RECURSOS Y RREERVAS Society of Petroleum Engineers (SPE) American Association of Petroleum Geologists (AAPG) World Petroleum Council (WPC) Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)
RECURSOS Los recursos petrolíferos son las cantidades estimadas de hidrocarburos que ocurren naturalmente sobre o dentro de la corteza terrestre. Las evaluaciones de recursos estiman las cantidades totales en acumulaciones conocidas o aún a descubrir; las evaluaciones de recursos son enfocadas en aquellas cantidades que potencialmente pueden ser recuperadas y comercializadas en proyectos comerciales.
RECURSOS El petróleo se define como una mezcla de ocurrencia natural que consiste de hidrocarburos en las fases gaseosas, líquidas, o sólidas. El petróleo también puede contener no- hidrocarburos, cuyos ejemplos comunes son dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, y azufre. En casos raros, el contenido no hidrocarburo puede superar el 50%.
RECURSOS Y RESERVAS
El “Rango de Incertidumbre” refleja un rango de cantidades estimadas potencialmente recuperables de una acumulación por un proyecto, mientras el eje vertical representa la “Oportunidad de Comerciabilidad”, o sea, la oportunidad de que el proyecto se desarrolle y llegue a un estado de producción comercial.
PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN SITU es esa cantidad de petróleo que se estima que existe originalmente en acumulaciones de ocurrencia natural. Esto incluye la cantidad de petróleo que se estima, a fecha dada, que está contenida en acumulaciones conocidas antes de iniciar su producción además de aquellas cantidades estimadas en acumulaciones aún a descubrir (equivalente a los “recursos totales”).
PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN SITU es la cantidad de petróleo que se estima, a fecha dada, que está contenida en acumulaciones conocidas antes de iniciar su producción.
RESERVAS Las reservas son esas cantidades de petróleo anticipadas a ser recuperables comercialmente por la aplicación de proyectos de desarrollo a acumulaciones conocidas desde a una fecha dada en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben ser descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes basado en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicados. Las reservas se subdividen de acuerdo con el nivel de certeza asociado a las estimaciones y puede ser sub-clasificado basado en la madurez del proyecto y/o caracterizado por el estado de su desarrollo y producción.
EN PRODUCCION El proyecto de desarrollo está actualmente produciendo y vendiendo petróleo al mercado. El criterio clave es que el proyecto está recibiendo entradas de las ventas, y no que el proyecto aprobado de desarrollo esté necesariamente completo. Este es un punto en el que puede decirse que la “oportunidad de comercialización” del proyecto está en 100%.
APROBADO PARA DESARROLLO Todas las aprobaciones necesarias han sido obtenidas, se han comprometido los fondos de capital, y la implementación del proyecto de desarrollo está en curso. En este punto, debe ser cierto que el proyecto de desarrollo sigue. El proyecto no debe estar sujeto a ninguna contingencia tales como aprobaciones reglamentarias extraordinarias o contratos de ventas. Los gastos de capital pronosticados deberían encontrarse incluidos en el presupuesto aprobado de la entidad para el año actual o siguiente.
JUSTIFICADO PARA RESARROLLO La implementación del proyecto de desarrollo es justificado sobre la base de las condiciones comerciales razonables pronosticadas en el momento de informar, y que hay expectativas razonables que todas las aprobaciones/contratos necesarios serán obtenidos. Para poder moverse a este nivel de madurez de proyecto, y por lo tanto tener reservas asociadas a este, el proyecto de desarrollo debe ser comercialmente viable al momento de informarlo, basado en las suposiciones informadas de la entidad de los precios futuros, costos, etc. (“caso de pronóstico”) y las circunstancias específicas del proyecto. La evidencia de una firme intención a proceder con desarrollo dentro de un marco de tiempo razonable será suficiente para demostrar comercialidad. Debería haber un plan de desarrollo en suficiente detalles para apoyar la evaluación de comercialidad y la expectativa razonable que estará lista cualquier aprobación reglamentaria o contratos de ventas necesarios antes de la implementación del proyecto. Aparte de dichas aprobaciones/contratos, no debería haber contingencias conocidas que pudieran excluir el avance del desarrollo dentro del marco de tiempo razonable
RECURSOS CONTINGENTES Aquellas cantidades de petróleo estimadas, de una fecha dada, a ser recuperadas potencialmente de las acumulaciones conocidas por la aplicación de proyectos de desarrollo, pero no son consideradas actualmente como comercialmente recuperables debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes pueden incluir, por ejemplo, los proyectos para los que no hay mercados viables actualmente, o en los que la recuperación comercial depende de una tecnología aún en desarrollo, o en la que la evaluación de la acumulación es insuficiente para evaluar en forma clara la comercialidad. Los Recursos Contingentes están categorizados de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y puede ser sub-clasificados basado en la madurez del proyecto y/o caracterizados por su estado económico.
RECURSO PROSPECTIVO Aquellas cantidades de petróleo que son estimadas, en una fecha determinada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas. Las acumulaciones potenciales se evalúan de acuerdo con su oportunidad de descubrimiento y, suponiendo un descubrimiento, las cantidades estimadas que serían recuperables bajo los proyectos definidos de desarrollo. Se reconoce que los programas de desarrollo serán de significativamente menos detalle y dependerán más de los desarrollos analógicos en las fases más tempranas de exploración.
PROSPECTO Un proyecto asociado con una acumulación potencial que es suficientemente bien definida para representar un objetivo viable de perforación. Las actividades de proyecto están focalizadas en evaluar la oportunidad de descubrimiento y, suponiendo el descubrimiento, el rango de cantidades potenciales recuperables bajo un programa de desarrollo comercial.
RESERVAS DESARROLLADAS Las reservas desarrolladas son cantidades que se espera recuperar de los pozos e instalaciones existentes. Se consideran las Reservas como desarrollas sólo después de que ha sido instalado el equipamiento necesario, o cuando los costos para lograrlo son relativamente menores a los del costo de un pozo. Cuando las instalaciones que se necesitan no están disponibles, puede ser necesario reclasificar las Reservas Desarrolladas como No Desarrolladas. Las Reservas Desarrolladas pueden ser sub-clasificadas como Produciendo o No Produciendo.
RESERVAS DESARROLLADAS EN PRODUCCION Se espera que las Reservas Desarrolladas en Producción sean recuperadas de los intervalos de terminación que están abiertas y produciendo en el momento de la estimación. Se considera que las reservas de recuperación mejorada están produciendo sólo después de que el proyecto de recuperación mejorado está en operación.
RESERVS DESARROLLADAS NO EN PRODUCCION Las reservas desarrolladas no en producción incluyen reservas de pozos cerrados y detrás de la cañería. Se espera que las reservas de pozos cerrados sean recuperadas de (1) intervalos de terminación que están abiertos en el momento de la estimación pero que no empezaron todavía a producir, (2) pozos que se cerraron para condiciones del mercado o conexiones de ductos, o (3) pozos que no son capaces de producir por razones mecánicas. Se espera que las reservas detrás de la cañería sean recuperadas de las zonas en pozos existentes que requerirán trabajo de terminación adicional o re- terminación futura antes de comenzar la producción. En todos los casos, la producción puede iniciarse o restaurarse con gastos relativamente bajos comparados con el costo de perforar un nuevo pozo.
RESERVAS NO DESARROLLAADS Las reservas no desarrolladas son cantidades que se espera recuperar en inversiones futuras: (1) de nuevos pozos en lugares no perforados en acumulaciones conocidas, (2) de ahondar pozos existentes a un diferente (pero conocido) reservorio, (3) de pozos infill que incrementarán la recuperación, o (4) en casos en los que se requiere un gasto relativamente grande (ejemplo: cuando se compara el costo de perforación de un nuevo pozo) para (a) re-terminar un pozo existente o (b) montar instalaciones de producción o transporte para proyectos de recuperación primaria o mejorada.
RESERVAS PROBADAS Comprobadas son esas cantidades de petróleo que, por el análisis de datos de geociencia e ingeniería, pueden ser estimados con certeza razonable a ser recuperables comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de los reservorios conocidos y bajo condiciones definidas en términos económicas, métodos operativos y reglamentaciones del gobierno. Si se usan los métodos deterministas, el término certeza razonable intenta expresar un alto grado de confianza que las cantidades serán recuperadas. Si se usan los métodos probabilísticas, debería haber al menos un 90% de probabilidad que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán las estimaciones. El área del reservorio considerado como Comprobado incluye (1) el área delineada por la perforación y definida por los contactos de fluido, si los hubiera, y (2) porciones no perforadas adyacentes del reservorio que pueden ser razonablemente juzgadas como contiguas y comercialmente productivas en base a los datos de geociencia e ingeniería disponibles.
RESERVAS PROBADAS En ausencia de datos de contactos de fluidos, las cantidades Comprobadas en el reservorio están limitadas por el hidrocarburo más bajo conocido (LKH-Lowest Known Hydrocarbon) como se ve en una penetración del pozo a menos que se indique de otra manera por los datos definitivos de geociencia, ingeniería o rendimiento. Dicha información definitiva puede incluir análisis de gradiente de presión e indicadores sísmicos. Los datos sísmicos por sí solos pueden no ser suficientes para definir los contactos de fluidos para reservas Comprobadas. Las reservas en locaciones no desarrolladas pueden clasificarse como Comprobadas siempre que: • Las locaciones estén en áreas no perforadas del reservorio que puedan juzgarse con seguridad razonable que son comercialmente productivas. • Las interpretaciones de los datos de geociencia e ingeniería disponibles indican con seguridad razonable que la formación del objetivo es lateralmente continua con locaciones Comprobadas perforadas. Para las Reservas Comprobadas, la eficiencia de recuperación aplicada a estos reservorios debería definirse basado en un rango de posibilidades respaldadas por análogos y criterios sólidos de ingeniería considerando las características del área Comprobada y el programa de desarrollo aplicado.
RESERVAS PROBABLES Las reservas probables son aquellas reservas adicionales cuyo análisis de datos de geociencia e ingeniería indican que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas Comprobadas pero más certeros de recuperar que las Reservas Posibles. Es igualmente posible que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores que o menores que la suma de las Reservas Comprobadas estimadas más las Probables (2P). En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticas, debería haber al menos un 50% de probabilidad de que las cantidades recuperadas reales igualarán o excederán la estimación 2P. Las Reservas Probables pueden asignarse a áreas de un reservorio adyacente a Comprobadas en las que el control de datos o interpretaciones de los datos disponibles son menos certeros. La continuidad del reservorio interpretado puede no reunir los criterios de certeza razonable. Las estimaciones Probables también incluyen recuperaciones incrementales asociadas con las eficiencias de recuperación de proyecto más allá del asumido para las Comprobadas.
RESERVAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas reservas adicionales cuyo análisis de datos de geociencia e ingeniería sugiere que son menos posibles de recuperar que las Reservas Probables. La cantidad total recuperada al final del proyecto tiene una baja probabilidad de exceder la suma de las Comprobadas más las Probables más las Posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. Cuando se usan los métodos probabilísticas, debería haber al menos un 10% de probabilidad que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de las 3P. Las Reservas Posibles pueden asignarse a áreas de un reservorio adyacente a las Probables en las que el control de datos e interpretaciones de los datos disponibles son progresivamente menos certeros. A menudo, esto puede ser en áreas en las que los datos de geociencia e ingeniería no pueden definir claramente los límites aéreas y verticales del reservorio de producción comercial del reservorio por un proyecto definido. Las estimaciones Posibles también incluyen cantidades incrementales asociadas con las eficiencias de recuperación de proyecto más allá del asumido para las probables.
RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES Las estimaciones 2P y 3P pueden estar basadas en las interpretaciones alternativas razonables técnicas y comerciales dentro del reservorio y/o proyecto sujeto que están claramente documentados, incluyendo comparaciones con los resultados en proyectos exitosos similares. En acumulaciones convencionales, las Reservas Probables y/o Posibles pueden asignarse cuando los datos de geociencia e ingeniería identifican porciones directamente adyacentes de un reservorio dentro de la misma acumulación que puede estar separada de las áreas Comprobadas por fallas menores u otras discontinuidades geológicas y no han sido penetradas por un pozo pero son interpretadas como en comunicación con el reservorio conocido (Comprobado). Las Reservas Probables o Posibles pueden asignarse a áreas que son estructuralmente más altas que el área Comprobada. Las Reservas Posibles (y en algunos casos Probables) pueden asignarse a áreas que son estructuralmente más bajas que el área adyacente Comprobada o 2P.
RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES Se debe actuar con precaución al asignar Reservas a reservorios adyacentes aislados por fallas mayores, potencialmente selladoras hasta que este reservorio sea penetrado y evaluado como comercialmente productivo. La justificación de asignar Reservas en tales casos debería estar claramente documentada. Las Reservas no deberían asignarse a áreas que están claramente separadas de una acumulación conocida por un reservorio no productivo (o sea, ausencia de reservorio, reservorio estructuralmente bajo, o resultados negativos de ensayos); dichas áreas pueden contener Recursos Prospectivos. En las acumulaciones convencionales, en las que la perforación ha definido una elevación más alta conocida de petróleo (HKO) y existe el potencial para un casquete de gas asociado, las Reservas de petróleo Comprobadas sólo deberían ser asignadas en porciones más altas estructuralmente del reservorio si hay certeza razonable de que dichas porciones están inicialmente por encima de la presión de punto de burbuja basada en los análisis de ingeniería documentados. Las porciones del Reservorio que no llegan a esta certeza pueden ser asignadas como petróleo y/o gas Probable y Posible basado en las propiedades del fluido del reservorio y las interpretaciones del gradiente de presión.