Estimación de reservas
Los primeros parámetros que se estiman o evalúan de una acumulación de hidrocarburos son aquellos que permiten obtener los valores más certeros de su volumen original en sitio de petróleo (POES), gas (GOES) y condensados de gas (COES).
Si bien es cierto que es fundamental conocer los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio (VOHES); también es cierto que la atracción del valor económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la fracción extraíble del petróleo, gas y líquidos del gas, todos originalmente en sitio.
La razón por la que no es sencillo determinar con certeza que fracción de los volúmenes originales en sitio será extraíble; es que los volúmenes en sitio son cantidades determinables (dentro del rango de precisión de la estimación) y son físicamente invariables. Por el contrario, las reservas están sujetas a un conjunto de condiciones o de suposiciones que deberán cumplirse para que a su vez esas reservas sean físicamente producibles y se logre almacenarlas en instalaciones en la superficie.
Algunas de las condiciones que califican a las reservas o representan la factibilidad cierta de obtenerlas son económicas. Otras condiciones son estrictamente físicas. En su conjunto, la sumatoria de estas condiciones y otras, son pre-requisito para producir las reservas.
La explicación más genérica de reservas de gas, de petróleo, de líquidos de gas es: aquella fracción del volumen original en sitio que se anticipa producible si se cumplen las condiciones asociadas a su definición.
Clasificación de las reservas de hidrocarburos
Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles.
Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias.
Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas.
Reservas probadas: cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización de término razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa certidumbre se califica como P-90.
Reservas probables: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza en su recuperación, comparado con el de las Reservas Probadas.
Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito (P-50)
Reservas Posibles: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican que su recuperación es factible, pero con grado de certeza menor al d las Reservas Probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito (P-10).
Reservas Primarias: cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.
Reservas Secundarias: cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.
Reservas Desarrolladas: reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generan potencial. Se pueden subdividir en Productoras y No Productoras.
Reservas Desarrolladas Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.
Reservas Desarrolladas No Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en que se inició la misma.
Reservas Desarrolladas Suplementarias: cantidades adicionales de reservas probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación suplementaria completo.
Reservas No Desarrolladas: las reservas probadas de condensado, petróleo crudo, gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras. Por ejemplo:
En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrollo.
Volúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el mismo yacimiento.
Reservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están aisladas entre empacaduras en completaciones selectivas.
Reservas detrás de tubería, cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador.
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de Hidrocarburos. Efraín E Barberii & Matín Essenfeld. Tomo III.
Si bien es cierto que es fundamental conocer los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio (VOHES); también es cierto que la atracción del valor económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la fracción extraíble del petróleo, gas y líquidos del gas, todos originalmente en sitio.
La razón por la que no es sencillo determinar con certeza que fracción de los volúmenes originales en sitio será extraíble; es que los volúmenes en sitio son cantidades determinables (dentro del rango de precisión de la estimación) y son físicamente invariables. Por el contrario, las reservas están sujetas a un conjunto de condiciones o de suposiciones que deberán cumplirse para que a su vez esas reservas sean físicamente producibles y se logre almacenarlas en instalaciones en la superficie.
Algunas de las condiciones que califican a las reservas o representan la factibilidad cierta de obtenerlas son económicas. Otras condiciones son estrictamente físicas. En su conjunto, la sumatoria de estas condiciones y otras, son pre-requisito para producir las reservas.
La explicación más genérica de reservas de gas, de petróleo, de líquidos de gas es: aquella fracción del volumen original en sitio que se anticipa producible si se cumplen las condiciones asociadas a su definición.
Clasificación de las reservas de hidrocarburos
Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles.
Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias.
Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas.
Reservas probadas: cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización de término razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa certidumbre se califica como P-90.
Reservas probables: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza en su recuperación, comparado con el de las Reservas Probadas.
Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito (P-50)
Reservas Posibles: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican que su recuperación es factible, pero con grado de certeza menor al d las Reservas Probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito (P-10).
Reservas Primarias: cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.
Reservas Secundarias: cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.
Reservas Desarrolladas: reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generan potencial. Se pueden subdividir en Productoras y No Productoras.
Reservas Desarrolladas Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.
Reservas Desarrolladas No Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en que se inició la misma.
Reservas Desarrolladas Suplementarias: cantidades adicionales de reservas probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación suplementaria completo.
Reservas No Desarrolladas: las reservas probadas de condensado, petróleo crudo, gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras. Por ejemplo:
En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrollo.
Volúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el mismo yacimiento.
Reservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están aisladas entre empacaduras en completaciones selectivas.
Reservas detrás de tubería, cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador.
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de Hidrocarburos. Efraín E Barberii & Matín Essenfeld. Tomo III.