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Las reservas de hidrocarburos del país se restituyeron en 137 por ciento al agregarse 1 mil 253 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), principalmente por la incorporación de los campos Zama, Tupilco Profundo y Yaxché.
Esta mañana, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) presentó la consolidación de las reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2023.
En la 6ª reunión extraordinaria del órgano de gobierno de la Comisión, Alan Barkely Velásquez, de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión, expuso que las reservas posibles, llamadas 3P y que representan el total de las reservas del país, alcanzaron los 23 mil 81 mmbpce, de los cuales 17 mil 561 mmbpce son de aceite y los 31 mil 558 millones corresponden a gas natural, lo que equivale a una tasa de restitución de 137 por ciento, destacó el organismo.
“Tenemos aproximadamente 1 mil 250 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) que se van a consolidar en este ciclo por descubrimientos”, expuso el funcionario.
En total, la incorporación de reservas 3P tuvieron una tasa de restitución integral de 201 por ciento, considerando incorporación de nuevos campos, delimitaciones, desarrollo y revisiones, precisó.
Tasa de restitución de reservas 3P
(Fuente: CNH)
Zama, un campo unificado en el que Pemex posee poco más de 50 por ciento de participación, tiene un estimado de reservas de entre 400 y 800 mmbpce, mientras que Tupilco Profundo –perteneciente a la asignación Comalcalco– podría llegar a los 200 millones. Yaxché, por su parte, tendría un estimado original de poco más de 172 mmbpce.
Por entidad federativa, la mayor parte se localizan en el estado de Campeche, con 8 mil 806 mmbpce, seguido de Tabasco con 5 mil 521 millones y en tercer sitio Veracruz con 5 mil 176 millones de barriles.
El resto de los estados con mayores reservas son Puebla, Tamaulipas, Nuevo León, Chiapas, San Luis Potosí y Coahuila.
“En el año 2023, tenemos la integración del informe de evaluación del campo Zama, campo Tupilco profundo, Yaxché, que son los que mayor aporte hacen a las reservas. Lo anterior basado en la tecnología disponible a la fecha de evaluación, políticas públicas, fiscales y precio de los hidrocarburos”, detalló Barkely.
Las reservas se reparten en 801 yacimientos, de los cuales 742 tienen proyectos de recuperación primaria, 56 de recuperación secundaria y 4 tienen documentados proyectos de recuperación mejorada, entre ellos, de vapor.
“El 87 por ciento de recuperación adicional corresponde a proyectos de inyección de agua”, agregó el expositor.
La consolidación de las reservas se elaboró a partir de los informes presentados por los 22 operadores, incluido Petróleos Mexicanos (Pemex), que comprenden 496 campos, de los cuales 382 certificaron reservas y 114 mantienen su certificación anterior.
Respecto a las reservas probables, o 2P, en la sesión de este día se explicó que ascienden a 15 mil 138 mmbpce, conformadas por 11 mil 515 millones de aceite y 20.5 billones de pies cúbicos de gas.
(Fuente: CNH)
Por operador, 87.3 por ciento se encuentra en las asignaciones de Pemex, en tanto que el 12.7 por ciento restante está bajo las empresas operadoras privadas. Tan solo Fieldwood Energy posee 4.7 por ciento del total.
En la sesión se destacó, por un lado, que se detuvo la tendencia hacia la baja en la incorporación de reservas de los últimos años, y por el otro que es la primera vez en que dicha restitución supera el cien por ciento.
“Me satisface y me agrada ver que en la reserva 1P de hidrocarburos sobre pasa el 100 por ciento”, comentó el comisionado Salvador Ortuño Arzate.
Sin embargo, aún con ello, las cifras al primer mes del año se encuentran todavía por debajo de las registrada en 2019.
En ese año, las reservas totales se encontraban en los 25 mil 106 mmbpce, esto es, 8 por ciento arriba con respecto a la cifra de 2023.
Los datos de la CNH demuestran que las reservas de petróleo crudo descendieron en la misma proporción en tanto que las de gas lo hicieron en 2.5 por ciento.
