Las reservas de petróleo y gas denotan cantidades descubiertas de petróleo crudo y gas natural ( campos de petróleo o gas ) que pueden producirse o 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 las fluctuaciones de los precios del mercado global. Las estimaciones de recursos restantes (después de que se hayan contabilizado las reservas) probablemente sean subcomerciales y aún pueden estar bajo evaluación con el potencial de ser técnicamente recuperables una vez establecidas 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, en lo sucesivo, se denominarán colectivamente petróleo y gas . [1]
Los especialistas de la industria han ideado esquemas de clasificación detallados para cuantificar los volúmenes de petróleo y gas acumulados bajo tierra (conocido como "subsuperficie" ). Estos esquemas brindan a la gerencia y a los inversionistas los medios para hacer comparaciones cuantitativas y relativas entre activos, [a] antes de suscribir 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 de petróleo y 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 subsuperficiales de petróleo y gas identificadas durante la exploración se clasifican y reportan como recursos prospectivos . Los recursos se reclasifican como reservas después de la evaluación , en el momento en que se demuestra mediante perforación una acumulación suficiente de petróleo y/o gas comercial, 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 el estado financiero de la empresa, que puede verse obligada a informar esas estimaciones a los accionistas y "tenedores de recursos" [c] en las distintas etapas de maduración de los recursos. [d] [4]
Actualmente, la metodología de clasificación y presentación de informes más 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 reservas probadas según los requisitos de informes de la Comisión de Bolsa y Valores (SEC), que comparte muchos elementos con 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 descubiertas ) en el subsuelo de la corteza terrestre. Todas las estimaciones de reservas y recursos implican incertidumbre en las estimaciones de volumen (expresada a continuación como incertidumbre Baja, Media o Alta), así como un riesgo o posibilidad de existir en la realidad, [g] dependiendo del nivel de evaluación o madurez de los recursos 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 proporcionan información sobre, por ejemplo, la producción futura de una empresa y el potencial de suministro de petróleo y gas de un país. Como tales, 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 en la aplicación de estos términos varía dependiendo de la madurez de los recursos que informa los requisitos de presentación de informes. [i] Las reservas de petróleo y gas son recursos que son, o que tienen una certeza razonable de que serán, comerciales (es decir, rentables). Las reservas son el principal activo de una empresa de petróleo y gas ; La reserva es el proceso por el cual se agregan al balance . Las estimaciones de recursos contingentes y prospectivos son mucho más especulativas y no se registran con el mismo grado de rigor, generalmente para uso interno de la empresa, lo que refleja un conjunto de datos y una madurez de evaluación más limitados. Si se publican externamente, estos volúmenes aumentan la percepción del valor de los activos , lo que a su vez puede influir en las acciones o el valor de las acciones de las empresas de petróleo y gas . [7] El PRMS proporciona un marco para un enfoque coherente en el proceso de estimación para cumplir con los requisitos de presentación de informes de las empresas que cotizan en bolsa, en particular. [8] [j] Las compañías de energía pueden emplear consultores especializados e independientes en valoración de reservas para proporcionar informes de terceros como parte de las presentaciones ante la SEC para reservas o reservas de recursos. [k]
La notificación de reservas de acumulaciones 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 Posible. Las reservas definidas como Probables y Posible 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 el WPC en 1997, requiriendo que las reservas sean descubiertas, recuperables, comerciales y restantes con base en reglas que rigen la clasificación en subcategorías y los planes de proyectos de desarrollo declarados aplicados. [9] Las reservas probables y posibles pueden ser utilizadas internamente por compañías petroleras y agencias gubernamentales para propósitos de planificación futura, pero no se compilan de manera rutinaria o uniforme.
Las reservas probadas son volúmenes descubiertos que se afirma tienen una certeza razonable de ser recuperables en 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, tener un 90% de certeza de producir o superar 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 desarrolladas probadas (PD) o no desarrolladas probadas (PUD). [11] [12] Las reservas de PD son reservas que se pueden producir con pozos y disparos existentes, o desde yacimientos adicionales donde se requiere una inversión adicional mínima (gastos operativos) ( por ejemplo, abrir un conjunto de disparos ya instalados). [12] Las reservas de PUD requieren una inversión de capital adicional (por ejemplo, perforar nuevos pozos) para sacar 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 gas producido que ha sido sacado a la superficie (producción) y vendido en los mercados internacionales o refinado en el país ya no son reservas y se eliminan de los balances contables y de la empresa. Hasta enero de 2010, las reservas probadas "1P" eran el único tipo que la SEC estadounidense permitía a las compañías petroleras informar a los inversores. Se puede pedir a las empresas que cotizan en las bolsas de valores de Estados Unidos que verifiquen 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 probado como probable) y 3P (probado más probable más posible) [m] con verificación discrecional por parte de consultores externos calificados, aunque muchas empresas optan por utilizar 2P. y estimaciones 3P sólo para fines internos. [10]
Las reservas adicionales probables se atribuyen a acumulaciones conocidas y a la suma probabilística y acumulativa de reservas probadas y probables (con una probabilidad de P50), también denominada en la industria " 2P " (Probada más Probable) [13] La designación P50 significa que Debería 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 menores posibilidades de recuperarse que las reservas probables. [1] Las razones para asignar una probabilidad más baja a la recuperación de posibles reservas incluyen diferentes interpretaciones de la geología, incertidumbre debido al relleno de reservas (asociada con la variabilidad en la filtración hacia un pozo de producción desde áreas adyacentes) y reservas proyectadas basadas en métodos de recuperación futuros. La suma probabilística y acumulativa de reservas probadas, probables y posibles se conoce en la industria como " 3P " (probada más probable más posible), donde existe un 10% de posibilidades de entregar o exceder el volumen P10 ( ibid ) .
Las estimaciones de recursos son volúmenes no descubiertos o volúmenes que aún no han sido perforados ni fluidos a la superficie. Un recurso no reservado , por definición, no tiene que ser técnica o comercialmente recuperable y puede estar representado por una única acumulación potencial o por un conjunto de múltiples acumulaciones potenciales, por ejemplo, un recurso de cuenca geológica estimado . [14]
Hay dos categorías de recursos que no son reservas:
Una vez que se ha hecho un descubrimiento, los recursos potenciales 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 una o más condiciones cambien. [n] La incertidumbre en las estimaciones de los volúmenes recuperables de petróleo y gas se expresa en una distribución de probabilidad y se subclasifica según la madurez del proyecto y/o el estado económico ( 1C , 2C , 3C , ibid ) y además se le asigna un riesgo. , o oportunidad, de existir en la realidad (POS o COS). [gramo]
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 según una amplia gama de incertidumbres de volumen (típicamente P90-P50-P10 ). [16] En el PRMS, el rango de volúmenes se clasifica mediante las abreviaturas 1U , 2U y 3U , lo que refleja nuevamente los grados de incertidumbre. [o] Por lo general, las empresas no están obligadas a informar públicamente sus opiniones sobre los recursos potenciales, pero pueden optar por 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 sitio ( STOIIP o GIIP respectivamente). [12] Sin embargo, sólo una fracción del petróleo y gas existentes puede salir a la superficie ( recuperable ), [q] y es sólo esta fracción producible la que se considera reserva o recurso de cualquier tipo. [18] La relación entre los volúmenes in situ y recuperable se conoce como factor de recuperación ( RF ), que está determinado por una combinación de la geología del subsuelo y la tecnología aplicada a la extracción . [13] Al informar sobre volúmenes de petróleo y gas , para evitar confusiones, se debe aclarar si se trata de volúmenes vigentes o recuperables .
La técnica apropiada para las estimaciones de recursos está determinada por la madurez de los recursos. Hay tres categorías principales de técnicas, que se utilizan a través de la maduración de recursos en diferentes grados: analógica (sustitución), volumétrica (estática) y basada en el rendimiento (dinámica), que se combinan para ayudar a llenar vacíos de conocimiento o datos. Tanto los métodos de cálculo probabilísticos como los deterministas se utilizan comúnmente para calcular volúmenes de recursos, con métodos deterministas aplicados predominantemente a la estimación de reservas (baja incertidumbre) y métodos probabilísticos aplicados a la estimación general de recursos (alta incertidumbre). [19]
La combinación de limitaciones de ingeniería geológica, geofísica y técnica significa que la cuantificación de volúmenes generalmente la llevan a cabo 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 importantes incertidumbres, que se expresan como un rango de cantidades potenciales de petróleo y gas recuperables utilizando métodos probabilísticos. [r] En general, la mayoría de las primeras estimaciones de las reservas de un campo 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 real.
Se requiere que las empresas que cotizan en bolsa presenten informes externos adecuados sobre 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 cumplen con los requisitos legales gubernamentales. [21] Otros organismos nacionales o industriales pueden informar voluntariamente sobre recursos y reservas, pero no están obligados a seguir las mismas definiciones y controles estrictos. [22]
Los análogos se aplican a recursos potenciales en áreas donde hay pocos, o a veces ninguno, datos disponibles para informar a los analistas sobre el potencial probable de una oportunidad o segmento de juego. [1] Las técnicas exclusivamente analógicas se denominan aún por encontrar ( YTF ) e implican identificar áreas que contienen activos en producción que son geológicamente similares a los que se estiman y sustituir datos para que coincidan con lo que se sabe 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 play, de licencia o de yacimiento. [t] [23] YTF es conceptual y se utiliza comúnmente como método para determinar el alcance del 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 existan lagunas en los datos en reservas o entornos de recursos más maduros (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 Cópula (teoría de la probabilidad) ), que preservan las dependencias entre parámetros. Estos métodos geoestadísticos se aplican más comúnmente a recursos potenciales que aún deben ser probados por la broca. 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 sobre el rendimiento de los yacimientos para aumentar la confianza en los pronósticos a medida que aumentan la cantidad y la calidad de los datos estáticos geocientíficos y dinámicos sobre el rendimiento de los yacimientos. [27]
Una vez que ha comenzado la producción, las tasas de producción y los datos de presión permiten un grado de predicción sobre el rendimiento del yacimiento, que anteriormente se caracterizaba por la sustitución de datos analógicos. Los datos analógicos aún pueden sustituirse por el rendimiento esperado del yacimiento cuando puedan faltar datos dinámicos específicos, lo que representa un "mejor resultado técnico". [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 estáticos recuperables y el historial cotejándolos 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 embalse, más precisa será la predicción de las reservas restantes. Los analistas suelen utilizar simulaciones dinámicas para actualizar los volúmenes de reservas, particularmente 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 los volúmenes reales de petróleo o gas recuperado. 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 producción. Luego, estos deben compararse con estimaciones anteriores, ya sean derivadas de modelos de yacimientos analógicos, volumétricos o estáticos, antes de que las reservas puedan ajustarse y registrarse. [27]
El método de balance de materiales para un campo de petróleo o gas utiliza una ecuación que relaciona el volumen de petróleo, agua y gas que se ha producido a partir de un yacimiento y el cambio en la presión del yacimiento para calcular el petróleo y el gas restantes. Se supone que, a medida que se producen los 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 y temperatura y un historial preciso de presión del campo. Requiere cierta producción (normalmente entre el 5% y el 10% de la recuperación final), a menos que se pueda utilizar un historial de presión confiable de un campo con características similares de roca y fluido. [13]
El método de la curva de declive es una extrapolación de datos de producción conocidos para ajustarlos a 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 disminuirá siguiendo una curva razonablemente suave, por lo que se deben tener en cuenta el cierre de pozos y las 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 restringida 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 sucesivas estimaciones de la recuperación final de los campos tienden a aumentar. El término crecimiento de reservas se refiere a los aumentos típicos (pero de rango cada vez más estrecho) de la recuperación final estimada que ocurren a medida que se desarrollan y producen los campos de petróleo y gas. [20] Muchas naciones productoras de petróleo no revelan los datos de sus campos de ingeniería de yacimientos y en su lugar proporcionan declaraciones no auditadas sobre sus reservas de petróleo. Se sospecha que las cifras divulgadas por algunos gobiernos nacionales están manipuladas por motivos políticos. [28] [29] Para lograr los objetivos internacionales de descarbonización , la Agencia Internacional de Energía dijo en 2021 que los países ya no deberían ampliar la exploración ni invertir en proyectos para ampliar las reservas para cumplir los objetivos climáticos establecidos por el Acuerdo de París . [30]
Las categorías y técnicas de estimación enmarcadas por el PRMS anterior se aplican a 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 matrices rocosas que exceden 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 capas de carbón (CBM), gas centrado en cuencas (baja permeabilidad), gas de arenas compactas de baja permeabilidad (incluido el gas de esquisto ) y petróleo de arenas compactas (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 causado por el drenaje de las superficies de la matriz hacia las fracturas adyacentes. [31] Se cree comúnmente que estos yacimientos son omnipresentes a nivel regional y pueden verse interrumpidos por límites regulatorios o de propiedad con potencial para 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 desde un único punto de control y, por tanto, la estimación de recursos, dependen de la producción cercana de análogos con evidencia de viabilidad económica. En estas circunstancias, es posible que se necesiten proyectos piloto para definir las reservas. [1] Es probable que cualquier otra estimación de recursos sean volúmenes de YTF derivados únicamente de forma analógica, que son especulativos.
Energía y recursos:
{{cite web}}: Mantenimiento CS1: nombres numéricos: lista de autores ( enlace ){{cite book}}: |website=ignorado ( ayuda )