Las características visibles de la superficie, como las filtraciones de petróleo , las filtraciones de gas natural y las marcas de viruela (cráteres submarinos causados por el escape de gas) proporcionan evidencia básica de la generación de hidrocarburos (ya sea superficial o profunda en la Tierra). Sin embargo, la mayor parte de la exploración depende de una tecnología altamente sofisticada para detectar y determinar la extensión de estos depósitos utilizando la geofísica de exploración . Las áreas que se cree que contienen hidrocarburos se someten inicialmente a un estudio de gravedad , un estudio magnético , estudios sísmicos pasivos o estudios de reflexión sísmica regional para detectar características a gran escala de la geología del subsuelo. Las características de interés (conocidas como pistas ) se someten a estudios sísmicos más detallados que funcionan según el principio del tiempo que tardan las ondas sonoras reflejadas en viajar a través de la materia (roca) de densidades variables y utilizan el proceso de conversión de profundidad para crear un perfil de la subestructura. Finalmente, cuando se ha identificado y evaluado un prospecto y pasa los criterios de selección de la compañía petrolera, se perfora un pozo de exploración en un intento de determinar de manera concluyente la presencia o ausencia de petróleo o gas. En alta mar, el riesgo se puede reducir utilizando métodos electromagnéticos [1]
La exploración petrolera es una operación costosa y de alto riesgo. La exploración en alta mar y en áreas remotas generalmente solo la emprenden corporaciones muy grandes o gobiernos nacionales. Los pozos petrolíferos típicos en plataformas poco profundas (por ejemplo, en el Mar del Norte ) cuestan entre 10 y 30 millones de dólares, mientras que los pozos en aguas profundas pueden costar hasta 100 millones de dólares o más. Cientos de empresas más pequeñas buscan depósitos de hidrocarburos en tierra en todo el mundo; algunos pozos cuestan tan solo 100.000 dólares.
Elementos de una prospección petrolera
Registro de lodo en proceso, una forma común de estudiar los tipos de roca durante la perforación de pozos petroleros.
Un prospecto es una trampa potencial que los geólogos creen que puede contener hidrocarburos. Primero se debe completar una cantidad significativa de investigación geológica, estructural y sísmica para redefinir la ubicación potencial de perforación de hidrocarburos desde un canal hasta un prospecto. Cuatro factores geológicos deben estar presentes para que un prospecto funcione y si alguno de ellos falla, no habrá petróleo ni gas.
Los hidrocarburos son expulsados de la roca madre por tres mecanismos relacionados con la densidad : los hidrocarburos recién madurados son menos densos que sus precursores, lo que provoca una sobrepresión; los hidrocarburos son más ligeros y, por lo tanto, migran hacia arriba debido a la flotabilidad, y los fluidos se expanden a medida que un mayor enterramiento provoca un mayor calentamiento. La mayoría de los hidrocarburos migran a la superficie a medida que el petróleo se filtra , pero algunos quedan atrapados.
Los hidrocarburos se encuentran en una roca de depósito, que suele ser una arenisca o caliza porosa . El petróleo se acumula en los poros de la roca, aunque las fracturas abiertas en rocas no porosas (por ejemplo, el granito fracturado ) también pueden almacenar hidrocarburos. El depósito también debe ser permeable para que los hidrocarburos fluyan a la superficie durante la producción.
Trampa
Los hidrocarburos son flotantes y deben quedar atrapados dentro de una trampa estructural (por ejemplo, anticlinal , bloque de falla ) o estratigráfica . La trampa de hidrocarburos debe estar cubierta por una roca impermeable conocida como sello o roca de cubierta para evitar que los hidrocarburos escapen a la superficie.
Riesgo de exploración
Los gastos de exploración petrolera son mayores cuando los precios del crudo son altos
La exploración de hidrocarburos es una inversión de alto riesgo y la evaluación de riesgos es primordial para una gestión exitosa de la cartera de proyectos . El riesgo de exploración es un concepto difícil y generalmente se define asignando confianza a la presencia de los factores geológicos imperativos, como se mencionó anteriormente. Esta confianza se basa en datos y/o modelos y generalmente se representa en mapas de segmentos de riesgo común (CRS Maps). La alta confianza en la presencia de factores geológicos imperativos generalmente se colorea en verde y la baja confianza se colorea en rojo. [2] Por lo tanto, estos mapas también se denominan mapas de semáforo, mientras que el procedimiento completo a menudo se conoce como análisis de la calle de juego (PFA). [3] El objetivo de estos procedimientos es obligar al geólogo a evaluar objetivamente todos los diferentes factores geológicos. Además, da como resultado mapas simples que pueden ser entendidos por los no geólogos y los gerentes para basar las decisiones de exploración.
Porcentaje de la roca del yacimiento neto ocupada por poros (normalmente entre el 5 y el 35 %)
Saturación de hidrocarburos (Sh)
Parte del espacio poroso está lleno de agua: esto debe descartarse.
Factor de volumen de formación (FVF)
El petróleo se contrae y el gas se expande cuando se lleva a la superficie. El FVF convierte volúmenes en condiciones de yacimiento (alta presión y alta temperatura) a condiciones de almacenamiento y venta.
Dirigir
La acumulación potencial actualmente está mal definida y requiere más adquisición y/o evaluación de datos para poder clasificarla como prospecto. [6]
Jugar
Área en la que se producen acumulaciones o prospectos de hidrocarburos de un tipo determinado. Por ejemplo, los yacimientos de gas de esquisto en América del Norte incluyen Barnett , Eagle Ford , Fayetteville , Haynesville , Marcellus y Woodford , entre muchos otros. [7]
Prospecto
Una pista que ha sido evaluada más completamente.
Hidrocarburos recuperables
Cantidad de hidrocarburos que es probable recuperar durante la producción. Normalmente, es del 10 al 50 % en un yacimiento de petróleo y del 50 al 80 % en un yacimiento de gas.
Licencias
Los recursos petroleros suelen ser propiedad del gobierno del país anfitrión. En los Estados Unidos, la mayoría de los derechos de explotación de petróleo y gas en tierra (tierra) son propiedad de particulares, en cuyo caso las compañías petroleras deben negociar los términos de un arrendamiento de estos derechos con el individuo que posee el OGM. A veces, esta persona no es la misma que posee la superficie terrestre. En la mayoría de las naciones, el gobierno emite licencias para explorar, desarrollar y producir sus recursos de petróleo y gas, que suelen ser administradas por el Ministerio del Petróleo. Hay varios tipos diferentes de licencias. Las compañías petroleras a menudo operan en empresas conjuntas para distribuir el riesgo; una de las empresas de la sociedad es designada como el operador que realmente supervisa el trabajo.
Impuestos y regalías
Las empresas pagarían regalías por el petróleo que produzcan, junto con un impuesto a las ganancias (que puede compensarse con los gastos). En algunos casos, también hay varias bonificaciones y rentas del suelo (derechos de licencia) que deben pagarse al gobierno; por ejemplo, una bonificación por firma que se paga al inicio de la licencia. Las licencias se otorgan en rondas de licitación competitivas sobre la base del tamaño del programa de trabajo (número de pozos, sísmica, etc.) o del tamaño de la bonificación por firma.
Contrato de producción compartida (PSA)
Un PSA es más complejo que un sistema de impuestos y regalías: las empresas pujan por el porcentaje de la producción que recibe el gobierno anfitrión (puede variar según el precio del petróleo). A menudo, también participa la Compañía Nacional de Petróleo (NOC), propiedad del gobierno. También se pagan diversas bonificaciones. Los gastos de desarrollo se compensan con los ingresos de producción.
Contrato de servicios
Esto ocurre cuando una compañía petrolera actúa como contratista del gobierno anfitrión y recibe un pago por producir los hidrocarburos.
Reservas y recursos
Los recursos son hidrocarburos que pueden o no producirse en el futuro. Se puede asignar un número de recurso a un prospecto no perforado o a un descubrimiento no evaluado. La evaluación mediante la perforación de pozos de delineación adicionales o la adquisición de datos sísmicos adicionales confirmará el tamaño del yacimiento y dará lugar a la aprobación del proyecto. En este punto, el organismo gubernamental pertinente otorga a la compañía petrolera una licencia de producción que permite desarrollar el yacimiento. Este es también el punto en el que se pueden registrar formalmente las reservas de petróleo y gas .
Reservas de petróleo y gas
Las reservas de petróleo y gas se definen como volúmenes que se recuperarán comercialmente en el futuro. Las reservas se dividen en tres categorías: probadas, probables y posibles. Para incluirlas en cualquier categoría de reservas, se deben haber abordado todos los aspectos comerciales, lo que incluye el consentimiento del gobierno. Las cuestiones técnicas por sí solas separan las categorías probadas de las no probadas. Todas las estimaciones de reservas implican cierto grado de incertidumbre.
Las reservas probadas son la categoría de mayor valor. Las reservas probadas tienen una "certeza razonable" de ser recuperadas, lo que significa un alto grado de confianza en que los volúmenes serán recuperados. Algunos especialistas de la industria se refieren a esto como P90, es decir, tener una certeza del 90% de ser producidos. La SEC proporciona una definición más detallada:
Las reservas probadas de petróleo y gas son aquellas cantidades de petróleo y gas que, mediante análisis de datos geocientíficos y de ingeniería, se pueden estimar con una certeza razonable como económicamente producibles (a partir de una fecha determinada, a partir de yacimientos conocidos y en las condiciones económicas, métodos operativos y regulaciones gubernamentales existentes) antes del momento en que expiren los contratos que otorgan el derecho a operar, a menos que la evidencia indique que la renovación es razonablemente segura, independientemente de si se utilizan métodos deterministas o probabilísticos para la estimación. El proyecto para extraer los hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe estar razonablemente seguro de que comenzará el proyecto dentro de un tiempo razonable. [8]
Las reservas probables son volúmenes definidos como "menos probables de recuperar que las probadas, pero más seguros de recuperar que las posibles". Algunos especialistas de la industria se refieren a esto como P50, es decir, que tienen una certeza del 50% de ser producidos.
Las reservas posibles son aquellas que, según el análisis de datos geológicos y de ingeniería, tienen menos probabilidades de ser recuperables que las reservas probables. Algunos especialistas de la industria las denominan P10, es decir, aquellas que tienen un 10 % de certeza de ser producidas.
El término 1P se utiliza con frecuencia para indicar las reservas probadas; 2P es la suma de las reservas probadas y probables; y 3P la suma de las reservas probadas, probables y posibles. La mejor estimación de la recuperación de los proyectos comprometidos se considera generalmente como la suma 2P de las reservas probadas y probables. Obsérvese que estos volúmenes sólo se refieren a los proyectos actualmente justificados o a los proyectos que ya están en desarrollo. [9]
Reservar reserva
Las reservas de petróleo y gas son el principal activo de una empresa petrolera. La contabilización es el proceso mediante el cual se incorporan al balance.
En Estados Unidos, la contabilización se realiza de acuerdo con un conjunto de normas desarrolladas por la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE). Las reservas de cualquier empresa que cotice en la Bolsa de Nueva York deben declararse a la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos . Las reservas declaradas pueden ser auditadas por geólogos externos, aunque esto no es un requisito legal.
En Rusia, las empresas informan sobre sus reservas a la Comisión Estatal de Reservas Minerales (GKZ). [ cita requerida ]
^ Stéphane Sainson, Registro electromagnético del fondo marino: una nueva herramienta para los geocientíficos . Ed. Springer, 2017
^ "Asignación de riesgos de exploración: mapeo de riesgos y áreas de exploración - Geología de exploración y producción". www.epgeology.com . Archivado desde el original el 10 de julio de 2011.
^ "Comité Coordinador de Programas de Geociencias en Asia Oriental y Sudoriental" (PDF) . www.ccop.or.th . Archivado (PDF) desde el original el 12 de marzo de 2016.
^ Bousso, Ron (18 de enero de 2019). "Después de una bonanza de mil millones de barriles, BP se vuelve global con tecnología sísmica". www.reuters.com . Consultado el 18 de enero de 2019 .
^ ab F., Worthington, Paul (1 de octubre de 2010). "Net Pay: ¿Qué es? ¿Qué hace? ¿Cómo lo cuantificamos? ¿Cómo lo usamos?". SPE Reservoir Evaluation & Engineering . 13 (5): 812–822. doi :10.2118/123561-PA. ISSN 1094-6470. Archivado desde el original el 12 de marzo de 2017.{{cite journal}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link)
^ "Directrices para la evaluación de reservas y recursos petroleros" (PDF) . SOCIEDAD DE INGENIEROS PETROLEROS. Archivado (PDF) desde el original el 26 de enero de 2013.
^ "Glosario de yacimientos petrolíferos". Schlumberger. Archivado desde el original el 15 de agosto de 2020. Consultado el 29 de mayo de 2013 .
^ "Copia archivada" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 2017-08-30 . Consultado el 2017-08-31 .{{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)
^ "Guía del sistema de gestión de recursos petroleros de la SPE para usuarios no técnicos"; "Copia archivada" (PDF) . Archivado (PDF) desde el original el 2015-09-06 . Consultado el 2014-06-15 .{{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)
Enlaces externos
Glosario de campos petrolíferos
Foros de geología de exploración Archivado el 13 de marzo de 2012 en Wayback Machine.
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