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.