeo de líquido
∆P Bomba
fondo ﬂuyendo
14 Guo, Boyun; Lyons, William C. y Ghalambor, Ali. Petroleum Production Engineering. A Computer-Assisted Approach. Elsevier, Estados Unidos, 2007.
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, 1993.
15 Economides Michael J. et al
• 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
• 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
6 Proceso general de dictamen de las reservas por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
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 07.001/10).
La actualización con cifras al 1 de enero de 2013 se presentará en el segundo semestre de 2013.
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)
Notiﬁcar a
anual de Pemex
Avisar al
Deﬁnir cronograma
CNH/Pemex/TI
Analizar aviso
Recibir reportes
ﬁnales de Pemex
suﬁciencia
Emitir Acuerdo
Dif. Estimaciones >10%
¿Información
Dif. Estimaciones <10%
reportes (”A”)
Deﬁnir y
para “B”
> 5% Activo
< 5% Región
Emitir resolución por
la que seaprueba el
dictamen para
“A”, “B”.
reporte (Grupo
Gobierno CNH)
Diferencias rechazadas
Evalución Técnica
Processo de Dicatmen de Reserva
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 2012. 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 2014.
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.
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.
7 Análisis de los reportes de reservas enviados por Pemex
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.
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
12,526.3
18,689.0
26,163.0
43,837.4
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
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
Figura 22. Integración de los activos Región Marina Suroeste
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
Figura 23. Integración de los activos Región Norte
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
Figura 24. Integración de los activos Región Sur
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
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
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
18,688.9
12,526.2
43,837.3
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
11,595.3
18,573.3
30,612.5
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
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
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
11.499.1
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
7,845.5
11,529.7
33,958.1
6,437.2
17,224.4
17,612.5
26,804.0
34,836.8
61,640.9
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
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
15.388.1
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
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
Samaria Luna
Macuspana - Muspac
Ku - Maloob - Zaap
Abkatún - Pol - Chuc
Figura 35. Integración de Reservas a Nivel Activo 1P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012
Ku - Maloob - 3,796 Zaap
Samaria 1,883
Bellota 1,300
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
Veracruz 0.7% Poza Rica Altamira
Figura 37. Integración de Reservas a Nivel Activo 2P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012
Aceite Terciario del 6,488 Golfo
Ku - Maloob - 5,460 Zaap
Samaria 2,254 Luna
Bellota 1,757
Abkatún - Pol - 1,290
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
Macuspana - Muspac Cinco Presidentes Bellota Jujo Veracruz 0.5% Poza Rica Altamira
Figura 39. Integración de Reservas a Nivel Activo 3P - Petróleo Crudo Equivalente (mmbpce) al 1 de enero de 2012
Aceite Terciario del 17,036 Golfo
Ku - Maloob - 7,173 Zaap
Samaria 2,436
Bellota 1,898
Abkatún - Pol - 1,463
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
Veracruz 0.1%
Burgos 0.1%
Figura 41. Integración de Reservas a Nivel Activo 1P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012
Ku - Maloob - 3,503
Samaria 1,151
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
Macuspana - Muspac Cinco Presidentes
Bellota Jujo Veracruz 0.1% Poza Rica Altamira
Burgos 0.0%
Figura 43. Integración de Reservas a Nivel Activo 2P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012
Ku - Maloob - 5,084 Zaap
Aceite Terciario del 4,065 Golfo
Samaria 1,397
Bellota 1,218
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
Cinco Presidentes 1.1% Bellota Jujo Veracruz 0.1%
Poza Rica Altamira Burgos 0.0%
Figura 45. Integración de Reservas a Nivel Activo 3P - Aceite (mmb) al 1 de enero de 2012

References: Artículo 27
 Artículo 10
 Artículo 27
 Artículo 5
 Artículo 27
 Artículo 33
 Artículo 4
 Artículo 4
 Artículo 4
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución