El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos informó el estado de las reservas de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del 2021.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la consolidación de reservas de hidrocarburos entregada por los operadores que trabajando en el país, las cuales muestran que las reservas de Petróleo Crudo Equivalente (PCE) se redujeron en 1% de un año a otro.
De acuerdo con los datos del regulador, las reservas 1P (Probadas) pasaron de 8 mil 061 millones de barriles en 2020 a 7 mil 985 millones de barriles en 2021.
Las reservas 2P (Probadas y Probables) cayeron en 4.1%, al disminuirse en 656 mil barriles de un año a otro.
Mientras que las reservas 3P (Probadas, Probables y Posibles) cayeron del 2020 al 2021 en 1% el equivalente a 2 mil 018 millones de barriles, al pasar de 23 mil 083 en 2020 a 22 mil 847 millones de barriles en 2021.
De acuerdo con el reporte, las reservas 1P de aceite se disminuyeron en 3.6% de un año a otro mientras que las de gas se incrementaron en 7.5%.
Mientras que las reservas 2P de aceite se disminuyeron en 5.2%, las de gas se disminuyeron en 2.6%.
Por otra parte, las reservas 3P de aceite disminuyeron de un año a otro en 3.4%, mientras que las de gas se incrementaron en 3.6%.
La tasa restitución de reservas al 1 de enero para las reservas 1P fue de 20.1%, 2P de 61.1% y 3P de 150.8%.
La relación reserva producción es de 9.7 años para las reservas 1P de aceite y de 5.6 años para gas, mientras que las 2P es de 18.2 años para aceite y 11.4 para gas y las 3P es de 27.1 para aceite y 17.1 años para gas.
De acuerdo con los datos del regulador, el año pasado siete operadores aportaron reservas y este año se sumaron Operadora de Campos DWF, Pantera E&P, GS Oil & Gas y Consorcio Petrolero 5M.
El regulador destacó las aportaciones de los campos Quesqui, Terra e Ixachi de 88.1, 4.2 y 4.4 millones de barriles de aceite y de 323, 9.8 y 36.8 miles de millones de pies cúbicos de gas.
La CNH explicó que las variaciones en las reservas a disminuciones y ajustes a las estimaciones en los campos prioritarios de Pemex, así como en campo Akal, Ayatsil, Agua Fría, Tujo-Tecomioacán y la declinación natural de los campos maduros.
