Las reservas de petróleo y gas indican cantidades descubiertas de petróleo crudo y gas natural ( campos de petróleo o gas ) que pueden producirse/recuperarse de manera rentable a partir de un desarrollo aprobado. Las reservas de petróleo y gas vinculadas a planes operativos aprobados presentados el día del informe de reservas también son sensibles a los precios fluctuantes del mercado global. Las estimaciones de recursos restantes (una vez que se han contabilizado las reservas) probablemente sean subcomerciales y aún pueden estar bajo evaluación con el potencial de ser técnicamente recuperables una vez que se establezcan comercialmente. El gas natural se asocia con frecuencia directamente con el petróleo y las reservas de gas se cotizan comúnmente en barriles de petróleo equivalente (BOE). En consecuencia, tanto las reservas de petróleo y gas, como las estimaciones de recursos, siguen las mismas pautas de presentación de informes y se denominan colectivamente en adelante petróleo y gas . [1]
Al igual que con otras estimaciones de recursos minerales , los especialistas de la industria han ideado esquemas de clasificación detallados para cuantificar los volúmenes de petróleo y gas acumulados bajo tierra (conocidos como subsuelo ). Estos esquemas proporcionan a la administración y a los inversores los medios para hacer comparaciones cuantitativas y relativas entre activos, [a] antes de asumir el costo significativo de explorar, desarrollar y extraer esas acumulaciones. [2] Los esquemas de clasificación se utilizan para categorizar la incertidumbre en las estimaciones de volumen del petróleo y el gas recuperables y la posibilidad de que existan en la realidad (o el riesgo de que no existan) dependiendo de la madurez del recurso. [b] Las posibles acumulaciones de petróleo y gas del subsuelo identificadas durante la exploración se clasifican y se informan como recursos prospectivos . Los recursos se reclasifican como reservas después de la evaluación , en el momento en que se demuestra una acumulación suficiente de petróleo y/o gas comercial mediante perforaciones, con planes de desarrollo autorizados y financiados para comenzar la producción dentro de los cinco años recomendados. [3]
Las estimaciones de reservas son requeridas por las autoridades y las empresas, y se realizan principalmente para respaldar la toma de decisiones operativas o de inversión por parte de las empresas u organizaciones involucradas en el negocio de desarrollo y producción de petróleo y gas. Los volúmenes de reservas son necesarios para determinar la situación financiera de la empresa, que puede estar obligada a informar dichas estimaciones a los accionistas y "titulares de recursos" [c] en las diversas etapas de maduración de los recursos. [d] [4]
Actualmente, la metodología de clasificación y presentación de informes más ampliamente aceptada es el sistema de gestión de recursos petroleros ( PRMS ) de 2018, que resume un enfoque consistente para estimar las cantidades de petróleo y gas dentro de un marco de clasificación integral, desarrollado conjuntamente por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE), el Consejo Mundial del Petróleo (WPC), la Asociación Estadounidense de Geólogos del Petróleo (AAPG), la Sociedad de Ingenieros de Evaluación del Petróleo (SPEE) y la Sociedad de Geólogos Económicos (SEG). [e] [5] Las empresas públicas que registran valores en el mercado estadounidense deben informar las reservas probadas según los requisitos de informes de la Comisión de Bolsa y Valores (SEC), que comparte muchos elementos con el PRMS. [f] También se han realizado intentos para estandarizar metodologías más generalizadas para la presentación de informes de evaluaciones de recursos de petróleo y gas a nivel nacional o de cuenca . [6]
Un recurso de petróleo o gas se refiere a acumulaciones conocidas ( campos descubiertos ) o potenciales de petróleo y/o gas ( es decir, prospectos y pistas no descubiertos ) en el subsuelo de la corteza terrestre. Todas las estimaciones de reservas y recursos implican incertidumbre en las estimaciones de volumen (expresadas a continuación como incertidumbre baja, media o alta), así como un riesgo o posibilidad de que existan en la realidad, [g] dependiendo del nivel de evaluación o madurez del recurso que rige la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiables disponibles y la interpretación de esos datos. [h]
La estimación y el seguimiento de las reservas permiten conocer, por ejemplo, la producción futura de una empresa y el potencial de suministro de petróleo y gas de un país. Por ello, las reservas son un medio importante para expresar el valor y la longevidad de los recursos.
En el PRMS , los términos "Recursos" y "Reservas" tienen un significado distinto y específico con respecto a las acumulaciones de petróleo y gas y la exploración de hidrocarburos en general. Sin embargo, el nivel de rigor requerido para aplicar estos términos varía dependiendo de la madurez del recurso que informa los requisitos de informes. [i] Las reservas de petróleo y gas son recursos que son, o es razonablemente seguro que sean, comerciales (es decir, rentables). Las reservas son el principal activo de una empresa de petróleo y gas ; la contabilización es el proceso por el cual se agregan al balance . Las estimaciones de recursos contingentes y prospectivos son mucho más especulativas y no se contabilizan con el mismo grado de rigor, generalmente solo para uso interno de la empresa, lo que refleja un conjunto de datos más limitado y la madurez de la evaluación. Si se publican externamente, estos volúmenes se suman a la percepción del valor del activo , que a su vez puede influir en el valor de las acciones o acciones de la empresa de petróleo y gas . [7] El PRMS proporciona un marco para un enfoque consistente del proceso de estimación para cumplir con los requisitos de informes de las empresas que cotizan en bolsa, en particular. [8] [j] Las empresas de energía pueden contratar consultores independientes y especializados en valoración de reservas para que proporcionen informes de terceros como parte de las presentaciones ante la SEC para la reserva o la reserva de recursos. [k]
La información sobre las reservas descubiertas está regulada por controles estrictos para que las decisiones de inversión informadas cuantifiquen los diferentes grados de incertidumbre en los volúmenes recuperables. Las reservas se definen en tres subcategorías según el sistema utilizado en el PRMS: Probadas ( 1P ), Probables y Posibles. Las reservas definidas como Probables y Posibles son volúmenes descubiertos incrementales (o adicionales) basados en criterios geológicos y/o de ingeniería similares a los utilizados para estimar las reservas Probadas. Aunque no se clasifican como contingentes, algunas incertidumbres técnicas, contractuales o regulatorias impiden que dichas reservas se clasifiquen como Probadas. Las definiciones más aceptadas de estas se basan en las aprobadas originalmente por la SPE y la WPC en 1997, que requieren que las reservas sean descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes con base en las reglas que rigen la clasificación en subcategorías y se apliquen los planes de proyectos de desarrollo declarados. [9] Las reservas Probables y Posibles pueden ser utilizadas internamente por las compañías petroleras y las agencias gubernamentales para fines de planificación futura, pero no se compilan de manera rutinaria o uniforme.
Las reservas probadas son volúmenes descubiertos que se afirma que tienen una certeza razonable de ser recuperables bajo las condiciones económicas y políticas existentes, y con la tecnología existente. Los especialistas de la industria se refieren a esta categoría como "P90" (es decir, que tienen una certeza del 90% de producir o exceder el volumen P90 en la distribución de probabilidad). [l] Las reservas probadas también se conocen en la industria como 1P . [10] [11] Las reservas probadas pueden denominarse probadas desarrolladas (PD) o probadas no desarrolladas (PUD). [11] [12] Las reservas PD son reservas que se pueden producir con pozos y perforaciones existentes, o de yacimientos adicionales donde se requiere una inversión adicional mínima (gastos operativos) ( por ejemplo , abrir un conjunto de perforaciones ya instaladas). [12] Las reservas PUD requieren una inversión de capital adicional (por ejemplo, perforar nuevos pozos) para llevar el petróleo y/o el gas a la superficie. [10] [12]
La contabilidad de la producción es un ejercicio importante para las empresas. El petróleo o el gas producidos que han sido llevados a la superficie (producción) y vendidos en los mercados internacionales o refinados en el país ya no son reservas y se eliminan de los registros y de los balances de las empresas. Hasta enero de 2010, las reservas probadas "1P" eran el único tipo que la SEC de los EE. UU. permitía a las compañías petroleras informar a los inversores. Las empresas que cotizan en las bolsas de valores de los EE. UU. pueden ser llamadas a verificar sus afirmaciones de manera confidencial, pero muchos gobiernos y compañías petroleras nacionales no divulgan públicamente los datos de verificación. Desde enero de 2010, la SEC ahora permite a las empresas proporcionar también información opcional adicional declarando 2P (tanto probadas como probables) y 3P (probadas más probables más posibles) [m] con verificación discrecional por parte de consultores externos calificados, aunque muchas empresas optan por utilizar estimaciones 2P y 3P solo para fines internos. [10]
Las reservas adicionales probables se atribuyen a las acumulaciones conocidas y a la suma probabilística y acumulativa de reservas probadas y probables (con una probabilidad de P50), también denominada en la industria como " 2P " (Probadas más Probables) [13]. La designación P50 significa que debe haber al menos un 50% de posibilidades de que los volúmenes reales recuperados sean iguales o superen la estimación 2P .
Las posibles reservas adicionales se atribuyen a acumulaciones conocidas que tienen una menor probabilidad de ser recuperadas que las reservas probables. [1] Las razones para asignar una menor probabilidad a la recuperación de las posibles reservas incluyen diversas interpretaciones de la geología, la incertidumbre debido al relleno de reservas (asociado con la variabilidad en la filtración hacia un pozo de producción desde áreas adyacentes) y las reservas proyectadas basadas en métodos de recuperación futuros. La suma probabilística y acumulativa de las reservas probadas, probables y posibles se conoce en la industria como " 3P " (probadas más probables más posibles) donde hay un 10% de probabilidad de entregar o superar el volumen P10. ( ibid )
Las estimaciones de recursos son volúmenes no descubiertos o volúmenes que aún no han sido perforados ni sacados a la superficie. Un recurso que no es de reserva , por definición, no tiene que ser recuperable técnica o comercialmente y puede estar representado por una única acumulación potencial o por un agregado de múltiples acumulaciones, por ejemplo, un recurso de cuenca geológica estimado. [14]
Existen dos categorías de recursos que no son de reserva:
Una vez que se ha realizado un descubrimiento, los recursos prospectivos pueden reclasificarse como recursos contingentes . Los recursos contingentes son aquellas acumulaciones o campos que aún no se consideran lo suficientemente maduros para el desarrollo comercial, donde el desarrollo depende de que cambien una o más condiciones. [n] La incertidumbre en las estimaciones de los volúmenes recuperables de petróleo y gas se expresa en una distribución de probabilidad y se subclasifica en función de la madurez del proyecto y/o el estado económico ( 1C , 2C , 3C , ibid ) y, además, se les asigna un riesgo o posibilidad de existir en la realidad (POS o COS). [g]
Los recursos prospectivos , al no ser descubiertos, tienen el rango más amplio en incertidumbres de volumen y conllevan el mayor riesgo o posibilidad de estar presentes en la realidad (POS o COS). [g] En la etapa de exploración (antes del descubrimiento) se clasifican por el amplio rango de incertidumbres de volumen (típicamente P90-P50-P10 ). [16] En el PRMS el rango de volúmenes se clasifica por las abreviaturas 1U , 2U y 3U nuevamente reflejando los grados de incertidumbre. [o] Las compañías comúnmente no están obligadas a informar públicamente sus puntos de vista sobre los recursos prospectivos, pero pueden elegir hacerlo voluntariamente. [p] [17]
La cantidad total estimada ( volúmenes ) de petróleo y/o gas contenida en un yacimiento subterráneo se denomina petróleo o gas inicialmente en el lugar ( STOIIP o GIIP respectivamente). [12] Sin embargo, solo una fracción del petróleo y gas en el lugar se puede llevar a la superficie ( recuperable ), [q] y es solo esta fracción producible la que se considera reserva o un recurso de cualquier tipo. [18] La relación entre los volúmenes en el lugar y los recuperables se conoce como factor de recuperación ( RF ), que se determina mediante una combinación de la geología del subsuelo y la tecnología aplicada a la extracción . [13] Al informar los volúmenes de petróleo y gas , para evitar confusiones, se debe aclarar si se trata de volúmenes en el lugar o recuperables .
La técnica adecuada para la estimación de los recursos está determinada por su madurez. Existen tres categorías principales de técnicas, que se utilizan en distintos grados a lo largo de la maduración de los recursos: analógicas (sustitución), volumétricas (estáticas) y basadas en el rendimiento (dinámicas), que se combinan para ayudar a llenar los vacíos de conocimiento o de datos. Tanto los métodos de cálculo probabilísticos como los deterministas se utilizan comúnmente para calcular los volúmenes de los recursos; los métodos deterministas se aplican predominantemente a la estimación de reservas (baja incertidumbre) y los métodos probabilísticos se aplican a la estimación general de los recursos (alta incertidumbre). [19]
La combinación de restricciones geológicas, geofísicas y de ingeniería técnica significa que la cuantificación de volúmenes generalmente es realizada por equipos técnicos y comerciales integrados compuestos principalmente por geocientíficos e ingenieros del subsuelo , ingenieros de superficie y economistas. Debido a que la geología del subsuelo no se puede examinar directamente, se deben utilizar técnicas indirectas para estimar el tamaño y la recuperabilidad del recurso. Si bien las nuevas tecnologías han aumentado la precisión de estas técnicas de estimación, aún persisten incertidumbres significativas, que se expresan como un rango de cantidades potenciales recuperables de petróleo y gas utilizando métodos probabilísticos. [r] En general, la mayoría de las estimaciones tempranas de las reservas de un yacimiento de petróleo o gas (en lugar de estimaciones de recursos) son conservadoras y tienden a crecer con el tiempo . [20] Esto puede deberse a la disponibilidad de más datos y/o a la mejor correspondencia entre el rendimiento de producción previsto y el real.
Las empresas que cotizan en bolsa deben presentar informes externos adecuados sobre sus recursos y reservas, y es un proceso contable regido por definiciones y categorizaciones estrictas administradas por las autoridades que regulan el mercado de valores y que cumplen con los requisitos legales gubernamentales. [21] Otros organismos nacionales o industriales pueden informar voluntariamente sobre los recursos y las reservas, pero no están obligados a seguir las mismas definiciones y controles estrictos. [22]
Los análogos se aplican a recursos prospectivos en áreas donde hay pocos, o a veces ningún, datos existentes disponibles para informar a los analistas sobre el potencial probable de una oportunidad o segmento de juego. [1] Las técnicas de solo análogos se denominan yet-to-find ( YTF ), e implican la identificación de áreas que contienen activos de producción que son geológicamente similares a los que se estiman y la sustitución de datos para que coincidan con lo que se conoce sobre un segmento. [14] [s] El segmento de oportunidad se puede escalar a cualquier nivel dependiendo del interés específico del analista, ya sea a nivel global, de país, de cuenca, de dominio estructural, de juego, de licencia o de yacimiento. [t] [23] YTF es conceptual y se usa comúnmente como un método para determinar el potencial en áreas fronterizas donde no hay producción de petróleo o gas o donde se están introduciendo nuevos conceptos de juego con potencial percibido. Sin embargo, el contenido analógico también se puede sustituir por cualquier parámetro del subsuelo donde haya lagunas en los datos en reservas más maduras o entornos de recursos (a continuación). [24]
Los volúmenes de petróleo y gas en un yacimiento convencional se pueden calcular utilizando una ecuación de volumen:
Volumen recuperable = Volumen bruto de roca [D 1] * Neto/Bruto [D 2] * Porosidad [D 3] * Saturación de petróleo o gas [D 4] * Factor de recuperación [D 5] / Factor de volumen de formación [D 6] [25] [26]
Los volúmenes deterministas se calculan cuando se utilizan valores únicos como parámetros de entrada para esta ecuación, que podrían incluir contenido analógico. Los volúmenes probabilísticos son cálculos cuando se aplican distribuciones de incertidumbre como entrada a todos o algunos de los términos de la ecuación (ver también Copula (teoría de probabilidad) ), que preservan las dependencias entre los parámetros. Estos métodos geoestadísticos se aplican más comúnmente a recursos prospectivos que aún necesitan ser probados por la broca de perforación. Los recursos contingentes también se caracterizan por métodos volumétricos con contenido analógico y distribuciones de incertidumbre antes de que haya ocurrido una producción significativa, donde la información de distribución espacial puede preservarse en un modelo de yacimiento estático . [1] Los modelos estáticos y los modelos de flujo dinámico pueden completarse con datos analógicos de rendimiento del yacimiento para aumentar la confianza en el pronóstico a medida que aumenta la cantidad y la calidad de los datos geocientíficos estáticos y de rendimiento dinámico del yacimiento. [27]
Una vez que se ha iniciado la producción, los datos de las tasas de producción y de presión permiten un cierto grado de predicción del rendimiento del yacimiento, que anteriormente se caracterizaba por la sustitución de datos analógicos. Los datos analógicos todavía pueden sustituirse por el rendimiento previsto del yacimiento cuando pueden faltar datos dinámicos específicos, lo que representa un resultado "técnico óptimo". [24]
La simulación de yacimientos es un área de la ingeniería de yacimientos en la que se utilizan modelos informáticos para predecir el flujo de fluidos (normalmente, petróleo, agua y gas) a través de medios porosos . La cantidad de petróleo y gas recuperable de un yacimiento convencional se evalúa caracterizando con precisión los volúmenes recuperables estáticos y el historial que los relaciona con el flujo dinámico. [u] El rendimiento del yacimiento es importante porque la recuperación cambia a medida que el entorno físico del yacimiento se ajusta con cada molécula extraída; cuanto más tiempo haya estado fluyendo un yacimiento, más precisa será la predicción de las reservas restantes. Los analistas suelen utilizar simulaciones dinámicas para actualizar los volúmenes de reservas, en particular en yacimientos grandes y complejos. La producción diaria se puede comparar con los pronósticos de producción para establecer la precisión de los modelos de simulación basados en volúmenes reales de petróleo o gas recuperados. A diferencia de los métodos análogos o volumétricos anteriores, el grado de confianza en las estimaciones (o el rango de resultados) aumenta a medida que aumenta la cantidad y la calidad de los datos geológicos, de ingeniería y de rendimiento de la producción. Estos deben compararse luego con estimaciones anteriores, ya sea derivadas de modelos de yacimientos analógicos, volumétricos o estáticos antes de que se puedan ajustar y registrar las reservas. [27]
El método de balance de materiales para un yacimiento de petróleo o gas utiliza una ecuación que relaciona el volumen de petróleo, agua y gas que se ha producido de un yacimiento y el cambio en la presión del yacimiento para calcular el petróleo y gas restantes. Supone que, a medida que se producen fluidos del yacimiento, habrá un cambio en la presión del yacimiento que depende del volumen restante de petróleo y gas. El método requiere un análisis exhaustivo de presión-volumen-temperatura y un historial de presión preciso del yacimiento. Requiere que se produzca cierta producción (normalmente entre el 5% y el 10% de la recuperación final), a menos que se pueda utilizar un historial de presión fiable de un yacimiento con características de roca y fluido similares. [13]
El método de la curva de declive es una extrapolación de datos de producción conocidos para ajustar una curva de declive y estimar la producción futura de petróleo y gas. Las tres formas más comunes de curvas de declive son exponencial, hiperbólica y armónica. Se supone que la producción declinará en una curva razonablemente suave, por lo que se deben hacer concesiones para pozos cerrados y restricciones de producción. La curva se puede expresar matemáticamente o trazar en un gráfico para estimar la producción futura. Tiene la ventaja de combinar (implícitamente) todas las características del yacimiento. Requiere un historial de producción suficiente para establecer una tendencia estadísticamente significativa, idealmente cuando la producción no se ve limitada por condiciones regulatorias u otras condiciones artificiales. [13]
La experiencia demuestra que las estimaciones iniciales del tamaño de los yacimientos de petróleo y gas recién descubiertos suelen ser demasiado bajas. A medida que pasan los años, las estimaciones sucesivas de la recuperación final de los yacimientos tienden a aumentar. El término crecimiento de las reservas se refiere a los aumentos típicos (pero de rango reducido) de la recuperación final estimada que se producen a medida que se desarrollan y producen los yacimientos de petróleo y gas. [20] Muchas naciones productoras de petróleo no revelan sus datos de ingeniería de yacimientos y, en su lugar, proporcionan afirmaciones no auditadas sobre sus reservas de petróleo. Se sospecha que las cifras reveladas por algunos gobiernos nacionales están manipuladas por razones políticas. [28] [29] Para alcanzar los objetivos internacionales de descarbonización , la Agencia Internacional de la Energía dijo en 2021 que los países ya no deberían expandir la exploración ni invertir en proyectos para expandir las reservas para cumplir con los objetivos climáticos establecidos por el Acuerdo de París . [30]
Las categorías y técnicas de estimación enmarcadas por el PRMS anterior se aplican a los yacimientos convencionales, donde las acumulaciones de petróleo y gas están controladas por interacciones hidrodinámicas entre la flotabilidad del petróleo y el gas en el agua versus las fuerzas capilares. [1] El petróleo o el gas en yacimientos no convencionales están mucho más estrechamente ligados a las matrices de roca en exceso de las fuerzas capilares y, por lo tanto, requieren diferentes enfoques tanto para la extracción como para la estimación de recursos. Los yacimientos o acumulaciones no convencionales también requieren diferentes medios de identificación e incluyen metano de lecho de carbón (CBM), gas centrado en cuencas (baja permeabilidad), gas compacto de baja permeabilidad (incluido el gas de esquisto ) y petróleo compacto (incluido el petróleo de esquisto ), hidratos de gas, betún natural (petróleo de muy alta viscosidad) y depósitos de esquisto bituminoso (kerógeno). Los yacimientos de permeabilidad ultrabaja exhiben una media pendiente en un gráfico logarítmico de caudales contra el tiempo que se cree que es causada por el drenaje de las superficies de la matriz hacia fracturas adyacentes. [31] Se cree comúnmente que estos yacimientos son regionalmente omnipresentes y pueden verse interrumpidos por límites regulatorios o de propiedad, con el potencial de grandes volúmenes de petróleo y gas, que son muy difíciles de verificar. Las características de flujo no únicas en acumulaciones no convencionales significan que la viabilidad comercial depende de la tecnología aplicada a la extracción. Las extrapolaciones a partir de un único punto de control, y por lo tanto la estimación de recursos, dependen de análogos de producción cercanos con evidencia de viabilidad económica. En estas circunstancias, pueden necesitarse proyectos piloto para definir las reservas. [1] Es probable que cualquier otra estimación de recursos sea solo volúmenes de YTF derivados de análogos, que son especulativos.
Energía y recursos:
