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Articulo de referencia

Reservas de petróleo y gas y cuantificación de recursos

La quema de una prueba de flujo, la primera indicación externa de un nuevo descubrimiento de petróleo o gas, que tiene el potencial de calificar para la evaluación de reservas. ...

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La quema de una prueba de flujo, la primera indicación externa de un nuevo descubrimiento de petróleo o gas, que tiene el potencial de calificar para la evaluación de reservas.

La cuantificación de reservas y recursos de petróleo y gas se refiere al proceso de estimar las cantidades de hidrocarburos presentes en acumulaciones subterráneas y evaluar la porción que puede recuperarse económicamente. En la industria petrolera, se distingue entre recursos , que representan el volumen total estimado de hidrocarburos in situ, y reservas , que son las cantidades que se espera que sean comercialmente recuperables bajo las condiciones económicas, tecnológicas y regulatorias vigentes.

Las estimaciones se basan en datos geológicos, de ingeniería y económicos, y son inherentemente inciertas, expresándose generalmente mediante métodos probabilísticos. A medida que se dispone de información adicional o cambian las condiciones económicas y tecnológicas, las estimaciones pueden revisarse. Se utilizan sistemas de clasificación estandarizados, como el Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos (PRMS) de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo , para categorizar las reservas y los recursos según su nivel de certeza y viabilidad comercial. [ 1 ]

Cuantificación

Un pozo petrolífero en Canadá

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 gerencia y a los inversionistas los medios para realizar comparaciones cuantitativas y relativas entre activos, [ a ] antes de asumir el costo significativo de explorar, desarrollar y extraer esos yacimientos. [ 2 ] Los esquemas de clasificación se utilizan para categorizar la incertidumbre en las estimaciones de volumen del petróleo y gas recuperables y la probabilidad de que existan en la realidad (o el riesgo de que no existan) dependiendo de la madurez del recurso. [ b ] Los posibles yacimientos de petróleo y gas subterráneos identificados 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 un plazo recomendado de cinco años. [ 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 del desarrollo y la producción de petróleo y gas. Los volúmenes de reservas son necesarios para determinar la situación financiera de la empresa, la cual puede estar obligada a informar dichas estimaciones a los accionistas y a los "titulares de recursos" [ c ] en las distintas etapas de la maduración de los recursos. [ d ] [ 4 ]

Actualmente, la metodología de clasificación e informes más ampliamente aceptada es el Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos ( 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 de 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 comparten 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 ]

Informes sobre reservas y recursos

Un recurso de petróleo o gas se refiere a acumulaciones conocidas ( campos descubiertos ) o potenciales de petróleo y/o gas ( es decir, prospectos y yacimientos no descubiertos ) 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 probabilidad 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 fiables disponibles y la interpretación de esos datos. [ h ]

La estimación y el seguimiento de las reservas permiten comprender, por ejemplo, la producción futura de una empresa y el potencial de suministro de petróleo y gas de un país. Por ello, las reservas constituyen un medio importante para expresar el valor y la duración 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 según la madurez del recurso que determina los requisitos de información. [ i ] Las reservas de petróleo y gas son recursos que son, o es razonablemente seguro que serán, comerciales (es decir, rentables). Las reservas son el principal activo de una compañía de petróleo y gas ; el registro es el proceso mediante el cual se agregan al balance general . Las estimaciones de recursos contingentes y prospectivos son mucho más especulativas y no se registran con el mismo grado de rigor, generalmente solo para uso interno de la compañía, 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 del activo , lo que a su vez puede influir en el valor de las acciones de la compañía de petróleo y gas . [ 7 ] El PRMS proporciona un marco para un enfoque consistente del proceso de estimación para cumplir con los requisitos de información, en particular, de las compañías que cotizan en bolsa. [ 8 ] [ j ] Las compañías energéticas 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 registro de recursos. [ k ]

Reservas

La presentación de informes de reservas de acumulaciones descubiertas está regulada por controles estrictos para decisiones de inversión informadas que permitan cuantificar 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 exigen que las reservas sean descubiertas, recuperables, comerciales y restantes según las reglas que rigen la clasificación en subcategorías y los planes de proyectos de desarrollo declarados que se aplican. [ 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 recopilan de manera rutinaria ni uniforme.

Reservas comprobadas

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, tener una certeza del 90% 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 probadas desarrolladas (PD) o probadas no desarrolladas (PUD). [ 11 ] [ 12 ] Las reservas PD son reservas que pueden producirse 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 gas producido que se ha extraído a la superficie (producción) y vendido en mercados internacionales o refinado en el país ya no se considera reserva y se elimina de los registros contables y los balances de la empresa. Hasta enero de 2010, las reservas probadas "1P" eran el único tipo que la SEC de EE. UU. permitía a las compañías petroleras informar a los inversores. Las empresas que cotizan en las bolsas de valores de EE. UU. pueden ser llamadas a verificar sus afirmaciones de forma confidencial, pero muchos gobiernos y compañías petroleras nacionales no divulgan públicamente los datos de verificación. Desde enero de 2010, la SEC permite a las empresas proporcionar información adicional opcional que declara 2P (tanto probadas como probables) y 3P (probadas más probables más posibles) [ m ] con verificación discrecional por parte de consultores externos cualificados, aunque muchas empresas optan por utilizar las estimaciones 2P y 3P solo para fines internos. [ 10 ]

Reservas probables y posibles

Ejemplo de distribución de incertidumbre de volumen, con los volúmenes P10, P50 y P90 indicados (creada mediante un método de cálculo probabilístico).

Las reservas adicionales probables se atribuyen a acumulaciones conocidas y a la suma acumulativa probabilística de reservas probadas y probables (con una probabilidad de P50), también conocida en la industria como " 2P " (Probadas más Probables) [ 13 ]. La designación P50 significa que debe haber al menos un 50% de probabilidad de que los volúmenes reales recuperados sean iguales o superiores a la estimación 2P .

Las posibles reservas adicionales se atribuyen a acumulaciones conocidas que tienen una probabilidad menor de ser recuperadas que las reservas probables. [ 14 ] Las razones para asignar una menor probabilidad a la recuperación de las reservas posibles incluyen diversas interpretaciones geológicas, incertidumbre debido al relleno de reservas (asociado a 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 " (probadas más probables más posibles), donde existe una probabilidad del 10% de entregar o superar el volumen P10. ( ibíd . )

Estimaciones de recursos

Las estimaciones de recursos son volúmenes no descubiertos, o volúmenes que aún no se han perforado ni extraído a la superficie. Un recurso no reservado , por definición, no tiene que ser recuperable técnica o comercialmente y puede estar representado por una sola acumulación potencial o por un conjunto de múltiples acumulaciones, por ejemplo, un recurso estimado de una cuenca geológica . [ 15 ]

Gráfico esquemático que ilustra los volúmenes y probabilidades de petróleo. Las curvas representan las categorías de petróleo en evaluación. Existe una probabilidad del 95% ( P95, a menudo denominada F95 en la industria) de que exista al menos un volumen V1 de petróleo económicamente recuperable, y una probabilidad del 5% (P05 o F05) de que exista al menos un volumen V2 de petróleo económicamente recuperable. [ 16 ]

Existen dos categorías de recursos que no son reservas:

Recursos contingentes

Una vez realizado un descubrimiento, los recursos prospectivos pueden reclasificarse como recursos contingentes . Los recursos contingentes son aquellos yacimientos o campos que aún no se consideran lo suficientemente maduros para el desarrollo comercial, donde el desarrollo depende del cambio de 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 según la madurez del proyecto y/o el estado económico ( 1C , 2C , 3C , ibid ) y, además, se les asigna un riesgo o probabilidad de existir en la realidad (POS o COS). [ g ]

Recursos potenciales

Los recursos prospectivos , al no haber sido descubiertos, presentan el mayor rango de incertidumbres de volumen y conllevan el mayor riesgo o probabilidad de estar presentes en la realidad (POS o COS). [ g ] En la etapa de exploración (antes del descubrimiento) se clasifican según el amplio rango de incertidumbres de volumen (típicamente P90-P50-P10 ). [ 17 ] En el PRMS, el rango de volúmenes se clasifica mediante las abreviaturas 1U , 2U y 3U, que reflejan nuevamente los grados de incertidumbre. [ o ] Por lo general, las empresas no están obligadas a informar públicamente sobre sus opiniones acerca de los recursos prospectivos, pero pueden optar por hacerlo voluntariamente. [ p ] [ 18 ]

Técnicas de estimación

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 de este petróleo y gas en el lugar puede ser llevada a la superficie ( recuperable ), [ q ] y es solo esta fracción producible la que se considera reservas o un recurso de cualquier tipo. [ 19 ] La relación entre el petróleo y el gas en el lugar y los volúmenes 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, debe aclararse si se trata de petróleo en el lugar o volúmenes recuperables .

La técnica apropiada para la estimación de recursos viene determinada por la madurez de los mismos. Existen tres categorías principales de técnicas, que se utilizan en distintos grados a lo largo de la maduración de los recursos: analógica (sustitución), volumétrica (estática) y basada en el rendimiento (dinámica), las cuales se combinan para ayudar a subsanar las deficiencias en el conocimiento o los datos. Tanto los métodos de cálculo probabilísticos como los deterministas se utilizan comúnmente para calcular los volúmenes de recursos; los métodos deterministas se aplican predominantemente a la estimación de reservas (baja incertidumbre) y los métodos probabilísticos a la estimación general de recursos (alta incertidumbre). [ 20 ]

La combinación de restricciones geológicas, geofísicas y de ingeniería técnica implica que la cuantificación de volúmenes suele ser realizada por equipos técnicos y comerciales integrados, compuestos principalmente por geocientíficos e ingenieros de subsuelo , ingenieros de superficie y economistas. Dado que la geología del subsuelo no puede examinarse directamente, deben utilizarse 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 de petróleo y gas recuperables mediante métodos probabilísticos. [ r ] En general, la mayoría de las estimaciones iniciales de las reservas de un yacimiento de petróleo o gas (en lugar de estimaciones de recursos) son conservadoras y tienden a aumentar con el tiempo . [ 21 ] Esto puede deberse a la disponibilidad de más datos y/o a la mejor concordancia 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, 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. [ 22 ] Otros organismos nacionales o sectoriales pueden informar voluntariamente sobre sus recursos y reservas, pero no están obligados a seguir las mismas definiciones y controles estrictos. [ 23 ]

Método analógico (YTF)

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. [ 14 ] Las técnicas solo con análogos se denominan "aún por descubrir" ( YTF ) e implican identificar áreas que contienen activos productores que son geológicamente similares a los que se están estimando y sustituir los datos para que coincidan con lo que se sabe sobre un segmento. [ 15 ] [ 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 ] [ 24 ] YTF es conceptual y se usa comúnmente como un método para evaluar 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 análogo también se puede sustituir por cualquier parámetro del subsuelo donde haya lagunas en los datos en reservas o entornos de recursos más maduros (abajo). [ 25 ]

Método volumétrico

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 ] [ 26 ] [ 27 ]

Los volúmenes deterministas se calculan cuando se utilizan valores únicos como parámetros de entrada para esta ecuación, que podría 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 (véase también Cópula (teoría de la probabilidad) ), que preservan las dependencias entre parámetros. Estos métodos geoestadísticos se aplican con mayor frecuencia a recursos prospectivos que aún necesitan ser probados mediante perforación. Los recursos contingentes también se caracterizan por métodos volumétricos con contenido analógico y distribuciones de incertidumbre antes de que se haya producido una producción significativa, donde la información de distribución espacial puede conservarse en un modelo de yacimiento estático . [ 14 ] Los modelos estáticos y los modelos de flujo dinámico pueden poblarse con datos de rendimiento de yacimientos analógicos para aumentar la confianza en el pronóstico a medida que aumenta la cantidad y la calidad de los datos geocientíficos estáticos y de rendimiento de yacimientos dinámicos. [ 28 ]

Métodos basados ​​en el rendimiento

Una vez iniciada la producción, los datos de presión y las tasas de producción permiten predecir el rendimiento del yacimiento, que anteriormente se caracterizaba mediante la sustitución de datos analógicos. Los datos analógicos aún pueden sustituir el rendimiento esperado del yacimiento cuando faltan datos dinámicos específicos, lo que representa el mejor resultado técnico. [ 25 ]

Simulación de yacimientos

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 (típicamente, 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 ajustándolos al 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, especialmente en yacimientos grandes y complejos. La producción diaria se puede comparar con las previsiones de producción para establecer la precisión de los modelos de simulación basados ​​en los volúmenes reales de petróleo o gas recuperados. A diferencia de los métodos análogos o volumétricos mencionados anteriormente, 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 con estimaciones previas, ya sean derivadas de modelos análogos, volumétricos o estáticos de yacimientos, antes de que se puedan ajustar y contabilizar las reservas. [ 28 ]

Método de balance de materiales

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 producido en un yacimiento con la variación de la presión del yacimiento para calcular el volumen restante de petróleo y gas. Se asume que, a medida que se extraen fluidos del yacimiento, la presión del yacimiento varía en función del volumen restante de petróleo y gas. Este método requiere un análisis exhaustivo de presión, volumen y temperatura, así como un historial de presión preciso del yacimiento. Además, exige 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 fluidos similares. [ 13 ]

Método de la curva de declive de la producción

Ejemplo de una curva de declive de producción para un pozo individual.

El método de la curva de declive consiste en extrapolar 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 disminuirá siguiendo una curva razonablemente suave, por lo que deben tenerse en cuenta los pozos cerrados y las restricciones de producción. La curva puede expresarse matemáticamente o representarse gráficamente 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 ]

Crecimiento de las reservas

La experiencia muestra que las estimaciones iniciales del tamaño de los yacimientos de petróleo y gas recién descubiertos suelen ser demasiado bajas. Con el paso de los años, las estimaciones sucesivas de la recuperación final de los yacimientos tienden a aumentar. El término crecimiento de reservas se refiere a los aumentos típicos (pero con un rango cada vez menor) de la recuperación final estimada que se producen a medida que se desarrollan y producen los yacimientos de petróleo y gas. [ 21 ] 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 divulgadas por algunos gobiernos nacionales están manipuladas por razones políticas. [ 29 ] [ 30 ] Para lograr los objetivos internacionales de descarbonización , la Agencia Internacional de 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 . [ 31 ]

Yacimientos no convencionales

Las categorías y técnicas de estimación descritas en el PRMS anterior se aplican solo 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 y las fuerzas capilares. [ 14 ] El petróleo o el gas en yacimientos no convencionales están mucho más fuertemente ligados a las matrices rocosas en exceso de las fuerzas capilares y, por lo tanto, requieren enfoques diferentes 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 cuenca (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 ( querógeno ). Los yacimientos de permeabilidad ultrabaja exhiben una pendiente de 1/2 en un gráfico logarítmico de caudales en función del tiempo, que se cree que es causada por el drenaje de las superficies de la matriz hacia las fracturas adyacentes. [ 32 ] Se cree comúnmente que estos yacimientos son de distribución regional y que pueden verse interrumpidos por límites regulatorios o de propiedad, con el potencial de contener grandes volúmenes de petróleo y gas, que son muy difíciles de verificar. Las características de flujo no únicas en acumulaciones no convencionales implican que la viabilidad comercial depende de la tecnología aplicada a la extracción. Las extrapolaciones desde un único punto de control, y por lo tanto la estimación de recursos, dependen de análogos productores cercanos con evidencia de viabilidad económica. En estas circunstancias, pueden ser necesarios proyectos piloto para definir las reservas. [ 14 ] Cualquier otra estimación de recursos probablemente sean volúmenes YTF derivados únicamente de análogos, que son especulativos.

Véase también

Energía y recursos:

Referencias, notas y definiciones de trabajo

Referencias

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Notas

  1. ↑ término comúnmente utilizado para identificar descubrimientos o campos de producción.
  2. ↑ es decir , si está probado (baja incertidumbre) o no probado (alta incertidumbre)
  3. ↑ Los titulares de recursos son los propietarios legales de los recursos de petróleo y gas del subsuelo y suelen estar representados por los gobiernos de turno que poseen los derechos mineros para la extracción de petróleo y/o gas.
  4. ↑ Normalmente solose informan las reservas probadas .
  5. ↑ Las definiciones y directrices contenidas en este artículo no deben interpretarse como una modificación de la interpretación o aplicación de ningún requisito de información regulatoria existente.
  6. ↑ Las reservas de la SEC tienen un enfoque occidental/capitalista que se centra en informar sobre el subconjunto de recursos de petróleo y gas in situ que se espera, con alta probabilidad, que se extraigan y se conviertan en efectivo en un proyecto que genere ganancias. Los sistemas de reservas ruso y chino se centran en crear un inventario de petróleo y gas in situ con potencial de explotación futura para satisfacer sus necesidades nacionales. La extracción rentable es conveniente y apreciada, pero no siempre un requisito para sus intereses nacionales.
  7. 1 2 3 expresado como unaPosibilidad de Éxito (POS ) , a veces llamado COS o Oportunidad de Éxito
  8. ↑ Las estimaciones de los volúmenes recuperables de petróleo y gas se expresan como una distribución de probabilidad con un rango de incertidumbre de L, M, H y se subclasifican a continuación según la madurez del proyecto y/o el estado económico (por ejemplo, 1C, 2C, 3C). Además, cada clase de reserva conlleva un riesgo, o probabilidad de existir en la realidad (POS o COS), que se basa en la cantidad y calidad de la evidencia disponible. Naturalmente, la mayor probabilidad (menor riesgo) se asocia con reservas probadas (campos con pozos y pruebas de producción) y la menor probabilidad (mayor riesgo) se asocia con prospectos y contactos no perforados donde los datos son más escasos.
  9. ↑ p. ej., informes internos o externos, anuncios públicos y divulgación del balance general a los accionistas
  10. ↑ En efecto, el PRMS tiende un puente entre los estándares capitalistas occidentales para la presentación de informes sobre reservas, regulados por la SEC, y aquellos que responden a los intereses nacionales locales. Proporciona un marco para crear un inventario de recursos con potencial de generar rentabilidad mediante la implementación de proyectos de desarrollo. En lugar de centrarse en los volúmenes existentes, se enfoca en los volúmenes que podrían extraerse en el futuro.
  11. ↑ determinado por los requisitos legislativos y el marco legal del país anfitrión fuera de las regulaciones de la SEC.
  12. ↑ Las probabilidades asociadas a las categorías de reserva 1P, 2P y 3P representan la posibilidad de entregar o superar los volúmenes declarados. Aunque pueda parecer contraintuitivo, estas probabilidades disminuyen a medida que aumentan los volúmenes declarados, lo que indica una menor confianza en que se puedan entregar volúmenes mayores.
  13. ↑ NOTA: La SEC desaconseja la agregación de estimaciones.
  14. ↑ p. ej., precio de la bolsa, inversión financiera, innovaciones técnicas, innovación de mercado o flexibilización fiscal
  15. ↑ La incertidumbre se expresa como un rango probabilístico, que incluye la posibilidad o el riesgo de que los hidrocarburos estén ausentes. El resultado combinado del volumen de riesgo más probable, o media ponderada por la probabilidad, se denomina expectativa.
  16. ↑ La SEC no permite informar sobre recursos no descubiertos
  17. ↑ El volumen técnicamente recuperable en un conjunto dado de condiciones de mercado se denomina recuperación final ( UR ) o recuperación final estimada ( EUR ).
  18. Las reservas se suelen reportar como un único volumen de campo, prospecto o yacimiento principal, definido por una única distribución de probabilidad cuya forma define el resultado de volumen más probable y el rango de incertidumbre del volumen (por ejemplo, P50, P90, P10). De manera similar, los volúmenes de cartera se estiman combinando distribuciones de probabilidad individuales, teniendo en cuenta las interdependencias entre los elementos de la cartera (es decir, no se trata de una simple suma del "volumen más probable").
  19. ↑ El argumento es: “Si funciona en esta parte del mundo, ¿por qué no aquí?”
  20. ↑ Cuanto mayor sea el segmento, mayor será el grado de especulación.
  21. ↑ Los yacimientos convencionales se caracterizan por la flotabilidad del petróleo, el gas y el agua, estimada mediante el flujo de Darcy en el subsuelo, lo que contrasta con los yacimientos no convencionales dominados por fuerzas capilares.

Definiciones de trabajo

  1. ↑ GRV se define como el volumen de roca contenido geométricamente dentro delos límites de las trampas convencionales.
  2. ↑ El desglose neto a bruto incluye las porciones no reservorio del GRV que tienen el potencial litológico para ser una zona productiva.
  3. ↑ La porosidad se define como el porcentaje de la roca reservorio neta ocupada por poros (normalmente entre el 5% y el 35% para un reservorio convencional).
  4. La saturación de hidrocarburos (medida inversamente como la saturación de agua Sw , donde Sw es 1-saturación de hidrocarburos ) se define como el porcentaje del espacio poroso ocupado por petróleo y/o gas.
  5. ↑ El factor de recuperación ( FR ) se define como la relación entre los volúmenes presentes y los volúmenes recuperables.
  6. ↑ El petróleo se contrae y el gas se expande al ser llevado a la superficie. El FVF convierte los volúmenes en condiciones de yacimiento (alta presión y alta temperatura) a condiciones de almacenamiento y venta, y se define como el volumen de petróleo (y gas disuelto) a la presión y temperatura del yacimiento necesario para producir un barril de petróleo en el tanque de almacenamiento en la superficie.
  • Página sobre suministro de energía en el sitio web del Proyecto de Educación Global , que incluye numerosos gráficos y tablas sobre el suministro y el uso de energía en el mundo.
  • Reservas de petróleo (más recientes) por país