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Distribución de las reservas de hidrocarburos<br />
equivalente, respectivamente. Aunado a las incorporaciones<br />
exploratorias, el incremento por 46.3 millones<br />
de barriles de petróleo crudo equivalente en Kab,<br />
por el reprocesamiento e interpretación de la nueva<br />
información sísmica y perforación del pozo de desarrollo<br />
Kab-121, contribuyó al incremento antes citado.<br />
Por otra parte, en Sinán en el yacimiento Jurásico<br />
se tuvo un incremento por 3.2 millones de barriles de<br />
petróleo crudo equivalente, por concepto de desarrollo<br />
de campos.<br />
La figura 5.16 ilustra el balance de la reserva 3P para<br />
llegar al 1 de enero de 2007 en términos de petróleo<br />
crudo equivalente y su <strong>com</strong>paración con los años<br />
2004, 2005 y 2006.<br />
Relación reserva-producción<br />
Para la Región Marina Suroeste, la relación reserva<br />
probada-producción es de 7 años, considerando una<br />
producción constante de 244.7 millones de barriles<br />
de petróleo crudo equivalente. Por otra parte, para el<br />
caso de la reserva probada más probable, el número<br />
de años asciende a 11 años, mientras que usando la<br />
reserva 3P el resultado es 19 años. En particular, el<br />
Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta el valor más<br />
bajo para esta relación con 5 años, usando la reserva<br />
probada, en tanto que para el Activo Integral Litoral<br />
de Tabasco resulta de 10 años.<br />
Cuando se utilizan las reservas 2P de cada uno de los<br />
activos integrales, las relaciones resultan de 7 y 19<br />
años, para Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco,<br />
respectivamente. Usando las reservas 3P, persiste la<br />
misma variación entre los dos activos al obtenerse<br />
valores de 9 años para el Activo Integral Abkatún-Pol-<br />
Chuc y de 38 años para Litoral de Tabasco.<br />
Reservas por tipo de fluido<br />
La distribución de reservas de acuerdo al tipo de fluido<br />
se presenta en el cuadro 5.10 para los tres últimos<br />
periodos anuales y las categorías indicadas. De esta<br />
forma, la reserva probada remanente al 1 de enero de<br />
2007 de 1,627.2 millones de barriles de petróleo crudo<br />
equivalente se conforma con 63.8 por ciento de<br />
aceite crudo, 4.2 por ciento de condensado, 9.9 por<br />
ciento de líquidos de planta y 22.1 por ciento de gas<br />
seco equivalente a líquido.<br />
La reserva probable, 1,116.0 millones de barriles de<br />
petróleo crudo equivalente, está constituida en 66.7<br />
Cuadro 5.10 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.<br />
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total<br />
planta<br />
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce<br />
2005 Total<br />
2,960.5 229.3 422.9 875.8 4,488.6<br />
Probada 1,213.6 84.9 155.8 289.3 1,743.6<br />
Probable 787.3 56.8 104.6 242.8 1,191.6<br />
Posible 959.6 87.6 162.5 343.7 1,553.4<br />
2006 Total<br />
2,773.1 185.2 360.2 724.9 4,043.5<br />
Probada 1,011.3 76.4 148.4 276.8 1,513.0<br />
Probable 740.7 33.7 65.0 158.5 997.8<br />
Posible 1,021.1 75.1 146.8 289.6 1,532.7<br />
2007 Total<br />
2,900.9 175.4 407.6 1,163.0 4,647.0<br />
Probada 1,038.0 68.1 161.1 360.0 1,627.2<br />
Probable 744.2 36.8 81.0 254.0 1,116.0<br />
Posible 1,118.8 70.5 165.6 549.0 1,903.8<br />
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