Ciudad de México (Iliana Chávez / Energía Hoy).- La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que al 1° de enero de 2020, las reservas 1P presentaron un incremento de 4.6% en aceite, una disminución de (-) 3.8% en gas y un incremento de 2.1% en petróleo crudo equivalente, en relación con las cifras al 1° de enero de 2019.
Durante la 33ª Sesión Extraordinaria el Órgano de Gobierno de la CNH aprobó la Resolución sobre la consolidación y publicación de los valores de las reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos de la Nación al 1° de enero de 2020. Detalló que en la categoría 2P presenta incrementos de 1.3% en aceite, 0.6% en gas y 0.4% en petróleo crudo equivalente, respecto a las cifras al 1° de enero de 2019. En la categoría 3P presenta disminuciones de (-) 6.9% en aceite, (-) 8.2% en el gas y de (-) 8.0% en petróleo crudo equivalente, respecto a las cifras al 1o de enero de 2019.
La distribución de reservas en Petróleo Crudo Equivalente al 1° de enero de 2020 se da de la siguiente forma: Reservas 1P, 80% en Asignaciones, 6% en Migraciones, 6% en Licitaciones, 2% en Asignaciones de Resguardo, 1% en Asociaciones y 5% No Asignado. Con relación a las Reservas 2P, la distribución es: 73% en Asignaciones, 9% en Licitaciones, 5% en Migraciones, 5% en Asignaciones de Resguardo, 1% en Asociaciones y 7 % No Asignado. Finalmente, en el caso de las Reservas 3P, 68% corresponde a Asignaciones, el 8 % en Licitaciones, 6% en Asignaciones de Resguardo, 4 en Migraciones, 1% en Asociaciones y 13% No Asignado.
Los Operadores Petroleros que cuantificaron y certificaron reservas al 1° de enero de 2020, son:
Pemex Exploración y Producción.
Hokchi Energy, S.A. de C.V.
Petrolera Cárdenas Mora, S.A.P.I. de C.V.
ENI Mexico S. de R.L. de C.V.
Wintershall DEA México, S. de R.L. de C.V.
Fieldwood Energy E&P México S. de R.L. de C.V.
Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V.
Strata CPB, S.A.P.I de C.V. / Strata CR, S.A.P.I de C.V.
Petrofac México, S.A. de C.V.
Servicios Múltiples de Burgos S.A. de C.V.
Diavaz Offshore, S.A.P.I de C.V.
DS Servicios Petroleros, S.A. de C.V.
Los primeros cinco operadores petroleros ya reportaban cifras de reservas a la CNH, mientras que el resto de los contratistas, reportan reservas por primera ocasión.
Para el proceso de reservas al 1° de enero de 2020, se revisaron las variaciones en cada una de las categorías, destacando la reclasificación a Recursos Contingentes de los campos Xulum, Xicope y Xaxamani, así como, Aguas Profundas, No Convencionales y campos en Proceso de Evaluación. Adicionalmente, se desincorporó el volumen de recuperación mejorada del campo Akal; el campo Teca presentó disminuciones en las Reservas 3P y algunos campos prioritarios, tales como Esah y Xikin; sin embargo, los campos Koban y Vinik incorporaron Reservas; asimismo, se presentó incrementos de reservas en los campos Ayatsil, Ichalkil, Ixachi y Nejo.
La CNH también autorizó a Pemex Exploración y Producción realizar la perforación del Pozo Delimitador en aguas someras Xolotl-1DEL. El pozo está contemplado en el escenario base e incremental del Programa de Evaluación del descubrimiento Xolotl, aprobado por la CNH el 28 de julio de 2020 mediante la Resolución CNH E.31.001/2020, correspondiente a la Asignación AE-0151-Uchukil, con una superficie total de 1,103 km², localizada frente a las costas de Tabasco perteneciente a la provincia petrolera Cuencas del Sureste.
El objetivo de la construcción del pozo es para confirmar el espesor y la calidad de la roca del yacimiento (piloto). Si el Pozo es exitoso, en el escenario incremental se perforará una sección horizontal con el objetivo de realizar una prueba de alcance extendido.
Dicho pozo tiene como objetivo el Mioceno Superior (para el agujero piloto y la sección horizontal), donde se espera encontrar aceite de 25º API. La profundidad total programada, en metros desarrollados bajo mesa rotaria, es de 4,066 metros para el agujero piloto y 4,721 metros para la sección horizontal. El programa de perforación y terminación del pozo es de 80 días: 66 días para la perforación (del 7 de agosto al 12 de octubre de 2020), y 14 días para la terminación (del 13 al 27 de octubre de 2020).
Los costos del pozo ascienden a 30.0 MMUSD. Se estima encontrar un recurso contingente de 8 MMbpce, con una probabilidad de éxito geológico del 90%.
