UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA

"ESTIMACIÓN DE RESERVAS EN CAMPOS MADUROS BAJO UN ENFOQUE PROBABILÍSTICO"

TESIS

, PARA OPTAR AL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

ELABORADOR POR:

BRAYAM D'LEONID VALQUI ORDOÑEZ

PROMOCIÓN 2014-1

LIMA-PERÚ

2015

DEDICATORIA

A mis padres Hilda y Néstor. Por ser mis mejores ejemplos a seguir en esta vida.

A mi familia. Por el apoyo constante en todos los años de mi formación académica.

A la Universidad Nacional de Ingeniería. Por darme el privilegio de ser un egresado de la mejor universidad.

AGRADECIMIENTO

A mi amigo maestro: Alexei Huerta; quien con sus consejos me guío y motivo para la realización de la presente tesis.

A los ingenieros: Edgard Argumé y Luis Colán, quienes me apoyaron incansablemente en la elaboración de la presente tesis.

A mi amigo y colega:

¡¡

Reynaldo Cervantes, por su aporte y consejos durante la elaboración del presente trabajo.

¡¡¡

SUMARIO

Entender y manejar el rango de incertidumbre en la estimación de reservas y recursos, son dos de los aspectos más importantes y complejos en el negocio de exploración y producción de petróleo y gas, ya que estas cifras agregan valor a los bienes de una empresa y/o la economía de un país. Ambos procesos, no siempre son compatibles, debido a la madurez del proyecto o aspectos no técnicos, por lo general tienen incertidumbre debido a la falta de información y a los diferentes criterios de los auditores de reservas.

La mejor manera de abordar el rango de incertidumbre en la estimación de reservas y recursos es construir diferentes escenarios de los planes de desarrollo que puedan cubrir toda la gama de posibles resultados de los pronósticos de producción de hidrocarburos recuperables para evaluar el valor monetario esperado de sus proyectos. En el enfoque probabilístico clásico, la incertidumbre estadística de parámetros individuales del yacimiento se utiliza para calcular la incertidumbre del hidrocarburo in-place y los volúmenes recuperables. Por otro lado, un método estocástico, como el método Monte Cario, se aplica para generar funciones de probabilidad mediante el muestreo al azar de distribuciones de entrada.

Un nuevo enfoque probabilístico se ha propuesto en esta tesis para proporcionar consistencia y confianza para la estimación de reservas probadas en campos maduros.

Una curva de declinación paramétrica para el campo fue desarrollada en base a la historia de producción. A continuación, se calcularon los intervalos de las funciones de incertidumbre y la distribución estadística de la tasa de declinación (Di) y el exponente "b".

En consecuencia, mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario se obtuvieron los perfiles de producción probabilísticos; una curva de expectativa de reservas probadas es finalmente construida y los escenarios "low1", "base2"

y "high3" se pueden extraer para el análisis determinista de flujo de caja. Por otro lado, para las reservas probadas no desarrolladas, la metodología se puede aplicar de manera similar mediante la estimación de una curva de tipo para cada campo y/o reservorio. Cabe mencionar, que un modelo hiperbólico se asocia a esta curva tipo y mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario, esta curva es tratada con un enfoque probabilístico.

1 Estimación conservadora. 2 Estimación base. 3 Estimación optimista

iv

INDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ....................................................................................................................... i

AGRADECIMIENTO .............................................................................................................. ii

SUMARIO ............................................................................................................................... iii

INDICE DE FIGURAS .......................................................................................................... vi

INDICE DE TABLAS ............................................................................................................ vii

Capitulo 1.• Planteamiento del Problema ........................................................................... 1

1. Problemática .............. : ............................................................................................. 1

2. Formulación del Problema ................................................................................... 2

3. Justificación ............................................................................................................. 2

4. Objetivos ................................................................................................................... 3

Capítulo 11.- Marco Teórico .................................................................................................. 4

1. Antecedentes de la Investigación ....................................................................... 4

2. Bases teóricas ......................................................................................................... 5

a) Marco de Clasificación de Recursos Petroliferos ...................................... s b) Definiciones y Pautas de las Categorías ...................................................... 8

e) Clasificación de Recursos .............................................................................. 10

d) Subclases de Madurez del Proyecto ............................................................ 13

e) Estado de las Reservas ................................................................................... 17

f) Estado Económico ............................................................................................ 19

g) Categorización del Rango de Incertidumbre ............................................. 19

h) Métodos para Estimar el Rango de Incertidumbre .................................. 23

i) Estimación de Cantidades Recuperables ................................................... 25

j) Estadística Descriptiva Aplicada .................................................................. 35

k) Método Montecarlo ........................................................................................... 37

Capítulo 111.- Hipótesis y Variables ................................................................................... 39

1. Hipótesis Principal ................................................................................................ 39

2. Hipótesis Secundaria ........................................................................................... 39

3. Identificación de variables .................................................................................. 39

a) Variables Independientes ............................................................................... 39

b) Variables Dependientes ................................................................................... 39

4. Operacionalización de Variables ...................................................................... 40

5. Matriz de Consistencia ........................................................................................ 41

V

6. Metodología ............................................................................................................ 42

Capítulo IV.- Estimación de Reservas Mediante el Método Probabilístico ................ 43

1. Lineamientos .......................................................................................................... 43

2. Selección del Método de Peñormance ........................................................... 44

3. Flujograma de Trabajo ......................................................................................... 46

a) Evaluación de la Historia de Producción ................................................... 47

b) Escenarios Determinísticos ........................................................................... 47

e) Construcción de Distribuciones Estadísticas ........................................... 49

d) Estimación de Factores de Correlación ...................................................... 49

e) Aplicación del método Monte Cario ............................................................. so

f) Estimación de las Reservas Probadas Totales ......................................... 52

CAPITULO V. Caso de Estudio: LOTE UNI .................................................................... 54

1. Desarrollo del Lote ............................................................................................... 54

2. Estado de los Pozos ............................................................................................. ss

3. Estimación de Reservas ...................................................................................... 56

a) Reservas Probadas Desarrolladas (PO) ...................................................... 56

b) Reservas Probadas No Desarrolladas (PND) ........................................... 63

CAPITULO VI. Análisis de Resultados ............................................................................ 67

1. Resultados del Método Probabilistico ............................................................ 67

2. Método Determinístico vs Método Probabilistico ........................................ 69

3. Evaluación Económica de la Curva Base ....................................................... 72

a) Escenarios de Producción Determinísticos .............................................. 72

b) Escenarios de Producción Probabilisticos; ............................................... 73

e) Análisis de las Evaluaciones Económicas ................................................. 73

Capítulo VIl.- Conclusiones y Recomendaciones .......................................................... 75

Capítulo VIII: Bibliografía ................................................................................................... 77

Capítulo IX: Anexos ............................................................................................................ 78

ABREVIATURAS ................................................................................................................ 85

GLOSARIO .......................................................................................................................... 86

vi

INDICE DE FIGURAS

Figura 1. Marco de Clasificación de Recursos ................................................................ 6

Figura 2. Subcl~ses basadas en la madurez del proyecto .......................................... 14

Figura 3. Clasificación de la producción de la~ curvas de declinación ...................... 31

Figura 4. Curvas de declinación (exponencial, harmónico, hiperbólica) ................... 33

Figura 5. Metodología del Cálculo Probabilístico de Reservas ................................. 42

Figura 6. Cambio en la incertidumbre y métodos de evaluación de un proyecto E&P a lo largo de su ciclo de vida ............................................................................................. 44

Figura 7. Línea de tiempo para las fases de madurez de un proyecto de petróleo y los métodos usados en su evaluación ............................................................................. 45 Figura 8. Esquema del flujograma de trabajo para estimar reservas de petróleo en campos maduros mediante el método probabilístico .................................................... 46

Figura 9. Análisis determinrstico de las curvas de declinación ................................... 48

Figura 1 O. Modelo Probabilfstico de Declinación Hiperbólica para la Producción de Petróleo ................................................................................................................................. 51

Figura 11. Esquema para la estimación de Reservas Probadas Totales ................. 53 Figura 12. Historia de Producción del Lote UNI (1952- 2014) .................................. 54 Figura 13. Estado de los pozos del Lote UNI. ............................................................... 55

Figura 14. Declinación exponencial del Lote UN l. ........................................................ 57

Figura 15. Declinación hiperbólica (1) del Lote UNI. .................................................... 58

Figura 16. Declinación hiperbólica (2) del Lote UNI. .................................................... 58

Figura 17. Perfil de producción determinístico del Lote UNJ. ...................................... 59

Figura 18. Distribución Betapert de los valores del exponente "b" ............................. 59

Figura 19. Distribución Betapert de los valores de la tasa de declinación "O" ......... 60

Figura 20. Correlación entre Jos valores de "b" y "0" ................................................... 60

Figura 21. Pronóstico de producción probabilrstico del Lote UNI-Curva Base ........ 61

Figura 22. Historia y perfil de producción probabilistico del Lote U NI. ...................... 62

Figura 23. Distribución del exponente "b" en el pozo tipo ........................................... 64

Figura 24. Distribución de la tasa de declinación "O" en el pozo tipo ........................ 64

Figura 25. Pronostico de producción probabilfstico- Curva Incremental... ............... 65 Figura 26. Pronostico de producción probabilístico- Producción Total. ................... 68

Figura 27. Pronostico de producción probabilístico- Reservas Probadas ............... 68 Figura 28. Curva de expectativa del Lote UNI.. ............................................................. 69

Figura 29. Perfiles de producción determinístico y probabilístico - Curva Base ...... 71

Figura 30. Datos de entrada para la estimación de Reservas PO ............................. 78

Figura 31. Datos de salida para la estimación de Reservas PO ................................ 79

Figura 32. Datos de entrada para la estimación de Reservas PND .......................... 80

Figura 33. Datos de salida para la estimación de Reservas PND ............................. 81

Figura 34. Datos para la construcción de la Curva de Expectativas ......................... 82

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INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Estado de las reservas y las subclases de madurez del proyecto .............. 18

Tabla 2. Relación entre los enfoques de Clasificación de los recursos ...................... 19 Tabla 3. Tipos de curvas de declinación ......................................................................... 32 Tabla 4. Operacionalización de variables ....................................................................... 40

Tabla 5. Matriz de Consistencia ....................................................................................... 41

Tabla 6. Pozos activos en el Lote UNI ............................................................................ ss Tabla 7. Parámetros estimados por escenario en el Lote UNI. ................................... 56 Tabla 8. Reservas de los escenarios determinísticos del Lote UNI ........................... 57

Tabla 9. Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo ............................................. 62 Tabla 1 O. Características de los últimos pozos perforados en el Lote UNI... ........... 63 Tabla 11. Programa de perforación en el Lote UNI ................................................... ~ ... 63 Tabla 12. Reservas Probadas No Desarrolladas de Petróleo ..................................... 66 Tabla 13. Reservas Probadas Totales de Petróleo ....................................................... 67 Tabla 14. Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo ........................................... 69 Tabla 15. Diferencia entre las estimaciones "low case" y "base case" . ..................... 70 Tabla 16. Análisis de sensibilidad a las estimaciones determinísticas ...................... 72 Tabla 17. Análisis de sensibilidad a las estimaciones probabilfsticas ........................ 73 Tabla 18. Evaluación económica del pronóstico de producción determinístico ....... 83 Tabla 19. Evaluación económica del pronóstico de producción probabilístico ......... 84

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Capitulo 1.- Planteamiento del Problema

1. Problemática

El Perú cuenta con 18 cuencas sedimentarias, de la cuales dos (Cuenca Talara y Cuenca Marañón), cuentan con más del 90% de los pozos exploratorios realizados en el territorio nacional. En concordancia con la cifra anterior, en estas dos cuencas es donde se han desarrollado los campos más prolíficos de petróleo desde la perforación del primer pozo productor de petróleo en el Perú en el año 1863. En este contexto, existe una problemática común en ambos casos, esta es referente a la posibilidad de inversión en los campos maduros, lo cual está ligado a las reservas que se estimen y a la incertidumbre asociada a estas.

En el caso de la Cuenca Talara, la complejidad se basa en la geología (alto grado de fallamiento, la cual hace dificil una buena interpretación de los horizontes sísmicos). En este sentido, a pesar de ser una Cuenca con más de 15 décadas de historia de producción, la complejidad geológica genera incertidumbre, la cual no es manejada adecuadamente con la aplicación del método determinístico, debido a que este no te proporciona una cuantificación de las incertidumbres (rango de posibles resultados}, por lo tanto las estimaciones pueden conducir a decisiones erróneas en los planes de desarrollo y en consecuencia a resultados económicos desfavorables. Esta situación, aunada a las bajas eficiencias de recobro, convierte la producción de los campos de Talara en marginal, por lo cual se requiere un método más robusto en la estimación de los volúmenes técnicamente recuperables, que cuantifique el riesgo y conduzca a decisiones más acertadas en el desarrollo de los campos de petróleo de la Cuenca Talara.

En el caso de los campos de la Cuenca Marañón, caracterizados por un fuerte mecanismo de empuje de agua, se puede observar que al igual que en la Cuenca Talara, los campos vienen produciendo por varias décadas, en este contexto, en el cual cada barril adicional de petróleo producido está asociado a la capacidad técnica y económica de reinyectar la producción de agua asociada, es necesario trabajar con un enfoque más robusto para vislumbrar escenarios de producción de petróleo y re inyección de agua; y con ello tomar las mejores decisiones para el gerenciamiento apropiado de los campos de petróleo en la Cuenca Marañón.

Como se puede observar, tanto en la Cuenca Talara como en la Cuenca Marañón, el método determinístico no brinda el verdadero potencial hidrocarburífero de los campos en estudio.

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2. Formulación del Problema

La incertidumbre asociada a los campos de petróleo, disminuye a medida que transcurre el tiempo y se desarrolla la explotación de los campos (aumenta la madurez); esto se puede evidenciar en la estimación del rango de recuperación final estimada (EUR), el cual disminuye con el tiempo. Esta incertidumbre se cuantifica, mediante un cálculo volumétrico probabilístico, en campos exploratorios y de desarrollo temprano. Sin embargo, las prácticas comunes en campos maduros hacen que la incertidumbre asociada a estos campos no se considere debido a que esta es "muy poca o nula", y sea más sencillo aplicar un enfoque determinista, el cual no cuantifica la probabilidad de las estimaciones "/ow", "base" y "high". Es en este contexto, que se hace necesario desarrollar una nueva metodología para la estimación de reservas en campos maduros, la cual permita identificar el rango de posibles resultados y nos brinde consistencia, transparencia y confiabilidad en el proceso de toma de decisiones financieras.

3. Justificación

Las Cuencas Talara y Marañón son dos de las principales y más antiguas cuencas en el Perú. En estas Cuencas están ubicados los campos con mayor producción acumulada de petróleo y de los cuales se necesita cuantificar las incertidumbres asociadas a las estimaciones de reservas, esto con el objetivo de tomar decisiones adecuadas respecto a la continuidad de su explotación. Por lo antes mencionado, se necesita de una metodología en la estimación de reservas, que cuantifique la incertidumbre y nos brinde un rango de posibles resultados en campos con una amplia historia de producción.

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4. Objetivos

a) Objetivo General

• Presentar una metodología que reduzca la incertidumbre en la estimación de reservas probadas en campos maduros.

b) Objetivos específicos

• Obtener un rango de valores de pronósticos de producción en la evaluación de campos maduros.

• Precisar la importancia de aplicar los resultado$ del enfoque probabilistico en la estimación de reservas a la evaluación económica del campo.

• Evaluar el potencial hidrocarburífero en campos maduros mediante un enfoque probabilístico.

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Capítulo 11.- Marco Teórico

1. Antecedentes de la Investigación

A continuación se presenta un resumen de los trabajos que se han hecho los últimos años referentes a la estimación de reservas bajo un enfoque probabilístico, los cuales tienen cierta relación o semejanza con la investigación a realizar:

• V.A. Huerta, realizó la aplicación del método probabilístico para la evaluación y estimación de reservas en campos de desarrollo temprano, esta metodología fue desarrollada con el objetivo de proporcionar consistencia y confiabilidad a los resultados 1 P4, 2P5

y 3P6 derivados de la estimación de reservas. Para el desarrollo de la investigación se tomó como objeto de estudio dos casos, en el primero (Campo de Gas Condensado), se estimó las reservas mediante el método probabilístico y luego se comparó este resultado con los obtenidos del método determinístico 'convencional. En el segundo caso (Campo Situche Central), se estimó las reservas con la metodología probabilística propuesta, posteriormente se estimó un plan desarrollo del Campo.

Huerta, V., (2014), A Probabilistic Approach to Reserves Booking and Evaluation in Early Development Fields, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium held in Houston - Texas, SPE-169856-MS.

• V.A. Huerta, G.C. Segovia, R.O. Salinas, A. Di Nezio, realizaron la estimación de reservas con la aplicación de un enfoque determinista probabilístico integrado, el cual propone proveer consistencia y confiabilidad a las convencionales estimaciones deterministas en los campos de gas condensado en fases iniciales. Por un lado, los cálculos probabilísticos guían las tendencias lognormal de la distribución de las categorías de reservas acumuladas, utilizando las reservas probadas como pivote para ajustar estimaciones 2P y/o 3P de un nuevo campo en la fase inicial de desarrollo; Por otro lado, el análisis de Monte Cario ayudó a la predicción del pronóstico de la producción de un yacimiento de gas en la fase inicial de su desarrollo, así como, precisar su factor de recuperación y la estimación del EUR.

4 Las reservas lP o reservas probadas 5 Las reservas 2P son constituidas de las reservas probadas más probables 6 Las reservas 3P se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más probables más posibles

S

Huerta, V., Segovia G., Salinas R., Nezio A., (2013), Practica/ Deterministic-Probabilistic Approach for Reserves Booking, lntemational Petroleum Technology Conference held in Beijing -China, /PTC-17006-MS.

• James A. Murtha, presentó un trabajo referente a la incorporación de datos históricos en las simulaciones de Monte Cario, además describió cómo se distribuyen los párámetros, y cuantifica las dependencias entre ellos. Asimismo, en la investigación mostró el efecto de ignorar la dependencia entre los parámetros, por otro lado presenta un resumen estadístico en datos de campo.

Murtha, J., (1993), lncorporating Historical Data into Monte Cario Simulation, SPE Petroleum Computer Conference held in New Orleans, SPE 26245.

2. Bases teóricas

a) Marco de Clasificación de Recursos Petrolíferos

El petróleo se define como una mezcla de ocurrencia natural que consiste de hidrocarburos en las fases gaseosas, líquidas, o sólidas. El petróleo también puede contener no-hidrocarburos, cuyos ejemplos comunes son dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, y azufre. En casos raros, el contenido no hidrocarburo puede superar el

. 50%.

Es la intención que el término "recursos", como se usa en el PRMS7,

incluya todas las cantidades de petróleo de ocurrencia natural sobre o dentro de la corteza terrestre, descubiertas o no descubiertas (recuperables y no-recuperables), además de aquellas cantidades ya producidas. Además, incluye todas las clases de petróleo que actualmente se consideran "convencional" o "no-convencional".

La siguiente figura es una representación gráfica del sistema de clasificación de recursos de SPE/WPC/AAPG/SPEE. El sistema define las clases principales de recursos recuperables: Producción, Reservas, Recursos Contingentes, y Recursos Prospectivos, así como Petróleo No Recuperable.

7 Guidelines for the App/ication of the Petro/eum Resources Management System (2011).

Production

Unrecoverable

Figura 1. Marco de Clasificación de Recursos.

Fuente: PRMS (2011)

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El "Rango de Incertidumbre" refleja un rango de cantidades estimadas potencialmente recuperables de una acumulación para un proyecto, mientras el eje vertical representa la "Oportunidad de Comerciabilidad", es decir, la oportunidad de que el proyecto se desarrolle y llegue a un estado de producción comercial. Las siguientes definiciones se aplican a las subdivisiones mayores dentro de una clasificación de recursos:

• Petróleo Total Inicialmente in Situ: Es esa cantidad de petróleo que se estima que existe originalmente en acumulaciones de ocurrencia natural. Esto incluye la cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, que está contenida en acumulaciones conocidas antes de iniciar su producción; además de aquellas cantidades estimadas en acumulaciones aún por descubrir {equivalente a los "recursos totales").

• Petróleo Descubierto Inicialmente in Situ: Es la cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, que ·está contenida en acumulaciones conocidas antes de iniciar su producción.

• Producción: Es la cantidad acumulada de petróleo que ha sido recuperada en cierta fecha. Mientras todos los recursos recuperables son estimados, la producción se mide en términos de las especificaciones del producto de ventas, las cantidades de producción bruta {ventas más no-ventas) también son medidas y son necesarias para brindar soporte a los análisis de ingeniería basados en vaciamiento del reservorio.

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Se pueden aplicar proyectos múltiples de desarrollo a cada acumulación conocida, y cada proyecto recuperará una porción estimada de las cantidades inicialmente in situ. Estos proyectos serán sub-divididos en Comerciales y Sub-Comerciales, con las cantidades recuperables estimadas clasificadas respectivamente como Reservas y Recursos Contingentes, como se define a continuación.

• Reservas: Son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan como comercialmente recuperables a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes (en la fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub-clasificadas basado en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción.

• Recursos Contingentes: Son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a partir de una fecha dada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero eVIos proyecto(s) aplicado(s) aún no se consideren suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales actualmente no existen mercados viables, o donde una recuperación comercial es dependiente de tecnologia que está aún bajo desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para claramente evaluar la comerciabilidad. Los Recursos Contingentes se categorizan adicionalmente de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub-clasificados basado en la madurez del proyecto y/o caracterizados por su estado económico.

• Petróleo No Descubierto Inicialmente in Situ: Es aquella cantidad de petróleo estimada, a una fecha dada, de estar contenida dentro de acumulaciones aún a descubrir.

• Recursos Prospectivos: Son esas cantidades de petróleo estimados, a una fecha dada, de ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de futuros proyectos de desarrollo. Los Recursos Prospectivos tienen tanto una oportunidad asociada de descubrimiento como una oportunidad de desarrollo. Los Recursos Prospectivos son adicionalmente

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subdivididos de acuerdo con el nivel de certeza asociado con estimaciones recuperables suponiendo su descubrimiento y desarrollo y pueden sub-clasificarse basado en la madurez del proyecto.

• No Recuperable: Es aquella porción de las cantidades de Petróleo Descubierto o No Descubierto Inicialmente In Situ que se estima, a una fecha dada, de no ser recuperable con proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a restricciones físicas/químicas representadas por la interacción en la sub-superficie de fluidos y las rocas del reservorio.

La Recuperación Final Estimada (EUR) no es una categoría de recursos, sino un término que puede aplicarse a cualquier acumulación o grupo de acumulaciones (descubierta o no descubierta) para definir aquellas cantidades de petróleo estimadas, a una fecha dada, a ser potencialmente recuperables bajo condiciones técnicas y comerciales definidas, además de aquellas cantidades ya producidas (total de recursos recuperables).

En áreas especializadas, tales como estudios de potencial de cuencas, una terminología alternativa ha sido empleada; los recursos totales pueden llamarse Base Total de Recursos o Dotación de Hidrocarburos. El total recuperable o EUR puede llamarse Potencial de la Cuenca. La suma de Reservas, Recursos Contingentes, y Recursos Prospectivos pueden llamarse "recursos recuperables remanentes". Cuando se utilizan dichos términos, es importante también que se provea cada componente de clasificación de la suma. Además, estas cantidades no deben agregarse sin la debida consideración de los grados variantes de riesgo técnico y comercial involucrados con su clasificación.

b) Definiciones y Pautas de las Categorías

Los evaluadores pueden evaluar las cantidades recuperables y categorizar los resultados por incertidumbre usando el enfoque determinista incremental (basado en riesgo), el enfoque de escenario determinista (acumulativo), o métodos probabilísticos. En muchos casos, se utiliza una combinación de enfoques.

El uso de una terminología uniforme promueve claridad en la comunicación de resultados de evaluación. Para Reservas, los términos acumulativos generales de estimación "low"l"base"f'high" son mencionados como 1 P/2P/3P, respectivamente. Las cantidades

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incrementales asociadas se mencionan como Probadas, Probables, y Posibles. Las Reservas son un sub-conjunto de, y deben ser vistas dentro del contexto de, el sistema completo de clasificación de recursos. Mientras que los criterios de categorización son propuestos específicamente para Reservas, en la mayoría de los casos, pueden aplicarse igualmente a Recursos Contingentes y Prospectivos condicionalmente hasta que puedan satisfacer los criterios para descubrimiento y/o desarrollo.

Para Recursos Contingentes, los términos acumulativos generales de estimaciones "low"f'base"l"high" son mencionados como 1 C/2C/3C, respectivamente. Para los Recursos Prospectivos, los términos acumulativos generales de estimaciones "low"f'base"f'high" aún se aplican. No se definen términos específicos para cantidades incrementales dentro de los Recursos Contingentes y Prospectivos.

Sin información técnica nueva, no debe haber un cambio en la distribución de volúmenes técnicamente recuperables y sus límites de categorización cuando se satisfacen las condiciones de forma suficiente para re-clasificar un proyecto de Reservas Contingentes a Reservas. Todas las evaluaciones requieren la aplicación de un conjunto uniforme de condiciones de pronóstico, incluyendo la suposición de costos y precios futuros, tanto para la clasificación de proyectos como la categorización de cantidades estimadas recuperadas por cada proyecto.

Lo siguiente resume las definiciones para cada categoría de Reservas en términos tanto del enfoque determinista incremental como el enfoque de escenario y también provee los criterios de probabilidad si se aplican métodos probabilísticas.

• Las Reservas Probadas son aquellas cantidades de petróleo, que, con el análisis de datos de geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser comercialmente recuperables, desde una fecha dada en adelante, de reservorios conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos. deterministas, la intención de certeza razonable es de expresar un alto grado de confianza que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilísticas, debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación 1 P.

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• Las Reservas Probables son aquellas Reservas adicionales donde un análisis de los datos de geociencia y de ingeniería indican que son menos probables a ser recuperadas comparadas a las Reservas Probadas pero más ciertas a ser recuperadas comparado a las Reservas Posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores o menores que la suma de las Reservas Probadas más Probables (2P) estimadas. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticas, debería haber por lo menos una probabilidad de 50% que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P.

• Las Reservas Posibles son aquellas reservas adicionales donde el análisis de datos de geociencia y de ingeniería sugieren que son menos probables a ser recuperadas comparadas a las Reservas Probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilísticas, debería haber por lo menos una probabilidad de 10% que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P.

Basado en datos adicionales e interpretaciones actualizadas que indican un aumento en certeza, porciones de las Reservas Posibles y Probables pueden re-categorizarse como Reservas Probables y Probadas.

La incertidumbre en estimaciones de recursos es comunicada mejor al informar un rango de resultados potenciales. Sin embargo, si el requerimiento es de informar un sólo resultado representativo, se considera la "mejor estimación" como la evaluación más realista de las cantidades recuperables. Generalmente se considera que representa la suma de las estimaciones Probadas y Probables (2P) cuando se usa un enfoque de escenario determinista o de evaluación probabilística. Se debe notar que bajo el enfoque determinista incremental (basado en riesgos), se preparan estimaciones discretas para cada categoría, y no debe agregarse sin consideración debida de su riesgo asociado.

e) Clasificación de Recursos

La clasificación básica requiere el establecimiento de criterios para un descubrimiento petrolífero y a partir de esto la distinción entre proyectos comerciales y sub-comerciales en acumulaciones conocidas (es decir entre Reservas y Recursos Contingentes).

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• Determinación del Estado de Descubrimiento

Un descubrimiento es una acumulación de petróleo, o una serie .. colectiva de acumulaciones de petróleo, para el cual uno o varios pozos exploratorios han establecido a través de ensayos, muestreo, y/o perfilaje de la existencia de una cantidad significativa de hidrocarburos potencialmente movibles.

En este contexto, "significativa" implica que hay evidencia de una cantidad suficiente de petróleo para justificar una estimación del volumen in situ demostrado por el/los pozo{s) y para evaluar el potencial de una recuperación económica. Las cantidades recuperables estimadas dentro de dicha acumulación descubierta {conocida) inicialmente se clasificarán como Recursos Contingentes, pendiente de una definición de los proyectos con una oportunidad suficiente de desarrollo comercial para reclasificar todos, o una porción, en Reservas. Donde se identifican hidrocarburos in situ pero que no se consideran recuperables actualmente, dichas cantidades pueden clasificarse como Descubiertas No Recuperables, si se considera apropiada para propósitos de gestión de los recursos; una porción de estas cantidades puede llegar a ser recursos recuperables en el futuro a medida que las circunstancias comerciales cambien u ocurran desarrollos tecnológicos.

• Determinación de la Comerciabilidad

Los volúmenes descubiertos recuperables (Recursos Contingentes) pueden considerarse producibles comercialmente, y por lo tanto Reservas, si la entidad que afirma comerciabilidad ha demostrado una intención firme en proceder con el desarrollo y dicha intención se base en todos los siguientes criterios:

• Evidencia para soportar un plazo razonable de tiempo para el desarrollo.

• Una evaluación razonable que la parte económica futura de dichos proyectos de desarrollo satisfarán criterios definidos de inversión y operación.

• Una expectativa razonable que habrá un mercado para todas las cantidades de producción, o por lo menos las cantidades esperadas de ventas, requeridas para justificar el desarrollo.

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• Evidencia que las instalaciones necesarias de producción y transporte están disponibles o pueden llegar a estar disponibles.

• Evidencia que asuntos legales, contractuales, ambientales, y otras de índole social y económica permitirán la implementación real del proyecto de recuperación que se evalúa.

Para ser incluido en la clase de Reservas, un proyecto debe estar suficientemente definido para establecer su viabilidad comercial. Debe haber una expectativa razonable de que todas las aprobaciones requeridas internas y externas llegarán, y que hay evidencia de una intención firme para proceder con el desarrollo dentro de un marco razonable de tiempo. Un marco razonable de tiempo para la iniciación del desarrollo depende de las circunstancias específicas y varía de acuerdo con el alcance del proyecto. Mientras que se recomiendan 5 años como punto de referencia, un marco más extendido de tiempo podría aplicarse en el que, por ejemplo, el desarrollo de los proyectos económicos se defieran a la opción del productor por, entre otras cosas, motivos relacionados con el mercado, o para satisfacer objetivos contractuales o estratégicos. En todos los casos, la justificación para la clasificación como Reservas debe documentarse con claridad.

Para ser incluido en la clase de Reservas, debe haber un alto nivel de confianza en la producción comercial del reservorio como lo soporta la producción real o los ensayos de la formación. En ciertos casos, se pueden asignar Reservas basado en los análisis de perfiles de pozos y/o de "testing" que puedan indicar que el reservorio bajo estudio porta hidrocarburos y es análogo a otros reservorios en la misma área que están produciendo o que han demostrado la capacidad de producir en los ensayos de formación.

• Estado del Proyecto y Riesgo Comercial

Los evaluadores tienen la opción de establecer un sistema más detallado para informar la clasificación de recursos que también puede proveer la base para la gestión de una cartera al subdividir el eje de oportunidades de comerciabilidad de acuerdo con la madurez del proyecto. Dichas sub-clases pueden caracterizarse con descripciones estándares del nivel de madurez del proyecto (cualitativas} y/o por la oportunidad asociada de llegar al estado de producción (cuantitativas}.

A medida que un proyecto avanza a un nivel más alto de madurez, habrá un aumento en oportunidad de que la acumulación pueda desarrollarse comercialmente. Para Recursos Contingentes y

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Prospectivos, esto puede adicionalmente expresarse como una estimación de la oportunidad cuantitativa que incorpora dos componentes subyacentes claves de riesgo:

• La oportunidad de que la acumulación potencial resultará en el descubrimiento de petróleo. Esto se llama la "oportunidad de descubrimiento".

• Una vez descubierta, la oportunidad que la acumulación se desarrolle comercialmente se llama la "oportunidad de desarrollo".

Por lo tanto, para una acumulación no descubierta, la "oportunidad de comerciabilidad" es el producto de estos dos componentes de riesgo. Para una acumulación descubierta donde la "oportunidad de descubrimiento" es un 1 00%, la "oportunidad de comerciabilidad" llega a ser el equivalente de la "oportunidad de desarrollo".

d) Subclases de Madurez del Proyecto

De acuerdo al PRMS, los proyectos identificados siempre deben de ser asignados a una de las tres clases: Reservas, Recursos Contingentes, o Recursos Prospectivos. Una subdivisión adicional es opcional, y tres sistemas de subclasificación están dentro del PRMS, los cuales se pueden utilizar juntos o por separado para identificar las características particulares del proyecto y sus cantidades recuperables asociadas. Las opciones de subclasificación son subclases de madurez del proyecto, estado de las reservas y estado económico.

Como se ilustra en la siguiente figura, los proyectos de desarrollo (y sus cantidades recuperables asociadas) pueden subclasificarse según los niveles de madurez del proyecto y las acciones asociadas (decisiones empresariales) necesarias para mover un proyecto hacia la producción comercial. Este enfoque es compatible con las carteras de gestión de oportunidades en las distintas etapas de exploración y desarrollo y puede complementarse con estimaciones cuantitativas asociadas de la chance de comercialidad. Los límites entre los diferentes niveles de madurez del proyecto pueden alinearse con proyectos internos (corporativos) "puertas de decisión", proporcionando así una relación directa entre el proceso de toma de decisiones dentro de una empresa y la caracterización de su cartera a través de la clasificación de los recursos. Este enlace también puede actuar para facilitar la asignación

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consistente de los factores de riesgo cuantificados apropiados para

tener la oportunidad de comercialidad.

Project Maturity

PRODUCDON SIJb.ctasses

On Produttioo ll!

[ o Approved for a. 1 RESERH.S DeveJopment i'l-w ;; !J

~·· 1 <.> Justffied for

* DeveJopment

~ .,

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E

1 co:-i'TD>Gt..'<T •· Oevelopment Unclarlfied

i RtSOrRC'ES. ·· orOnHold :"lo¡)'; .... "

Oevelopmmt g ' notVIable

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fil PROSPECTIH

! RESOFRCf.S lead

~ Plny 15 ! ~

Range of Uncertalnty

Figura 2. Subclases basadas en la madurez del proyecto.

Fuente: PRMS (2011)

Los evaluadores pueden adoptar subclases alternativas y modificadoras de madurez del proyecto para alinearse con su propio proceso de toma de decisiones, pero el concepto de aumentar la probabilidad de comercialidad debe ser un factor clave en la aplicación del sistema general de clasificación y el respaldo a la gestión de carteras de negocio. Tener en cuenta que, en términos cuantitativos, la "posibilidad de comercialidad", eje "y" que se muestra en la figura 2, no pretende representar a una escala lineal, ni es necesariamente totalmente secuencial en el sentido de que un proyecto de recursos contingentes que se clasifica como "El Desarrollo No Viable" podría tener una menor probabilidad de comercialidad que un prospecto de bajo riesgo, por ejemplo. En general, sin embargo, las estimaciones cuantitativas de la posibilidad de comercialidad aumentarán a medida que un proyecto se mueve "en la escala" de un concepto de exploración a un campo que está produciendo.

Si las subclases en la figura 2 son adoptadas, las siguientes directrices generales deben ser consideradas.

Proyecto en Producción, es evidente que esta definición se refiere al proyecto que debe estar produciendo y vendiendo petróleo al mercado en la fecha efectiva de la evaluación. Aunque la implementación del proyecto puede no estar 1 00% completa en esa fecha, y por lo tanto

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algunas de las reservas pueden ser todavía no desarrolladas, el proyecto completo debe tener todas las aprobaciones y contratos necesarios en orden, y los fondos de capital comprometidos al proyecto. Si una parte del plan de desarrollo aún está sujeta a la aprobación y/o compromiso de fondos, esta parte debe ser clasificada como un proyecto independiente en la subclase apropiada.

Un proyecto Aprobado para el Desarrollo requiere que todas las aprobaciones/contratos estén en su lugar, y los fondos de capital comprometidos. La construcción e instalación de las facilidades del proyecto debe estar en marcha o por iniciar de forma inminente. Sólo un cambio totalmente imprevisible en circunstancias que están más allá del control de la empresa operadora sería una razón aceptable para el fracaso del proyecto a desarrollar dentro de un periodo de tiempo razonable.

Normalmente no se espera que los proyectos sean clasificados como Justificados Para el Desarrollo por mucho tiempo. En esencia, se abarca el período comprendido entre (a) el operador y sus socios a medida que el proyecto es comercialmente viable y que deciden continuar con el desarrollo sobre la base de un plan de desarrollo acordado (es decir, hay una "intención firme"), y (b) el punto en el que todas las aprobaciones y contratos están listos (en particular la aprobación normativa del plan de desarrollo) y una "decisión final de inversión" se ha hecho por la(s) empresa(s) para asegurar los fondos de capital necesarios. En el PRMS, el punto de referencia recomendado es que se espera que el desarrollo se inicie dentro de los 5 años de la asignación a esta subclase.

El Desarrollo Pendiente está limitado a aquellos proyectos que son activamente sujetos a actividades técnicas específicas del proyecto, como la perforación de pozos "appraisal" o la evaluación detallada que está diseñada para confirmar la comercialidad y/o para determinar el escenario óptimo de desarrollo. Además, puede incluir proyectos que tienen contingencias no técnicas, siempre que estas contingencias estén siendo seguidas activamente por los desarrolladores y se espera que se resuelva de manera positiva dentro de un plazo razonable. Se espera que este tipo de proyectos tengan una alta probabilidad de convertirse en un desarrollo comercial (es decir, una alta probabilidad de comercialidad).

El Desarrollo No aclarado o En Espera comprende dos situaciones. Los proyectos que se clasifican como En Espera generalmente serían aquellos donde se considera que un proyecto tenga al menos una

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posibilidad razonable de comercialidad, pero donde hay grandes contingencias no técnicas (por ejemplo, las cuestiones ambientales) que necesitan ser resueltas antes de que el proyecto pueda avanzar hacia el desarrollo. La principal diferencia entre un proyecto Pendiente de Desarrollo y En Espera es que en el primer caso, las únicas contingencias significativas son aquellas que pueden ser, y están siendo, directamente influenciados por los desarrolladores (por ejemplo, a través de negociaciones), mientras que en el último caso, las principales contingencias están sujetos a las decisiones de otros sobre los que los desarrolladores tienen poca o ninguna influencia directa y tanto el resultado y el tiempo que tome tomar esas decisiones está sujeta a incertidumbre significativa.

Los proyectos son consideran Sin Aclarar si todavía están en proceso de evaluación (por ejemplo, un descubrimiento reciente) o requieren una evaluación más significativa para aclarar el potencial para el desarrollo, y donde las contingencias aún no se han definido completamente. En tales casos, la posibilidad de comercialidad puede ser difícil de evaluar con cualquier confianza.

Cuando un proyecto técnicamente viable ha sido evaluado como de potencial insuficiente como para justificar cualquier actividad de evaluación adicional o cualquier esfuerzo directo para eliminar las contingencias comerciales, debe ser clasificado como de Desarrollo No Viable. Se espera que los proyectos en esta subclase tengan una baja posibilidad de comercialidad.

Es importante señalar que si bien el objetivo es siempre llevar proyectos hacia mayores niveles de madurez, y, finalmente, a la producción, un cambio de circunstancias (pozos secos, cambio en el régimen fiscal, etc.) puede dar lugar a proyectos que tengan una menor chance de comercialidad.

Un área de posible confusión es la distinción entre el Desarrollo No Viable y No Recuperable. Uno de los objetivos clave de la gestión de la cartera de negocios debe ser identificar todas las posibles opciones de desarrollo incrementales para un reservaría; se recomienda que todos los proyectos técnicamente viables que podrían aplicarse a un reservaría sean identificados, a pesar de que algunos pueden no ser económicamente viable en la actualidad. Tal enfoque resalta la medida en que se identifican proyectos de desarrollo incrementales que alcanzarían un nivel de eficiencia de recuperación que es al menos comparable a los reservarías análogos. Adicionalmente, mirándolo desde la otra dirección, si reservarías análogos están alcanzando

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niveles de eficiencia de recuperación significativamente mejor que el reservorio en cuestión, es posible que existan opciones de desarrollo que se han pasado por alto.

Un proyecto sería clasificado como de Desarrollo No Viable si no se ve con potencial suficiente para el eventual desarrollo comercial, en el momento de la presentación de informes, para garantizar la posterior evaluación. Sin embargo, se registran las cantidades teóricamente recuperables por Jo que el potencial oportunidad de desarrollo será reconocido en el caso de un cambio importante en la tecnología y/o condiciones comerciales.

Las cantidades sólo deben clasificarse como Irrecuperables si no se han identificado proyectos técnicamente viables que podrían conducir a la recuperación de alguna de estas cantidades. Una parte de las cantidades irrecuperables puede llegar a ser recuperable en el futuro debido al desarrollo de nuevas tecnologías.

e) Estado de las Reservas

Las cantidades recuperables estimadas asociadas con Jos proyectos que satisfagan plenamente los requisitos para las Reservas se pueden subdividir de acuerdo a su estado de funcionamiento y financiación. De acuerdo al PRMS, una subdivisión por estado de las reservas es opcional e incluye los siguientes niveles de estado: Desarrollado en Producción, Desarrollado No Productores, y No Desarrollados. Además, aunque las anteriores definiciones (1997) de estas subdivisiones se asocian únicamente con Reservas Probadas, ahora el PRMS explícitamente permite la subdivisión para ser aplicada a todas las categorías de reservas (es decir, probadas, probables y posibles).

La subdivisión por estado de las reservas o por las subclases de madurez del proyecto es opcional y, debido a que son en cierta medida independientes el uno del otro, ambos pueden aplicarse juntos. Este enfoque requiere un poco de atención, ya que es posible confundir el hecho de que las subclases de madurez del proyecto están relacionados con el estado del proyecto en su conjunto, mientras que el estado de las reservas considera el nivel de ejecución del proyecto, fundamentalmente tomando como base pozo a pozo. A menos que cada pozo constituya un proyecto separado, el estado de las reservas es una subdivisión de reservas dentro de un proyecto. El estado de las reservas no es basado en proyectos, y por lo tanto no existe una relación directa entre el estado de las reservas y la posibilidad de comercialidad, que es un reflejo del nivel de madurez del proyecto.

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La relación entre los dos enfoques de clasificación opcionales puede ser mejor entendido considerando todas las combinaciones posibles, tal como se muestra a continuación en la tabla 1 , donde un proyecto que está en producción podría tener reservas en las tres subdivisiones de estado reservas, mientras que todas las reservas del proyecto deben ser No Desarrolladas si el proyecto se clasifica como Justificado Para el Desarrollo.

Tabla 1. Estado de las reservas y las subclases de madurez del proyecto

Reserves Status Project Maturity Developed Developed Non-

Undeveloped Subclass Producing Producing Reserves Reserves

Reserves

On Productíon [ti ~ ~

Approved for Development [El ~ ~

Justified for Devetopment .[El [El ~

Fuente: PRMS 2011

La aplicación del estado de las reservas en ausencia de las subclases de madurez del proyecto puede dar lugar a la mezcla de dos tipos diferentes de Reservas No Desarrolladas y ocultaría el hecho de que pueden estar sujetos a diferentes niveles de madurez del proyecto:

Aquellas reservas que son simplemente No Desarrolladas por el hecho de la implementación de la aprobación del proyecto, en este caso el proyecto está comprometido y presupuestado y la perforación de los pozos de producción está en curso, por ejemplo, es todavía en curso en la fecha de la evaluación; y,

Aquellas reservas que son No Desarrolladas porque la decisión final de la inversión para el proyecto aún no se ha hecho y/u otras aprobaciones o contratos que se espera ser confirmadas aún no se han finalizado.

Para el análisis de la cartera de proyectos y la toma de decisiones, es significativamente importante ser capaz de distinguir entre estos dos tipos de Reservas No desarrolladas. Mediante el uso de las subclases

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de madurez del proyecto, una clara distinción puede hacerse entre un proyecto que ha sido aprobado para el Desarrollo y otro que se Justifica para el Desarrollo, pero aún no se ha aprobado.

f) Estado Económico

Una tercera opción para su clasificación es subdividir tos proyectos de recursos contingentes en función de la situación económica, en Recursos Contingentes Marginales o Submarginates. Además, el PRMS indica que, cuando las evaluaciones son incompletas de tal manera que es prematuro definir claramente la última oportunidad de comercialidad, es aceptable tener en cuenta que la situación económica del proyecto es una subdivisión opcional que puede ser utilizado solo o en combinación con las subclases de madurez del proyecto.

En términos generales, se podría esperar las siguientes relaciones aproximadas entre los dos enfoques opcionales:

Tabla 2. Relación entre los enfoques de clasificación de los recursos

Project Maturity Additional Sub- Economic Subclass Classffication Status

Development Pending Pending Marginal Contlngent Resources

Development U nclarlfied OnHold orOn Hold Unclarified Undetermlned

Oevelopment Not Viable NotViable Sub-marginal

Contingent Resources

Fuente: PRMS 2011

g) Categorización del Rango de Incertidumbre

El "rango de incertidumbre", indicado en el eje "y" de la figura 2, refleja una gama de cantidades estimadas potencialmente recuperables de una acumulación (o grupo de acumulaciones) por un proyecto definido y específico. Debido a que todas las cantidades potencialmente recuperables son estimaciones que se basan en supuestos sobre el rendimiento futuro del reservorio (entre otras cosas), siempre habrá cierta incertidumbre en la estimación de las cantidades recuperables como resultado de la implementación de un proyecto específico. En casi todos los casos, habrá una incertidumbre significativa tanto en las cantidades estimadas in-place y en la eficiencia de recobro, y también

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puede haber incertidumbres comerciales específicos del proyecto. Cuando se utilizan estimaciones basadas en el rendimiento (por ejemplo, basado en el análisis de curvas de declinación), debe haber cierta incertidumbre; sin embargo, para proyectos muy maduros, el nivel de incertidumbre técnica puede ser relativamente menor en términos absolutos.

En el PRMS, el rango de incertidumbre se caracteriza por tres escenarios específicos que reflejan los casos "/ow", "besf', y "hígh" de los resultados del proyecto. La terminología es diferente dependiendo de qué clase es apropiada para el proyecto, pero el principio básico es el mismo, independientemente del nivel de madurez. En resumen, si el proyecto satisface todos los criterios para Reservas, las estimaciones low, best, y hígh son designados como Probadas (1 P), Probadas más Probables (2P), y Probadas más Probables más Posibles (3P), respectivamente. Los términos equivalentes para los Recursos Contingentes son 1C, 2C y 3C, mientras que los términos "low estímate", "best estímate", y "hígh estímate" se utilizan para Recursos Prospectivos .

. Las tres estimaciones pueden basarse en métodos deterministas o en métodos probabilísticos.

"Una estimación determinista es un solo escenario discreto dentro de una serie de resultados que podrían derivarse por análisis probabilístico."

Además:

"La incertidumbre en las estimaciones de recursos está mejor comunicada al reportar una gama de resultados posibles. Sin embargo, si es necesario reportar un único resultado representantativo, el "best estímate" es considerado la evaluación más realista de las cantidades recuperables. Este resultado se considera que representa la suma de las estimaciones probadas y probables (2P) cuando se utiliza el escenario determinista o los métodos de evaluación probabilistas".

El punto crítico en la comprensión de la aplicación del PRMS es que la designación de las estimaciones de cantidades .recuperables como Reservas (de cualquier categoría), o como Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos, se basa únicamente en una evaluación del estado de madurez de un proyecto identificado. Por el contrario, la subdivisión de las Reservas en 1P, 2P y 3P (o las cantidades adicionales equivalentes) se basa únicamente en consideraciones de

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incertidumbre en el recobro de ese proyecto específico (y de manera similar para los Recursos Contingentes 1 Prospectivos). Bajo el PRMS, por lo tanto, siempre que el proyecto cumpla con los requisitos para beneficiarse de las Reservas, siempre debe haber un "/ow estímate" (1 P), "best estímate" (2P), y "high estímate" (3P), a menos que algunas circunstancias muy específicas donde pertenecen, por ejemplo, el estimado 1 P (probadas) se puede registrar como cero.

Mientras que las estimaciones pueden hacerse usando métodos determinísticos o probabilísticos (o, para el caso, utilizando métodos multi escenario), los principios subyacentes deben ser los mismos si los

· resultados a alcanzar son comparables. Es útil, por lo tanto, a tener en cuenta ciertas características del método probabilístico al aplicar un enfoque determinista:

• El rango de incertidumbre se refiere a la incertidumbre en la estimación de las reservas (o recursos) para un proyecto específico. La gama completa de incertidumbre se extiende desde un valor mínimo estimado de Reserva para el proyecto a través de todos los posibles resultados hasta un valor máximo de la Reserva. Debido a que los resultados máximos absolutos y mínimo absoluto son los casos extremos, se considera más práctico utilizar estimaciones "low" y "high" como una representación razonable de la gama de incertidumbre en la estimación de las reservas. Si se aplican métodos probabilísticos, los resultados P90 y P1 O se seleccionan típicamente para las estimaciones "low" y "high".

• En el método probabilístico, las probabilidades realmente corresponden a los rangos de los resultados, en lugar de un escenario específico. La estimación P90, por ejemplo, corresponde a la situación en la que existe un 90% de probabilidad de que la respuesta correcta (es decir, las reservas reales) se encuentran en algún lugar entre el P90 y los resultados (máximo) PO. Obviamente, hay una probabilidad correspondiente a 1 0% que la respuesta correcta se encuentre entre el P90 y el (mínimo) resultado P100, asumiendo por supuesto que la evaluación de la gama de incertidumbre es válido. En un contexto determinista, "un alto grado de confianza en que se recuperarán las cantidades" no significa que hay una alta probabilidad de que la cantidad exacta designado como Probadas serán las reservas reales; esto significa que hay un alto grado de confianza que las Reservas reales serán al menos de esta cantidad.

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• En este enfoque basado en la incertidumbre, una estimación determinista es, como se dice en el PRMS, un solo escenario discreto que debe estar dentro del rango que se generarla por un análisis probabilístico. El rango de incertidumbre refleja nuestra incapacidad para estimar las cantidades recuperables reales para un proyecto con exactitud, y la estimaciones de Reservas 1 P, 2P y 3P son simplemente escenarios discretos individuales que son representaciones de la extensión de la gama de incertidumbre. En el PRMS no hay ningún intento de considerar un rango de incertidumbre por separado para cada uno de los 1P, 2P o 3P escenarios, o para las reservas incrementables probadas, probables y posibles, ya que el objetivo es estimar el rango de incertidumbre en el real recobro del proyecto en su conjunto8.

• Debido a que la distribución de la incertidumbre en la estimación de las reservas será generalmente similar a una forma logarítmica normal, la respuesta correcta (las cantidades recuperables reales) será más probable que sea cerca de la mejor estimación (o 2P escenario) que a la baja (1P) o (3P) estimaciones altas. Este punto no debe confundirse con el hecho de que hay una mayor probabilidad de que la respuesta correcta será superior a la estimación 1 P (al menos 90%) que la probabilidad de que se exceda la estimación 2P (al menos 50%).

Para campos en producción muy maduros, se puede considerar que existe una pequeña gama de incertidumbre en las cantidades estimadas recuperables remanentes que 1P, 2P y 3P puede suponerse que serán iguales9• Típicamente, se utiliza este enfoque en el que un pozo en producción tiene suficiente historia de producción a largo plazo que un pronóstico basado en el análisis de curvas de declinación se considera que es sujeto a relativamente poca incertidumbre. En realidad, por supuesto, el rango de incertidumbre nunca es cero (especialmente cuando se considera en el contexto de las cantidades restantes}, y cualquier suposición de que la incertidumbre no es fundamental para la estimación debe ser considerada cuidadosamente, y la base para el supuesto debe ser plenamente documentada. Tenga en cuenta que esta es la única circunstancia en la que un proyecto puede tener Reservas Probadas, pero cero Reservas Probables y Posibles.

8 Véase al respecto el capítulo 2 del PRMS (2011) y los lineamientos para el nuevo método probabilístico planteado en este trabajo, donde se estiman tres escenarios dentro de las reservas probadas. 9 Esta asunción respalda al nuevo enfoque probabilístico planteado, debido a que si el campo es muy maduro, la subdivisión indicada es realizada en la categoría de reservas probadas.

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Por lo general, habrá una gama importante de incertidumbre y por lo tanto habrá estimaciones "/ow", "besf', y "high" (o una distribución probabilística completa) que caracterizan a la gama, ya sea para las Reservas, Recursos Contingentes, o Recursos Prospectivos. Sin embargo, hay circunstancias específicas que pueden llevar a tener Reservas 2P y 3P, pero cero Reservas Probadas.

Conceptualmente, el marco del PRMS fue diseñado originalmente sobre la base de la "filosofía basada en la incertidumbre" de estimación de reservas, como se demuestra claramente por su separación entre la madurez del proyecto y la gama de incertidumbre, y por el simple hecho de que la incertidumbre en cualquier estimación (por ejemplo, las reservas atribuibles a un proyecto) puede solamente ser comunicada por una distribución completa de los resultados derivados de metodologías probabilísticas o informando resultados seleccionados (por ejemplo, "/ow'', "besf', y "high" escenarios) de la distribución, como puede ser estimada utilizando métodos de escenarios deterministas. Sin embargo, como el PRMS lo indica, el "enfoque determinista incremental (basado en el riesgo)" sigue siendo una metodología válida en este contexto.

Como se destaca en las directrices (SPE 2001 ), una limitación importante de la filosofía basada en el riesgo era que no pudo distinguir entre la incertidumbre en las cantidades recuperables para un proyecto y el riesgo de que el proyecto no pueda finalmente lograr un desarrollo comercial. Debido a que esta distinción está en el corazón mismo del PRMS, está claro que este enfoque no podía ser compatible con el sistema. En particular, no se pueden asignar reservas (de cualquier categoría) a menos que el proyecto cumpla con todos los criterios de comercialidad para las reservas. Por lo tanto, al menos para las reservas, el proyecto debe ser objeto de muy poco (en su caso) riesgo comercial. las categorías de reservas se utilizan entonces para caracterizar el rango de incertidumbre en cantidades recuperables a partir de ese proyecto.

h) Métodos para Estimar el Rango de Incertidumbre

Existen diferentes enfoques para estimar el rango de incertidumbre en las cantidades recuperables para un proyecto y la terminología es frecuentemente utilizada en formas confusas. Estos enfoques matemáticos, como el análisis de Monte Cario, se refieren en gran parte a los métodos volumétricos, pero también son relevantes para otras

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metodologías. En este contexto, un enfoque "determinista" se entiende como la combinación de un único conjunto de estimaciones de parámetros discretos (volumen de roca bruta, porosidad promedio, etc.) que representan una combinación trsicamente realizable y realista con el fin de obtener una estimación única, específica de las cantidades recuperables. Tal combinación de parámetros representa un escenario específico. Independientemente del enfoque utilizado, la incertidumbre en cantidades recuperables se asocia con el proyecto aplicado (o previsto), mientras que el riesgo (probabilidad de comercialidad) del proyecto se define por su asignación a una clase de recurso o subclase.

Teniendo en cuenta que el objetivo del ejercicio es estimar al menos tres resultados (cantidades recuperables estimadas) que reflejan el rango de incertidumbre para el proyecto, ampliamente definida como las estimaciones "/ow'', "base", "high", es importante reconocer que la filosofía fundamental debe ser la misma, independientemente del método utilizado.

Los evaluadores pueden optar por aplicar más de un método para un proyecto específico, sobre todo para los desarrollos más complejos. Por ejemplo, tres escenarios deterministas pueden ser seleccionados después de revisar un análisis de Monte Cario del mismo proyecto. La siguiente terminología es recomendada para los principales métodos de uso frecuente:

Método determinista (escenario). En este método, tres escenarios discretos son desarrollados, los cuales reflejan una estimación "/ow'', "base" y "high" de cantidades recuperables. Estos escenarios deben reflejar combinaciones realistas de parámetros y un cuidado especial se requiere para asegurar que un rango razonable se utiliza para la incertidumbre en las propiedades promedio del yacimiento (por ejemplo, la porosidad promedio) y que las interdependencias se contabilizan (por ejemplo, una alta estimación de volumen bruto de roca puede tener una baja porosidad promedio asociado a este). Generalmente no es apropiado combinar la estimación más baja para cada parámetro de entrada para determinar un "low case" como resultado, ya que esto no representaría un escenario "low case" realista (que sería más cercano del mínimo resultado posible absoluto).

Método determinista (incremental). El método determinista (incremental) es ampliamente utilizado en campos maduros on-shore, especialmente cuando se aplican regulaciones referidas al espaciamiento de pozos. Por lo general, las reservas probadas desarrolladas se asignan dentro de la distancia entre la unidad de

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perforado y las reservas probadas no desarrolladas se asignan a una unidad adyacente de espaciamiento donde hay gran confianza en la continuidad del reservorio productivo. Las reservas probables y posibles se asignan en las zonas más remotas que indican cada vez menos confianza. Estas cantidades adicionales (por ejemplo, las reservas probables) se estiman de forma discreta en lugar de definir un escenario de reservas probadas más probables. En tales casos, se requiere un cuidado especial para definir el proyecto correctamente {por ejemplo, distinguiendo entre los pozos que se planifican y los que son contingentes) y para asegurar que todas las incertidumbres, incluida la eficiencia de recuperación, se traten adecuadamente.

Método probabilístico. Usualmente, el método probabilístico se implementa utilizando el análisis de Monte Cario. En este caso, el usuario define las distribuciones de incertidumbre de los parámetros de entrada y la relación (correlaciones) entre ellos, y la técnica deriva una distribución de salida basado en la combinación de esos supuestos de entrada. Como se mencionó anteriormente, cada iteración del modelo es un único escenario determinista, discreto. En este caso, sin embargo, el software determina la combinación de parámetros para cada iteración, en lugar de que lo realice usuario, y ejecuta diferentes combinaciones posibles (generalmente varios miles) con el fin de desarrollar una distribución de probabilidad completa de la gama de posibles resultados de los cuales tres resultados representativos son seleccionados (por ejemplo, P90, P50 y P1 0). Métodos estocásticos de modelado de reservorio también se pueden usar para generar múltiples realizaciones.

i) Estimación de Cantidades Recuperables

Suponiendo que los proyectos han sido clasificados de acuerdo con la madurez del proyecto, la estimación de cantidades recuperables asociadas bajo un proyecto definido y su asignación en las categorías de incertidumbre puede basarse en una combinación de procedimientos analíticos. Dichos procedimientos pueden aplicarse usando un enfoque incremental (basado en riesgos) y/o un enfoque de escenarios; adicionalmente, el método para evaluar la incertidumbre relativa en estas estimaciones de cantidades recuperables puede emplear tanto métodos deterministas como probabilísticas.

Los procedimientos analíticos para estimar las cantidades recuperables entran dentro de tres amplias categorías: (a) analogías, (b) estimaciones volumétricas, y (e) estimaciones basadas en el desempeño, que incluyen: balance de materiales, declinación en la

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producción, y otros análisis de desempeño de producción. Se puede usar a la simulación de reservorios en los análisis volumétricos o basados en el desempeño. Típicamente se llevan a cabo evaluaciones previas al descubrimiento y tempranas en el pos-descubrimiento con datos análogos de yacimientos y proyectos y estimaciones volumétricas. Después de iniciar la producción, llegan a ser disponibles caudales de producción e información de presión, en este contexto se pueden aplicar métodos basados en el desempeño. Generalmente, se espera una reducción en el rango de estimaciones EUR a medida que se dispone de más información, pero esto no siempre es el caso.

En cada procedimiento, los resultados no son una cantidad simple del petróleo remanente recuperable, sino un rango que refleja las incertidumbres subyacentes tanto en los volúmenes in situ como en la eficiencia de recuperación del proyecto de desarrollo aplicado. Los evaluadores pueden definir las cantidades remanentes recuperables usando el enfoque incremental o el enfoque de escenario acumulativo. La confianza en los resultados de las evaluaciones normalmente aumenta cuando las estimaciones cuentan con el soporte de más de un procedimiento analítico.

~ Estimación por Analogía

Las analogías son ampliamente usadas en la estimación de recursos, en particular en las etapas de exploración y desarrollo, cuando se encuentra limitada la información de mediciones directas. La metodología se basa en la suposición que el reservorio análogo es comparable con el reservorio bajo estudio en términos de las propiedades del reservorio y propiedades de los fluidos que controlan la recuperación final de petróleo. Al seleccionar análogos apropiados, donde los datos de desempeño en planes comparables de desarrollo (incluyendo clase de pozo, espaciamiento de los pozos, y estimulación) se encuentran disponibles, se puede pronosticar un perfil similar de producción.

Se definen los reservorios análogos por las características que incluyen, pero no quedan limitadas a, profundidad aproximada, presión, temperatura, mecanismo de empuje del reservorio, contenido original de fluido, gravedad del fluido del reservorio, tamaño del reservorio, espesor bruto, espesor neto, relación de neto con bruto, litología, heterogeneidad, porosidad, permeabilidad, y plan de desarrollo. Los reservorios análogos son formados por los mismos procesos, o muy similares, en términos

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de sedimentación, diagénesis, presión, temperatura, historia química y mecánica, y deformación estructural.

Una comparación con diferentes analogías puede mejorar el rango de incertidumbre en las cantidades recuperables estimadas del reservorio bajo estudio. Mientras que los reservorios en la misma área geográfica y de la misma edad tfpicamente proveen mejores análogos, dicha proximidad solo puede no ser la consideración principal. En todos los casos, los evaluadores deberían documentar las similitudes y diferencias entre el reservorio/proyecto análogo y él bajo estudio. Una revisión del desempeño del reservorio análogo es útil en el aseguramiento de la calidad de las evaluaciones de recursos en todas las etapas de desarrollo .

./ Estimación Volumétrica

Este procedimiento utiliza las propiedades de la roca del reservorio y de los fluidos para calcular los hidrocarburos in situ y después estimar aquella porción que se recuperará con proyectos específicos de desarrollo. Las incertidumbres claves que afectan los volúmenes in situ incluyen:

• Geometría del reservorio y límites de trampas que impactan en el volumen bruto de roca.

• Características geológicas que definen la distribución del volumen poral y de permeabilidad.

• La profundidad de los contactos de fluido. • Combinaciones de calidad de reservorio, clases de fluidos,

y contactos que controlan las saturaciones de fluido.

El volumen bruto de roca de interés correspondiente al reservorio en análisis. Mientras que la distribución espacial y la calidad del reservorio impactan en la eficiencia de recuperación, el cálculo de petróleo in situ muchas veces utiliza valores promedios de la relación de neto vs. bruto, porosidad, y saturaciones de fluido. En reservorios más heterogéneos, puede ser necesaria una mayor densidad de pozos para evaluar y categorizar los recursos con confianza.

Las estimaciones dadas de petróleo in situ, esa porción que puede recuperarse con un conjunto definido de pozos y condiciones de operación, entonces deben calcularse basado en el desempeño de yacimientos análogos y/o estudios de simulaciones usando

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información disponible del reservorio. Se deben hacer suposiciones claves en términos de los mecanismos de empuje del reservorio.

Las estimaciones de cantidades recuperables deben reflejar incertidumbres no solamente en el petróleo in situ sino también en la eficiencia de recuperación de los proyectos de desarrollo aplicados al reservorio especifico bajo estudio.

Adicionalmente, se pueden utilizar métodos geo-estadísticos para preservar la información de distribución espacial e incorporar la misma en aplicaciones subsiguientes de simulación de reservorio. Dichos procesos pueden brindar estimaciones mejoradas del rango de cantidades recuperables. La incorporación del análisis de sísmica trpicamente mejora los modelos subyacentes de los reservorios y brinda estimaciones de recursos más confiables .

./ Balance de Materiales

Los métodos de balance de materiales para estimar cantidades recuperables involucran el análisis de comportamiento de presión a medida que se extraen los fluidos del reservorio. En situaciones ideales, tales como reservorios con depleción por empuje de gas en rocas de un reservorio homogéneo y de alta permeabilidad y donde se encuentran disponibles datos de presión de alta calidad, cálculos basados en balance de materiales pueden ofrecer estimaciones altamente confiables de la recuperación final a diferentes presiones de abandono. En situaciones complejas, tales como aquellas que involucran la· afluencia de agua, compartimentalización, comportamiento multifásico, y reservorios multicapa o de baja permeabilidad, las estimaciones de balance de materiales por si solas pueden brindar resultados erróneos. Los evaluadores deberían tomar cuidado para analizar la complejidad del reservorio y su respuesta dé presión a la depleción en el desarrollo de perfiles de incertidumbre para . el proyecto de recuperación aplicado.

Modelos computarizados de reservorios o simulaciones de reservorios pueden considerarse como una forma sofisticada de análisis de balance de materiales. Mientras que dichos modelos pueden ser pronosticadores confiables del comportamiento del reservorio bajo un programa definido de desarrollo, es crítica la confiabilidad de los valores ingresados para las propiedades de las rocas, geometría del reservorio, funciones de permeabilidad relativa y propiedades de los fluidos. Los modelos de predicción

29

son más confiables en la estimación de cantidades recuperables donde existe una historia suficiente de producción para validar el modelo.

v" Curvas de Declinación

Las curvas de declinación son uno de los métodos más ampliamente usados en el análisis de los datos empleados en la evaluación de las reservas de petróleo y gas, así como la predicción de la producción futura.

La técnica de análisis de la curva de declinación se basa en el supuesto de que las tendencias de producción del pasado y sus factores de control continuarán en el futuro y, por lo tanto, pueden ser extrapolados y descritos por una expresión matemática.

El método de la extrapolación de una "tendencia", a los efectos de estimar el rendimiento futuro, debe cumplir la condición de que los factores que provocaron cambios en el desempeño pasado, por ejemplo, la disminución de la tasa de flujo, funcionarán de la misma manera en el futuro. Estas curvas de declinación se caracterizan por tres factores:

• La tasa de producción inicial, o la tasa en un tiempo determinado. • La curvatura de la declinación. • Tasa de declinación.

Estos factores son una función compleja de numerosos parámetros dentro del reservorio, pozo, y de las instalaciones de superficie de manejo. lkoku (1984) presentó un tratamiento integral y riguroso de análisis de la declinación de las curvas de producción. Señaló que las tres condiciones siguientes deben ser consideradas en el análisis de la declinación de la curvas de producción:

1. Ciertas condiciones deben prevalecer antes de que podamos analizar una curva de declinación de la producción con cierto grado de fiabilidad. La producción debe haber sido estable durante el período que se analiza; es decir, un pozo fluyente debe haber sido producido con el tamaño del estrangulador constante o la presión en boca de pozo constante y un pozo de bombeo debe haber sido producido con el nivel de líquido constante. Estas características indican que el pozo debe haber producido en su capacidad bajo un conjunto dado de condiciones. La declinación de la producción observada debe reflejar la verdadera productividad del reservorio y

30

no ser el resultado de una causa externa, como un cambio en las condiciones de producción, daños de pozo, controles de producción, o falla del equipo.

2. Las condiciones estables del reservorio también deben prevalecer con el fin de extrapolar las curvas de declinación con cierto grado de fiabilidad. Esta condición normalmente se satisface siempre y cuando el mecanismo de producción no es alterado. Sin embargo, cuando se toma una acción para mejorar la recuperación de petróleo, tal como la perforación "infi/1", inyección de fluido, fracturación o acidificación, el análisis de la curva de declinación se puede utilizar para estimar el rendimiento del pozo o reservorio en ausencia del cambio y compararlo el rendimiento real con el cambio. Esta comparación nos permitirá determinar el éxito técnico y económico de nuestros esfuerzos.

3. El análisis de la curva de declinación de producción se utiliza en la evaluación de nuevas inversiones y la auditoría de los gastos operativos anteriores. Asociado a esto, es el dimensionamiento de los equipos e instalaciones, tales como tuberías, plantas y las instalaciones de tratamiento. También asociado con el análisis económico es la determinación de las reservas para un pozo, o campo. Este es un método independiente de estimación de reservas, el resultado de las cuales se puede comparar con las estimaciones volumétricas o balance de materiales.

Arps (1945) propuso que la "curvatura" en la gráfica de la tasa de producción -versus-tiempo puede ser expresada matemáticamente por un miembro de la familia de ecuaciones hiperbólicas. Arps reconoció los tres tipos siguientes de comportamiento de la tasa de declinación:

• Declinación Exponencial • Declinación Harmónica • Declinación Hiperbólica

Cada tipo de curva de declinación tiene una curvatura diferente, como se muestra en la figura 3. Esta figura representa la forma característica de cada tipo de declinación cuando el caudal se representa en función del tiempo o versus la producción acumulada en las escalas cartesianas, semi-log y log-log. Las principales características de estas curvas de declinación se pueden utilizar para seleccionar el modelo de declinación de la tasa de flujo que

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es apropiada para describir la relación tasa-tiempo del sistema de hidrocarburos: • Declinación exponencial: Una línea recta resultará cuando el caudal en función del tiempo se representa en una escala semi-log y también cuando el caudal versus producción acumulada se representa en una escala cartesiana.

• Declinación armónica: El caudal frente a la producción acumulada es una línea recta en una escala semi-log; todos los otros tipos de curvas de declinación tienen cierta curvatura. Hay varias técnicas de desplazamiento que están diseñadas para enderezar la curva que resulta del trazado de la tasa de flujo en función del tiempo en una escala log-log.

• Declinación hiperbólica: Ninguna de las anteriores escalas de trazado, es decir, cartesiana, semi-log o log-log, producirá una relación de línea recta para una declinación hiperbólica. Sin embargo; si la tasa de flujo se representa gráficamente frente al tiempo en papellog-log, la curva resultante se puede enderezar con técnicas de desplazamiento.

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Figura 3. Clasificación de la producción de las curvas de declinación.

Fuente: Ahmed, T., (2006), Reservoir Engineering Handbook, third edition.

Casi todos los análisis convencionales de curva de declinación se basan en relaciones empíricas de la tasa de producción en función del tiempo, dado por Arps (1945) como sigue:

qi qt = 1/b ... (1)

(1+bDit)

Dónde: qt = flujo inicial a un tiempo t, MMstb/d q¡ =tasa de flujo inicial, MMstb/d t = tiempo, dias O¡= tasa inicial de declinación b = exponente de Arps ·

32

La descripción matemática de estas curvas de declinación de la producción se simplifica en gran medida por el uso de la tasa (nominal) de disminución instantánea, D. Esta tasa de disminución se define como la tasa de cambio del logaritmo natural de la tasa de producción, es decir, In (q), con respecto al tiempo, t:

D = _ d(lnq) = _!_ dq ... (2) dt q dt

El signo menos se ha añadido porque dq y dt tienen signos opuestos y es conveniente tener D siempre positivo. Observe que la ecuación de velocidad de descenso, la ecuación 2, describe los cambios instantáneos en la pendiente de la curvatura, dq 1 dt, con el cambio en la velocidad de flujo, q, con el tiempo.

Los parámetros determinados a partir del ajuste clásico de los datos históricos, llamado la tasa de declinación, D, y el exponente, b, pueden ser usados para predecir la producción futura. Este tipo de análisis de la curva de declinación se puede aplicar a pozos individuales o todo el reservorio. La precisión de la aplicación para todo el reservorio es a veces mejor que para los pozos individuales debido a la suavización de los datos del caudal. Basándose en el tipo de comportamiento de la tasa de declinación del sistema de hidrocarburos, el valor de b varía de O a 1, y, en consecuencia, la ecuación Arps' puede expresarse convenientemente en las tres formas siguientes:

Tabla 3. Tipos de curvas de declinación Tipo b Relación Tasa - Tiempo

Exponencial b=O qt = qiexp(-Dit) qi

Hiperbólica O<b<1 qt = (1 + bDit)1fb

qi Armónica b=1 qt = (1 + bDit)

Fuente: Ahmed, T., (2006), Reserv01r Eng1neenng Handbook, th1rd edition

33

La figura 4 ilustra la forma general de las tres curvas a diferentes valores posibles de b. Estas relaciones matemáticas pueden aplicarse igualmente para yacimientos de petróleo o gas. Cabe señalar que estas tres formas de ecuaciones de curvas de declinación son aplicables sólo cuando el pozo/reservorio está bajo condiciones de flujo pseudoestable (semi-estables), es decir, las condiciones de flujo dominadas por frontera. La ecuación de Arps' ha sido a menudo mal utilizada para modelar el comportamiento de los pozos de petróleo y gas, cuyos regímenes de flujo están en un estado transitorio.

Cuando un pozo es primero abierto al flujo, está en una condición transitoria (unsteady-state). Se mantiene en esta condición hasta que la producción del pozo afecta el sistema total de reservorio al alcanzar su límite de drenaje, en cuyo momento se dice que el pozo fluye en una condición de flujo en estado estacionario o flujo dominado por frontera. La siguiente es una lista de suposiciones inherentes que deben cumplirse antes del análisis de la curva de declinación:

•El pozo es drenando a un área de drenaje constante, es decir, el pozo está en una condición de flujo dominado por frontera. •El pozo es producido en o cerca de su capacidad. •El pozo es producido a una presión de fondo constante.

Caso b Relación Tasa -Tiem o

Exponencial b = O qt = q1exp( -D1t)

Hi erbólica O<b<1

Tiempo

Figura 4. Curvas de declinación (exponencial, harmónico, hiperbólica).

Fuente: Elaboración propia

34

Una vez más, estas tres condiciones deben cumplirse antes que se apliquen cualquiera de los tres métodos de análisis de curva de declinación para describir el rendimiento de la producción de un reservorio. En la mayoría de los casos, los pozos "tight gas" están produciendo a plena capacidad y se acercan a una presión de fondo constante si se produce en una linea de presión constante. Sin embargo, puede ser extremadamente difícil determinar cuándo un pozo de "tíght gas" ha definido su área de drenaje y por lo tanto para identificar el comienzo de la condición de flujo en estado "pseudo-steady".

El área bajo la curva de declinación de q en función del tiempo entre los tiempos t1 y b es una medida de la producción de petróleo o gas acumulado durante este período. En el caso de los yacimientos de petróleo y gas, la producción acumulada (Np), se puede expresar matemáticamente como:

La sustitución de la velocidad de flujo, Qt, en la ecuación anterior con las tres expresiones individuales que describen los tipos de curvas de declinación (ecuaciones 4, 5, y 6), y el resultado de la integración se muestra a continuación:

Exponencial b = O: Np(t) = (qt;~t) ... (4) l

Hiperbólico O< b< 1: Np(t) = [Dt~~~b)] [ 1 - (::)l-b] ... (5)

Armónica b = 1: N = [ (qt) ] [1- (qt)l-b] ... (6) p(t) Dt(l-b) qi

Donde Np<t>= Producción acumulada de petróleo a un tiempo t, MMstb q¡ = tasa inicial de flujo a un tiempo t=O t= tiempo, unidad de tiempo qt= tasa de flujo en función del tiempo t, MMstb/unidad de tiempo D¡= tasa nominal de declinación, 1/unidad de tiempo

35

j) Estadística Descriptiva Aplicada

La estadística descriptiva es la disciplina más adecuada para describir las incertidumbres y evaluar el riesgo. Se pretende desarrollar características de los datos o de las distribuciones de probabilidad. Cuatro tipos comunes de gráficos se utilizan para relacionar las variables del modelo a una probabilidad: gráficos de Pareto, histogramas, funciones de densidad de probabilidad (PDF) y distribuciones acumulativas (CDF). Además, las medidas de tendencia central, media, mediana y moda, así como, percentiles P90, P50, y P10, se utilizan con frecuencia para entender estos gráficos y evaluar el riesgo; no menos importante, las medidas de dispersión y la simetría, varianza, desviación estándar, error estándar de la media (SEM) y la asimetría son necesarios para describir cómo los datos se dispersan o se extienden hacia fuera de la "tendencia central", y, por lo tanto, cómo las medidas de tendencia central son representativos de toda la población de los datos.

La aplicación de la estadística descriptiva sería improductiva sino se tienen muestras representativas de datos. Las funciones de densidad de probabilidad deben ser "ajustados" con los datos reales de cada variable de entrada para asegurar la consistencia de los modelos (la buen calidad del ajuste se suele juzgar por el válor de "chi-cuadrado"). En caso que el ajuste de datos a distribuciones no sea posible, sería necesario la opinión de expertos para decidir qué distribución es recomendable utilizar para representar un parámetro dado. La siguiente , lista contiene las directrices para el uso de algunas distribuciones comunes:

Distribución Normal: Frecuentemente se utiliza para representar variables, que a su vez son sumas (agregaciones), de la media de otras variables, según el teorema del límite central. Las aplicaciones más populares son:

• Producción del yacimiento, que es una suma de varios pozos y reservorios.

• Las reservas para una unidad de negocio, lo que se transmite en la agregación de las reservas de diversos campos.

• El costo total, que es la suma de los costos de ítems. • Porosidad media de una estructura dada. • Saturación media de una estructura dada. • Net pay promedio y el factor de volumen de formación de una

estructura dada.

36

Distribución Log-Norrnal: La distribución log-normal es la más utilizada en la industria del petróleo y el gas, debido a que surge del cálculo de recursos y reservas. Se deduce del teorema del límite central que los productos son aproximadamente una distribución log-normal. Las aplicaciones más populares son:

• Los volúmenes de las reservas y 1 o recursos de un solo reservorio. • Áreas de estructuras en un "play". • Las tasas de producción (ecuación de Darcy) • Tiempo para alcanzar el estado pseudoestable. • Permeabilidad efectiva

Distribución BetaPERT: La distribución betaPERT es continua. Describe una situación en la que se conocen los valores mínimos, máximos y más probables. Resulta útil con datos limitados. Por ejemplo, podría describir el número de vehículos vendidos por semana cuando las ventas anteriores muestran el número mínimo, máximo y habitual de vehículos vendidos. Es similar a la distribución triangular, la cual se describe en Distribución triangular, excepto en que la curva se suaviza para reducir el pico. La distribución betaPERT se utiliza como modelo probabilístico en un gran número de problemas económicos: fidelidad a una marca, análisis de inversiones, valoración, duración de un trabajo complejo, etc., debido, entre otras cosas, a su tremenda maleabilidad para representar situaciones diferentes a menudo en los modelos de administración de proyectos para calcular la duración de las tareas y los proyectos.

La distribución betaPERT se utiliza cuando se dan las siguientes condiciones:

• Cuando el mínimo y el máximo son fijos. • Tiene un valor más probable en este rango, el cual forma un

triángulo con el mínimo y el máximo; betaPERT forma una curva suavizada en el triángulo subyacente.

Distribución Triangular: Este tipo de distribución es ampliamente utilizado por los evaluadores que simplemente quieren describir una variable por su rango y un modo de (mínimo, máximo y los valores más probables); los valores mínimo y máximo son casi improbables que ocurran.

37

k) Método Montecarlo

La simulación Monte Cario es una técnica computacional basada en la construcción de un proceso aleatorio para un problema y llevar a cabo un experimento numérico por el muestreo de N-veces a partir de una secuencia aleatoria de números con una distribución de probabilidad prescrita. Si a un problema se le puede dar una interpretación probabilística, entonces puede ser modelado utilizando números aleatorios.

¿Por qué el uso de la simulación?

• Para comprender los sistemas estocásticos complejos. • Para controlar sistemas estocásticos complejos.

Estos sistemas suelen ser demasiado complejos para ser comprendidos y/o controlados usando métodos anaHticos o numéricos.

Métodos Analíticos: Pueden examinar muchos puntos de decisión a la vez, pero limitado a modelos simples.

Métodos Numéricos: Pueden manejar modelos más complejos, pero son aún limitados. A menudo tienen que repetir el cálculo para cada punto de decisión.

Simulación: Pueden manejar sistemas muy complejos y realistas. Pero la simulación tiene que repetirse para .cada punto de decisión

Antes de utilizar la simulación, necesitamos construir un modelo matemático del sistema

El Método Monte Cario se puede utilizar para resolver:

Los problemas que son estocásticos (probabilística) por naturaleza: Transporte de partículas, sistemas de comunicación telefónica, estudios de población sobre la base de las estadísticas de la supervivencia y la reproducción, cálculo de reservas de petróleo, etc.

Los problemas que son de naturaleza determinista: La evaluación de integrales, resolver los sistemas de ecuaciones algebraicas, la resolución de ecuaciones diferenciales parciales.

38

Los principales componentes de un algoritmo de Monte Cario son:

• Las funciones de distribución de probabilidad (PDF por sus siglas en ingles). El sistema físico (o matemático) debe ser descrito por un conjunto de PDF.

• Generador de números aleatorios. Una fuente de números aleatorios distribuidos uniformemente en un intervalo debe estar disponible.

• Regla de muestreo. Una prescripción para el muestreo del PDF especificado, asumiendo la disponibilidad de números aleatorios en el intervalo.

• "Scoring" (o conteo)- los resultados deben ser acumulados en recuentos totales o calificaciones de las cantidades de interés.

• Estimación de error - una estimación del error estadístico (varianza) en función del número de ensayos y otras cantidades debe determinarse.

• Técnicas de reducción de varianza - métodos para reducir la varianza en la solución estimada para reducir el tiempo de cálculo para la simulación de Monte Cario.

• Paralelización y vectorización - Uso eficiente de arquitecturas informáticas avanzadas.

39

Capítulo 111.- Hipótesis y Variables

1. Hipótesis Principal

La aplicación del enfoque probabilfstico en la estimación de reservas probadas, reduce la incertidumbre en la cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos recuperables en los campos maduros.

2. Hipótesis Secundaria

Es factible elaborar una metodología que proporcione pronósticos de producción más confiables que permitan realizar una adecuada evaluación económica de los campos maduros.

3. Identificación de variables

a) Variables Independientes

./ Exponente de Arps (b): La constante b puede determinarse a partir de datos de la historia de producción de la curva de declinación .

./ Tasa inicial de declinación (Di): La constante Di es determinada a partir de datos de la historia de producción de la curva de declinación .

./ Caudal Inicial de Producción (Qi): Es la medida del caudal de producción desde el tiempo en el que se desea realizar el pronóstico de producción.

b) Variables Dependientes

./ Reservas Probadas: Es el resultado de la adición de las reservas probadas desarrolladas más las reservas probadas no desarrolladas .

./ Pronósticos de Producción por Escenarios: Son los escenarios de producción deterministas derivados del análisis probabilístico .

./ Límite Económico: Es el punto en el cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan a los costos incurridos en su explotación.

Tabla 4. Operacionalización de variables

ÍqJO

Variable Independiente

Variable Dependiente

Variable

Exponente de Arps (b)

Tasa inicial de decUnación {Di)

Caudal Inicial de Producción (Qi)

Resefilas Probadas

Pronósticos de Producción por

Escenarios

Limite' Económico

Fuente: Elaboración Propia

Definición COMeptaa.E Definreión Operacional fndicadOres

La variable b puede determinarse a partir' Evaluación de la historia de datos de la historia de producción de, la producción del yacimiento. curva de declinación.

del Reservas Probadas y CUrvas de Producción

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del Reservas Probadas; y Curvas de· Producción

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Son los escenarios de· producdóniEvaluación de diferentes. deterministas deñwdos del análisis escenarios. de producción. probabilístico.

Es. el punto en el cual los ineresos Evaluación del volumen de· obtenidos por Ja venta de los hidroca;buros petróleo mínimo producido en se igualan a los co.stos. incurridos en su un inteJ'ilato d'e tiempo' con el explotación. cual se puede operar un

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Reservas Probadas y CUrvas de Producción

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Reservas Probadas y Curvas de Producción

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Tabla 5. Matriz de Consistencia

ASPECTOS GENERALES ASPECTOS ESPECÍFICOS PROBlEMA OBJEiiVO HIPÓmiS PROBLEMA OBJEmiOS HIPÓTESIS

GEtiERAI. GENERAl GENERAl. ESPEtÍffOO ESPECÍFICOS ESPECfRC'A

a)Obtener un rango de valores d'e

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Fuente: Elaboración Propia

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6. Metodología

'" Verificación del comportamiento con el modelo dinámico del Reservorio

Evaluación de la Historia de Producción y

Presión

'" Selección del Método

de Performance: Ecuación de Balance

de Materiales o Análisis por Curva de Declinación

Asignación de PDF's (Funciones

42

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Construcción de la Curva Tipo

para cada campo y/o reservorio

de Densidad de la .., .l Probabilidad) para w:"~-----' los parámetros del

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'" Pronostico de Producción bajo Incertidumbre

Figura 5. Metodología del Cálculo Probabilístico de Reservas

Fuente: Elaboración propia

43

Capítulo IV.- Estimación de Reservas Mediante el Método Probabilístico

1. Lineamientos

• Se recomienda utilizar la metodología para proporcionar consistencia y confiabilidad en la estimación de reservas probadas en campos maduros.

• Tres escenarios deterministas (low, base y high) fueron concebidos en base a la opinión de expertos para inicializar el modelo de performance.

• Los rangos de incertidumbre y las funciones de distribución estadística de la tasa de declinación (Di) y el exponente "b" fueron estimados.

• Los rangos de los factores de correlación fueron definidos cuidadosamente mediante la opinión de expertos con el objetivo de establecer la dependencia entre el exponente "b" y la tasa de declinación D.

• Los perfiles de producción probabilísticos se obtuvieron mediante la aplicación de la simulación Monte Cario; una curva de expectativa de reservas probadas es finalmente construida y los escenarios convencionales "/ow", "base" y "high" se pueden extraer para el análisis del flujo de caja determinista.

• Para las reservas probadas no desarrolladas, la metodología se puede aplicar de manera similar mediante la estimación de una curva de tipo para cada campo y/o reservorio. Además, un modelo hiperbólico se asocia a esta curva tipo para ser tratados bajo enfoque probabilístico mediante la aplicación del análisis de Monte Cario.

• Las reservas probadas totales se obtienen mediante la adición de los perfiles de producción PO (probadas desarrolladas) y PND {probadas no desarrolladas) correspondientes.

44

2. Selección del Método de Performance

La siguiente figura ilustra cómo los cambios en la incertidumbre técnica afectan la selección de los método(s) aplicables para la evaluación de los recursos para cualquier proyecto de recuperación de petróleo durante su ciclo de vida económica~

i . Estimated ' Uftimate

Recovery(EUR}

Ullimste 'E Recovery i (UR)

j •

Figura 6. Cambio en la incertidumbre y métodos de evaluación de un proyecto E&P a lo largo de su ciclo de vida.

Fuente: PRMS 2011

La figura 6 muestra que el rango de recuperación final estimado (EUR) de cualquier proyecto de petróleo disminuye con el tiempo que se descubre la acumulación, evalúa, desarrolla y produce, con el grado de incertidumbre disminuyendo en cada etapa. Una vez descubierta, la duración de cada periodo depende tanto del tamaño de la acumulación (por ejemplo, período de evaluación) y la capacidad de diseño de desarrollo en términos de la tasa anual de depletación del reservorio (por ejemplo, como %de las reservas producidas por año). Por ejemplo, los proyectos con tasas de depletación inferiores soportarán un período de "plateau" relativamente más largo seguido de un período de declinación más largo, y viceversa. Mientras que el "best estímate" es conceptualmente ilustrado como una curva constante, en proyectos reales puede haber una volatilidad significativa en esta estimación durante la evaluación de campo y el ciclo de vida de desarrollo.

La evaluación de cantidades recuperables de petróleo (reservas y recursos) se puede realizar mediante el uso de ambos procedimientos analíticos

45

directos e indirectos, que implica el uso del método "estático" basado en datos volumétricos y el método "dinámico" basado en datos de la performance, respectivamente.

La selección del método apropiado para estimar las reservas y recursos, y la precisión de las estimaciones, dependen en gran medida de los siguientes factores:

•El tipo, cantidad y calidad de los datos disponibles de geociencias, ingeniería, economía; necesarios para ambos análisis técnicos y comerciales.

•Complejidad geológica del reservorio especifico, el mecanismo de recuperación, etapa de desarrollo, y la madurez o el grado de depletación.

Más importante aún, la evaluación de las reservas y recursos se basa en la integridad, la habilidad y el juicio de los evaluadores profesionales experimentados. Los principios y aplicaciones de las técnicas de evaluación indican que un proyecto petrolero puede ser evaluado con diversos métodos de cálculo de acuerdo a las diversas etapas de su madurez, la siguiente figura representa la evolución de un proyecto petrolero durante su ciclo de vida (se puede observar una clara diferencia entre la etapa de exploración y producción). Asimismo, la figura 7 identifica procedimientos de cálculo adecuados para cada etapa del proyecto, se puede observar que el análisis por curvas de declinación es el método preferido para calcular las reservas en Campos Maduros (campos con amplia historia de producción).

ll!w.lmellic:A.'Blysl> !flqf.mW:\Ap,.~d l)(?;itr¡l=~l

Q 75

2 50 125 O+n~~~n+~~~TnTM~~nTnT~~TM~~

a o s w u ~ ~ ~ a a • m o~

Ye..r Time, Yeats

Oil Project Maturity and Availability of lnformation

Figura 7. Línea de tiempo para las fases de madurez de un proyecto de petróleo y los métodos usados en su evaluación.

Fuente: Elaboración Propia

3. Flujograma de Trabajo

Con la historia de producción y usando un software para el análisis de curvas de declinación, se platean tres escenarios determin!sticos de declinación

Las funciones de densidad de la probabilidad son elegidas para modelar la incertidumbre en los parámetros de las curvas de declinación de acuerdo a la historia de producción y la opinión de expertos. b D

El método Monte Cario es aplicado. Luego la simulación es realizada para cada mes hasta el afio en el que finaliza el contrato (un modelo de declinación hiperbólico es usado)

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Los resultados de los pronósticos de producción mensuales son obtenidos en percentiles; Como resultado, se obtienen curvas probabilísticas de producción acumuladas.

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': ~ ~. ~f----:,~---------1 == ·~~

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Figura 8. Esquema del flujograma de trabajo para estimar reservas de petróleo en campos maduros mediante el método probabilístico.

Fuente: Elaboración Propia

46

47

a) Evaluación de la Historia de Producción

La evaluación de la historia de producción es un factor transcendental en la estimación de reservas y pronósticos de producción mediante el análisis por curvas de declinación. Cuando está disponible suficiente información de la producción, las reservas pueden ser evaluadas mediante el uso de métodos basados en el rendimiento, como el análisis de curvas de declinación (DCA). En este método, la incertidumbre en la recuperación final estimada es causada principalmente por el modelo de declinación seleccionado (exponencial, hiperbólico, o armónico) y el período correspondiente. Un posible enfoque para llegar a una estimación probabilística utilizando métodos basados en el desempeño es mediante el uso de la ecuación de declinación hiperbólica.

b) Escenarios Determinísticos

El nuevo método probabilístico planteado reduce la incertidumbre asociado al método determinista convencional para la estimación de reservas por el análisis de curvas de declinación. El metido determinista utiliza un único valor para cada parámetro, basado en una descripción bien definida del reservorio, Jo que resulta en un valor único para la estimación de recursos y/o reservas. En el caso de la estimación de reservas mediante el análisis de curvas de declinación por el método determinista, tres curvas de declinación son usualmente estimadas; de esta forma, los tres escenarios deterministas representan los casos "/ow'', "besr y "high" (ver figura 9). Las compañías de petróleo y gas usualmente asignan a estas tres estimaciones las categorías de reservas 1 P (probadas), reservas 2P (probadas + probables) y 3P (probadas+ probables+ posibles). Sin embargo, esta asunción es una lectura equivocada de la definición de reservas debido a que los tres escenarios deterministas obtenidos representarían escenarios de las reservas probadas desarrollas en producción y no estarían en diferentes categorías de reservas como se tiende a señalar. En este contexto, un nuevo enfoque probabilístico se ha propuesto para proporcionar consistencia y confianza para la estimación de reservas probadas en campos maduros. Una curva de declinación paramétrica para el campo fue desarrollada en base a la historia de producción y la construcción de escenarios deterministas. A continuación, se calcularon los intervalos de las funciones incertidumbre y la distribución estadística de la tasa de declinación (Di) y el exponente "b". En consecuencia, mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario se obtuvieron los perfiles de producción probabilísticos y se reduce la incertidumbre asociada a la estimación de reservas.

48

Análisis Determinista de las Curvas de Declinación

Escenarios Basados en la Opinión de Expertos

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'

'Ca~e Type- · Decline Model . . . .. . ' . . . . . . .· . ' · .. ~. -·

High Case Armónica

Base Case Hiperbólica

low Case Exponencial

Perfil del Pronóstico de Producción Probabilístico !;~~·.;'2so:· · · ·· .... > · .r.': · · · ,. · ··>:- ·•• ··'' · .:·, · ,. ·· '-.:-'. '· · .,; .,, .. , .• ~

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Las Compañías usualmente evalúan tres escenarios de performance

Figura 9. Análisis determinístico de las curvas de declinación.

Fuente: Elaboración propia

49

e) Construcción de Distribuciones Estadísticas

La incertidumbre en las estimaciones de las reservas de petróleo por el análisis de las curvas de declinación se asocia con los parámetros tasa de declinación (Di) y exponente "b" de la ecuación hiperbólica. La selección de las funciones de distribución de parámetros individuales en los cálculos probabilísticos de reservas y/o recursos, es la tarea del estimador para especificar un PDF (función de densidad de la probabilidad) que se ajuste a la información disponible. Las herramientas modernas (como el software estadístico disponible en el mercado a base de hoja de cálculo u otro) permiten una amplia variedad de alternativas para elegir un PDF adecuado a los datos disponibles (normal, log-normal, betapert, triangular, poisson, etc.). Las distribuciones deben aplicarse útilmente sólo en el rango para el que reflejan una incertidumbre. Se debe evitar distribuciones que se extiendan hasta el infinito. Por otro lado, el evaluador debe de asegurarse que las distribuciones no se conviertan en negativo o mayor que la unidad para los parámetros expresados como fracciones o proporciones, tales como la porosidad, saturación, eficiencia de neto a bruto de recuperación, etc. En consecuencia, de acuerdo a los lineamientos mencionados y en base a la opinión de expertos, la distribución elegida para los parámetros "b" y "D" en el método probabilístico planteado, es la distribución "betapert". La distribución betapert es continua y describe una situación en la que se conocen los valores mínimos, máximos y más probables. Esta es similar a la distribución triangular, excepto en que la curva se suaviza para reducir el pico.

d) Estimación de Factores de Correlación

Frecuentemente existen dependencias entre los parámetros del reservorio, estas dependencias deben ser representadas en la estimación probabilística de los volúmenes recuperables. Existen correlaciones positivas comúnmente encontradas entre la saturación de gas neto a bruto y porosidad en reservorios elásticos. Por otro lado, también se puede encontrar correlaciones negativas, este es el caso de la correlación entre el exponente "b" y la tasa de declinación "D". Cabe señalar que es importante correlacionar estas variables y eliminar realizaciones físicamente imposibles a partir del modelo, debido a que valores "extremos" pueden sesgar de manera inapropiada la gama de posibles resultados. Esta práctica asegurara un claro escenario de desarrollo representa por la estimación probabilística. Cabe señalar que las estimaciones probabilísticas para una acumulación diferirán dependiendo del escenario de desarrollo seleccionado.

50

e) Aplicación del método Monte Cario

En el método probabilístico, se utiliza el rango completo de valores que podrían ocurrir razonablemente para cada parámetro desconocido (de los datos de geociencia e ingeniería) para generar una amplia gama de resultados posibles para la .estimación de volúmenes de reservas y/o recursos. Para ello, tal como se describió en el párrafo anterior, se identifican los parámetros que componen la estimación de reservas por el análisis de curvas de declinación y luego se determina una función de densidad de probabilidad llamada (PDF, por sus siglas en ingles). El PDF describe la incertidumbre en torno a cada parámetro (en nuestro caso "b" y "0"). Con los PDF's de "b" y "O" y con el uso de un procedimiento de muestreo aleatorio obtenemos al azar un valor para cada parámetro para calcular un valor de caudal (Q), tal como se describe en la ecuación 1. Al repetir este proceso un número suficiente de veces y al variar el tiempo de acuerdo al periodo en el que se desee calcular las reservas, se obtiene un PDF para los valores del caudal en función del tiempo, este procedimiento conocido como la simulación Monte Cario se muestra esquemáticamente en la figura 1 O.

En consecuencia, mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario se obtuvieron los perfiles de producción probabilísticos; una curva de expectativa de reservas probadas es finalmente construida y los escenarios "/ow'', "base" y "high" se pueden extraer para el análisis determinista de flujo de caja. Por otro lado, para las reservas probadas no desarrolladas, la metodología se puede aplicar de manera similar mediante la estimación de una curva de tipo para cada campo y/o reservorio. Cabe mencionar, que un modelo hiperbólico se asocia a esta curva tipo y mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario, esta curva es tratada con un enfoque probabilístico

Dependencia entre Di and b

-1

{b=Q(l+bl))1i

11 -l....----.... 1 1

~ r~-~-~-~----~ p

p

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~ ~

M- ~ l 1 - 1 J p -(l-b )a q¡=r> (jFIY

Figura 1 O. Modelo Probabilístico de Declinación Hiperbólica para la Producción de Petróleo

Fuente: Elaboración propia

51

52

f) Estimación de las Reservas Probadas Totales

De acuerdo a las definiciones del PRMS, las Reservas Probadas Totales se definen como la adición entre las Reservas Probadas Desarrolladas {PO) y las Reservas Probadas No Desarrolladas (PND). En el método probabilístico propuesto las Reservas Probadas Desarrolladas se obtendrán de los pronósticos de producción de los pozos que están actualmente en producción y las Reservas Probadas No Desarrolladas se obtendrán del pronóstico de producción probabilístico de los pozos a perforarse en el Plan Adicional de Trabajo del campo en análisis. Cabe mencionar que ambos, el pronóstico de pozos en producción y el pronóstico de los pozos a perforar están representados por distribuciones estadísticas, en este contexto, debido a que hay una dependencia entre las distribuciones de los pronósticos de producción de las reservas PO y PND, la suma que se realizará para obtener las reservas probadas totales es la suma aritmética de los valores de las distribuciones. En consecuencia, lo que se obtendrá es un rango de incertidumbre de las Reservas Probadas Totales, en el cual se pueden analizar los diferentes escenarios a obtener. Análogamente a la subdivisión de categorías en las reservas (1P, 2P y 3P), se pueden extraer tres escenarios determinísticos de la distribución de probabilidad de las reservas probadas totales, de esta manera las estimaciones "/ow", "base" y "high" se definen como sigue:

• Debe haber al. menos un 90% de probabilidad (P90) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "/ow".

• Debe haber al menos un 50% de probabilidad (P50) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "base".

• Debe haber al menos un 1 O% de probabilidad (P1 O) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "high".

En la figura 11, se puede observar el procedimiento para obtener las reservas probadas totales, una curva de expectativa es construida para determinar los volúmenes totales a recuperar en el fin del contrato y la chance de éxitos asociados a estos.

53

Perfil de Producción ProbabiJrstico- Producción Total

Producción Acumulada (MSTB) Curva de Expectativa

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~~-+---'-'='-4;:::-.,----------¡' ,, ~·

~·+-----~~'<:;-------¡ . ; ....

Figura 11. Esquema para la estimación de Reservas Probadas Totales.

Fuente: Elaboración Propia

o Q.

o ID

54

CAPITULO V. Caso de Estudio: LOTE UNI

1. Desarrollo del Lote

El Lote UNP0 está ubicado en la Cuenca Talara. Empezó su producción en el año 1952. La producción acumulada hasta el mes de enero del año 2014 es de 0.8 MMSTB de petróleo y 650 MMSCF de gas respectivamente. Debido a que la producción de gas en el mencionado Lote no es comerciable, solo se analizará la historia de producción de petróleo. En la figura 12 se puede observar que la línea azul representa la producción acumulada del Lote U NI, mientras que la línea verde representa la producción diaria del Lote U NI.

~--~e' ,., .. ·500· .

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5Ó

10

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M·e o.ós

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Tiempo

Figura 12. Historia de Producción del Lote UNI (1952- 2014).

Fuente: Elaboración Propia

10 Por motivos de confidencialidad se considera el nombre de Lote U NI. Cabe señalar que no se hace referencia al Lote IX, operado por la empresa UNIPETRO ABC.

55

2. Estado de los Pozos

A enero de 2014, se reportaron 9 pozos activos, 4 pozos no productores (NP), 2 pozos en abandono temporal (ATA), 2 pozos en abandono permanente (APA) y 19 pozos secos permanentemente abandonados (OPA), haciendo un total de 36 pozos perforados en el Lote UNI. En la siguiente figura se puede observar el número total de pozos perforados en el Lote UNI y el porcentaje del total de pozos considerando el estado en el que se encuentran cada uno de ellos.

TOTAL DE POZOS- lOTE UNt

IIIATA

a OPA

aAPA

111 .Activos

Figura 13. Estado de los pozos del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

En el Lote UNI se han perforado 36 pozos, de los cuales 9 se encuentran activos. La última campaña de perforación se efectuó entre los años 201 O y 2013, perforándose un pozo por año. En la siguiente tabla, se muestran los pozos activos y sus respectivas fechas de inicio de producción.

Tabla 6. Pozos activos en el Lote UNI

Pozo Fecha Inicial

1 01/05/2001 2 01/02/2002 3 01/10/2011 4 01/11/2012 S 01/12/2010 6 01/10/1995 7 01/01/1953 8 01/02/2013 9 01/06/1953

Fuente: Elaboración Propia

56

3. Estimación de Reservas

Se consideró el nuevo método probabilístico para estimar las reservas probadas total~s (reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas). A continuación se detalla un resumen de los pasos para la ~stimación de las reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas del Lote UNI. Cabe mencionar que se siguieron los pasos indicados en el flujograma de trabajo de la figura 8.

a) Reservas Probadas Desarrolladas (PO)

Evaluación de la Historia de Producción

La evaluación de la historia de producción es un factor transcendental en la estimación de reservas y pronósticos de producción mediante el análisis por curvas de declinación. En ese sentido, tal como se observa en la figura 12, el Lote UNI tiene suficiente información de la producción ·disponible. De acuerdo lo señalado en las bases teóricas, la técnica de análisis de la curva de declinación se basa en el supuesto de que las tendencias de producción del pasado y sus factores de control continuarán en el futuro y, por lo tanto, pueden ser extrapolados y descritos por una expresión matemática.

Escenarios Determinísticos

Usando la historia de la producción y un software de análisis de curvas de declinación, tres escenarios de declinación fueron estimados para el campo (2 hiperbólicos y 1 exponencial); de esta forma, los tres escenarios deterministas representan los casos. "/ow", "besf y "high". Cada escenario de declinación tiene como parámetros característicos al exponente "b" y la tasa de declinación "D"; asimismo para todos los casos se considera el caudal a partir del cual se hace el pronóstico de producción, en este éaso 76,9 BOPD, ver tabla 7.

Tabla 7. Parámetros estimados por escenario en el Lote UNI

:~.~~~~: ~f.~¿·d~~~~o~~~~:~.:·~:L.: .~·f~i:i~?b~:!;J 1 Hiperbólica 76.9 0.87 0.019

2 Hiperbólica 76.9 1.43 0.009

3 Exponencial 76.9 o 0.024

Fuente: Elaboración Propia

57

Las figuras 14, 15 y 16 representan los escenarios determinísticos hallados con un software convencional, la línea roja a partir del año 2014 representa el pronosticó de producción en cada uno de los escenarios deterministas. Se puede observar que en el caso de la declinación exponencial (figura 14), el pronóstico graficado en una escala semilog tiene una tendencia lineal. Por otro lado la figura 17 fue realizada a partir de la exportación de los datos de los escenarios determinísticos a una hoja de cálculo, luego se procedió a graficar los tres escenarios en un mismo gráfico, en este caso se puede observar que el escenario "low'' solo llega has el mes de marzo del año 2021, fecha en la cual el campo alcanza su límite económico. A partir del pronóstico de producción determinístico se puede calcular las reservas probadas desarrolladas de manera determinística en tres escenarios, tal como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 8. Reservas de los escenarios determinísticos del Lote UNI Lote UNI LowCase Base Case HighCase

Estimación Determinística 87.26 169.82 244.82

(MSTB)

Fuente: Elaboración Propia

10.2

Working Forecast Pararreters Phase : Oil Case Narre : reseNes b :0 Di : 0.0236751 M.e. qi : 76.9357 bbVd ti : 01131/2014 te : 03131/2021 FinaiRate : 9.8129 bbVd Cum. Prod. : 0.0769357 bbVd Cum.Date : 01131/2014 ReseNes : 85.2696 bbVd ReseNes Date : 03/31/2021 EUR : 85.3465 bbVd Forecast Ended By : Rate DB Forecast Date : Not Saved ReseNeType : Proven-Developed

195254 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 9!200002 04 06 08 10 12 14 16 18 20

Date

Figura 14. Declinación exponencial del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

= 1 - 10

·2 10

= 1 - 10

10'1

10''

Working Forecast Parameters Phase :Oil CaseName :reserves b :0.867652 Di : 0.0186723 M.e. qi : 76.9357 bblld ti : 01/31/2014 te : 12/31/2025 Final Rate : 19.0487 bbVd

1 Cum. Prod : 0.0769357 bblld Cum. Date : 01/31/2014 Reserves : 157.063.bbVd Reserves Date : 12131/2025 EUR : 157.14 bblld Forecast Ended By : T~~r~e DB Forecast Date : Not Saved Reserve Type : ProverH>eveloped

195::54 56 58 60 62 64 65 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 91200002 04 06 08 10 1214 1618 20 22 24

Date

Figura 15. Declinación hiperbólica (1) del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

Working Forecast Parameters Phase :Oil Case Narre : reserves b :1.4264 Di : 0.0135676 M.e. qi : 76.9357 bblld ti : 01/3112014 te : 12/3112025 Final Rate : 30.1019 bbVd Cum. Prod. : 0.0769357 bbl/d Cum. Date : 01/3112014 Reserves : 195.881 bblld Reserves Date : 1213112025 EUR : 195:958 bblld Forecast Ended By : Time DB Forecast Date : Not Saved Reserve Type : ProverH>eveloped 1

195::54 56 5860 62 646668 707274 76 78 80 828486889092 94 96 912000l204060810 1214161820 22 24 .

Date

Figura 16. Declinación hiperbólica (2) del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

58

59

i.:

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+-----------Jih----------------1,-,, ·. ~< :\~ ·, l• t":···

( +-----------ll--+11------------------;;::

High r·· Low

Base

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N :-~--~·::~~---.~.1--_¡,::.~~:N_·.::~:- '.-N_:•~;._.t¡f."_ . .\.,'· M_.~_-'.::::· ... !'1·· ~::·,.;~ ·. N·,_. __ --~-~--·,: 1 --,,N ~~·_·(N~>

Figura 17. Perfil de producción deterrninístico del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

Construcción de Distribuciones Estadrsticas

La incertidumbre en las estimaciones por el análisis de las curvas de declinación de las reservas de petróleo se asocia con los parámetros tasa de declinación (Di) y exponente "b" de la ecuación hiperbólica. En consecuencia, de acuerdo a los lineamientos mencionados y en base a la opinión de expertos, la distribución elegida para los parámetros "b" y "O", es la distribución "Betapert", debido a que esta es utilizada cuando se tienen valores extremos y un dato medio. Cabe señalar que se utilizó un software estadístico para ajustar los valores de "b" y "O" de la tabla 7 a la distribución elegida (ver figuras 18 y 19).

' -Bistribución BetaPERT

' -0.600 ' 0.1100 -._ 0.000- 1.000

-~ .M'rnünojo.ooo ~: Mós~fo_S6a m • .· : .Máxlm,fH26 ~- · .

Figura 18. Distribución Betapert de los valores del exponente "b".

Fuente: Elaboración Propia

- , , ·. ,. ; :Pistribución'Be~aPERT . . .. ; ... · . .• : ·-;_ /' . ' +'•

... '>

i)?.c0.0141

. .. 0.0160

,.-_,_, ····' o.o\so

. :.·"·1 .. 0.01~ 0,0220 ' .

:.: • :~¡o.~ · ~;,. 'r.th~!o.Ol~ . . [~h :'' <;;~)~ .· ~·· Figura 19. Distribución Betapert de los valores de la tasa de

declinación "D".

Fuente: Elaboración Propia

Estimación de Factores de Correlación

60

Se encontró una correlación negativa entre el exponente "b" y la tasa de Declinación "D". Cabe señalar que es importante correlacionar estas variables y eliminar realizaciones físicamente imposibles a partir del modelo, debido a que valores "extremos" pueden sesgar de manera inapropiada la gama de posibles resultados. La figura 20 muestra la correlación realizada entre los parámetro "b" y "D".

Gráfico aecorrelacrón {E;jemj)lo)

•

•

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.. ~---... , ..,..,..~-..... ---,--....::;> o.soó . 110 0.900 .. ' ,00 fhl.·

Distribuci6n BéaR3U · L:J .. 0.:3oo

Figura 20. Correlación entre los valores de "b" y "D".

Fuente: Elaboración Propia

61

Aplicación del método Monte Cario

Con los PDF de los parámetros "b" y "D" y con el uso de la simulación Montecarlo aplicado a la ecuación hiperbólica, obtenemos una gama de caudales asociados a percentiles para un mismo mes. Al repetir este proceso mes a mes desde el año 2014 hasta el año 2027 (fin del contrato en el Lote UNI), se obtiene un pronóstico de producción probabilístico, en el cual se puede obtener las reservas probadas desarrolladas mediante el método probabilístico para los escenarios "/ow", "base" y "high" (representados por los percentiles P90, PSO y P10 respectivamente). La figura 21 muestra el perfil de producción probabilístico del Lote UNI. Por otro lado, la figura 22 muestra la historia de producción y el pronóstico de la misma mediante el método probabilístico en los tres escenarios "low'', "base" y "high".

Figura 21. Pronóstico de producción probabilístico del Lote UNI-Curva Base.

Fuente: Elaboración Propia

62

Figura 22. Historia y perfil de producción probabilístico del Lote UN l.

Fuente: Elaboración Propia

Estimación de las Reservas Probadas Desarrolladas

Los acumulados de producción de los pronósticos de producción probabilísticos representan a las reservas probadas desarrolladas. En la tabla 9 se muestra los acumulados de producción en el año 2027 (fin del contrato), para los casos "/ow", "base" y "high" del pronóstico probabiHstico de pozos en producción. La comparación de los resultados de la curva base entre el método determinístico y probabilístico se realizará en el siguiente capítulo.

Tabla 9. Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo

Lote UNI LowCase Base Case HighCose Estimación

Probabilística 137.56 168.28 193.34 {MSTB)

Fuente: Elaboración Propia

63

b) Reservas Probadas No Desarrolladas (PND)

Las reservas probadas no desarrolladas se estimaron de acuerdo al cronograma de perforación propuesto por el operador del Lote UNI, el cual se basa en el Programa Mínimo de Trabajo Anual, tal como se detalla en la tabla 11. Se consideró un flujograma de trabajo similar al del cálculo de las reservas probadas desarrolladas mediante el método probabilístico. Se estimó una curva de tipo en función de las características de los 4 pozos de la última campaña de perforación. Posteriormente un modelo hiperbólico se asocia a esta curva tipo y mediante la aplicación de la simulación de Monte Cario, esta curva es tratada con un enfoque probabilístico. La siguiente tabla muestra las características de los pozos perforados en la última campaña de perforación.

Tabla 10. Características de los últimos pozos perforados en el Lote UNI

Pozo Qi (bbl/d) b o 3 186 1.03 0.025

4 9 0.57 0.031

S 153 0.65 0.031

8 10 2.62 0.029

Fuente: Elaboración Propia

Tabla 11. Programa de perforación en el Lote UNI

PERFORACION DE 2015 2016 2017 2018 2019 TOTAL

POZOS

Primer Periodo 1 1

Segundo Periodo 1 1

Tercer Periodo 1 1

Cuarto Periodo 1 1

Quinto Periodo 1 1

TOTAL 1 1 1 1 1 S

Fuente: Elaboración Propia

64

En consecuencia, de acuerdo a los lineamientos mencionados y en base a la opinión de expertos, la distribución elegida para los parámetros "b" y "O", es la distribución "Betapert", las figuras 23 y 24 muestran las distribuciones de los parámetros "b" y "O" de los pozos perforados en la última campaña de perforación. Cabe señalar que al igual que en el caso de las distribuciones en el cálculo de las reservas probadas desarrolladas, se aplicó una correlación entre los valores de ambos parámetros.

"C

;g :e "' .o o~

.¡t

Distribución BetaPERT

0.3000 0.4000 0.5000 0.6000 0.1000 0.6000 1.4000

WnimoJ0.3000

Figura 23. Distribución del exponente "b" en el pozo tipo.

Fuente: Elaboración Propia

Nombre: Di=

·Distribución BetaPERT

• 0.0490 o.~ OJJS8ll 0.0590

•1-lnfinilo l'i 4jlnfirito 1.11Mno!D.0490 1 : !i" .¿;2: Mós Probabte\0.0544 1; 'i Méxino fu.D598 1:

0.0600

IJ\1 ~

Figura 24. Distribución de la tasa de declinación "O" en el pozo · tipo.

Fuente: Elaboración Propia

Q Q.. o a:l

so

45

40

35

30

.25

20

15

65

Con los PDF de los parámetros "b" y "D" del pozo tipo y con el uso de la simulación Montecarlo aplicado a la ecuación hiperbólica, obtenemos una gama de caudales asociados a percentiles para un mismo mes. Al repetir este proceso mes a mes desde el año en el que se desea perforar hasta el año 2027 (fin del contrato en el Lote UNI), se obtiene un pronóstico de producción probabilístico para cada pozo tipo. Desde el año 2015 hasta el año 2019 se ha propuesto la perforación de 5 pozos, esto de acuerdo al Programa Mínimo de Trabajo señalado en la tabla 11. La siguiente figura muestra el pronóstico de producción probabilfstico de los pozos a perforarse, se puede observar un pico al inicio de cada año (aumento de la producción), esto debido al ingreso de la producción de cada pozo nuevo que se perfora. Ante la ausencia de perforaciones, a partir del año 2020, la producción producto de estos pozos nuevos comienza a declinar sin evidencia de más picos de producción.

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Figura 25. Pronostico de producción probabilístico- Curva Incremental.

Fuente: Elaboración Propia

Los acumulados de producción de los pronósticos de producción probabilísticos de la figura 25 representan a las reservas probadas no desarrolladas. En la tabla 9 se muestra los acumulados de producción para los casos "/ow", "base" y "high" del pronóstico probabilístico de los 5 pozos a perforar.

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66

Tabla 12. Reservas Probadas No Desarrolladas de Petróleo

Lote UNI LowCase Base Case High Case Estimación

Probabilística 73.11 86.52 98.24

(MSTB)

Fuente: Elaboración Propia

Cabe señalar que el Lote UNI no cuenta con ubicaciones probables ni posibles y la selección de los 4 pozos se basa en las Reservas Probadas No Desarrolladas (PND). Las ubicaciones de los pozos han sido definidas por el operador del Lote UNI (tomando en consideración los mapas de iso-producción acumulada que indican las mejores zonas con producción).

Nota: Reservas Probables y Reservas Posibles

En el caso de ser necesario la determinación de ubicaciones adicionales a perforar y evaluar las reservas probables y posibles correspondientes a los pozos nuevos propuestos, se recomienda efectuar los siguientes pasos:

• Elaborar y analizar los mapas de tendencia acumulada de los fluidos producidos.

• Verificar los mapas de tendencia con los mapas estructurales y de arena neta petrolífera (único parámetro petrofísico disponible en los mapas).

• Determinar la curva tipo por Yacimiento: Pronósticos de producción de petróleo y agua, y estimación de reservas por pozo hasta el límite del contrato.

• Categorizar las ubicaciones según: Reservas Probables y Posibles.

• Simulación Monte Cario de la curva paramétrica de declinación del perfil de producción total, y obtención de los escenarios "low" (P90), "base" (P50) y "high" (P10).

• Determinar las Reservas Probadas Totales (1P) y obtener las reservar 2P y 3P con las suma de la ubicaciones categorizadas como probables y/o posibles, según sea el caso.

67

CAPITULO VI. Análisis de Resultados

1. Resultados del Método Probabilístico

Los resultados de las reservas probadas totales mediante el método probabilístico se muestran en la tabla 13, para ello se aplicaron los lineamientos señalados en flujograma de trabajo. Inicialmente se construyó el pronóstico de producción probabilístico del Lote UNI- Producción Total y posteriormente el perfil de producción probabilístico acumulado, tal como se observan en las figuras 26 y 27 respectivamente. Los acumulados de producción probabilístico de la figura 27 representan las reservas probadas totales obtenidas mediante el método probabilístico por el análisis de curvas de declinación. Se pueden extraer los escenarios "/ow'', "base" y "high" en el año 2027, esto con el objetivo de analizar las reservas probadas totales al finalizar el contrato.

Tabla 13. Reservas Probadas Totales de Petróleo

Lote UNI LowCase Base Case HighCase Estimación

Probabilística 210.67 254.80 291.58

(MSTB)

Fuente: Elaboración Propia

Se puede indicar que en el Lote UNI, las reservas probadas totales "low case", "base case" y "high case", son 210.67 MSTB, 254.80 MSTB y 291.58 MSTB respectivamente. En este contexto, de acuerdo a los lineamientos establecidos en el método probabilístico, los resultados obtenidos se pueden interpretar de la siguiente manera:

• Debe haber al menos un 90% de probabilidad (P90) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "/ow case".

• Debe haber al menos un 50% de probabilidad (P50) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "base case".

• Debe haber al menos un 1 O% de probabilidad (P1 O) que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o superiores a la estimación "high case".

68

Figura 26. Pronostico de producción probabilístico- Producción Total.

Fuente: Elaboración Propia

Figura 27. Pronostico de producción probabilístico - Reservas Probadas.

Fuente: Elaboración Propia

69

Una curva de expectativas es obtenida del pronóstico de producción probabilístico acumulado en el año 2027, se puede observar que los valores P90, PSO y P10 representan a los escenarios "/oiN", "base" y "high" respectivamente.

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Figura 28. Curva de expectativa del Lote UNI.

Fuente: Elaboración Propia

2. Método Determinístico vs Método Probabilístico

Los resultados de la estimación de reservas probadas desarrolladas mediante el método deterrninrstico y probabitrstico se muestran en la tabla 14. Se puede observar una clara diferencia entre los resultados "/ow case" y "high case" de ambos métodos. Por otro lado, el "base case" tiende a ser el mismo para ambos métodos.

Tabla 14. Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo

Lote UNI LowCase Base Cose High case

Estimación Determinística 87.26 169.82 244.82

(MSTB} Estimación

Probabilística 137.56 168.28 193.34 (MSTB)

Fuente: Elaboración Propia

70

La tabla 15 muestra los resultados de calcular la diferencia entre las estimaciones "/ow case" y "high case" de los resultados señalados en la tabla 14. Se puede observar que la diferencia en el método determinístico asciende a 157.57 MSTB, por otro lado, la diferencia en la estimación probabilística asciende a 55.78 MSTB. Estos resultados son evidencia contundente que el método probabiHstico no solo otorga una gama de resultados, sino que también reduce la incertidumbre asociada a la estimación de reservas en campos maduros. En este contexto, el nuevo enfoque probabilístico proporciona consistencia y confianza para la estimación de reservas probadas en campos maduros.

Tabla 15. Diferencia entre las estimaciones "/ow case" y "base case".

Lote UNI Diferencia entre casos extremos

Estimación Determinística 157.57

(MSTB)

Estimación Probabilística 55.78

(MSTB))

Fuente: Elaboración Propia

La siguiente figura muestra la historia de producción y los pronósticos de producción deterministas y probabilistas correspondientes a los casos "low case", "base case" y "high case" del Lote UNI. Las líneas punteadas representan el pronóstico de producción probabilístico y las líneas continuas representan el pronóstico de producción determinístico. Se puede observar, tal como lo mencionado anteriormente, una clara diferencia entre los resultados "/ow case" y "base case" de ambos métodos. Asimismo, en la figura 29, se puede observar que el pronóstico de producción probabilístico otorga una menor diferencia entre los escenarios extremos y en consecuencia reduce la incertidumbre.

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Probabilístico vs. Determinístico 250

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Figura 29. Perfiles de producción determinístico y probabilístico- Curva Base. Fuente: Elaboración Propia

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72

3. Evaluación Económica de la Curva Base

Se realizó una evaluación económica para cada resultado de las estimaciones de reservas probadas correspondientes a la curva base del Lote UNI. De acuerdo a lo establecido en el presente estudio, se cuenta con 6 estimaciones en total (3 escenarios de producción determinísticos y 3 escenarios de producción probabilísticos), en ambos métodos se consideran los casos low, base y high. Para efectos de análisis, se realizó la evaluación económica por separado de los resultados de los dos métodos antes mencionados.

a) Escenarios de Producción Determinísticos

Se ha efectuado un análisis de sensibilidad en la evaluación económica, considerando las variables que podrían tener mayor impacto, cuyo riesgo de variación afecte significativamente los resultados obtenidos. En este sentido, se ha realizado la sensibilidad de los precios de petróleo y los escenarios de producción determinísticos, ver los resultados de la tabla 8. Se obtuvieron tres estimaciones de reservas: 87.26 MSTB, 169.82 MSTB y 244.82 MSTB, correspondientes a los casos /ow, base y high respectivamente.

La evaluación económica se ha realizado considerando un precio flat de US$/Bbl 60 (caso base) y la sensibilización se ha efectuado considerando la volatilidad de los precios de la Canasta de Hidrocarburos, de esta manera se consideraron los precios de US$/Bbl 50 y US$/Bbl 70, manteniendo constantes las demás variables utilizadas para la evaluación (caso base).

Los resultados de las sensibilidades a los pronósticos de producción determinísticos y a los precios de petróleo se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 16. Análisis de sensibilidad a las estimaciones determinísticas

VARIACION DE PRODUCCION

Precio LowCase Base Case High Case US$/Bbl VAN al10% VANal10% VANal10%

VARIACION (MUS$) (MUS$) (MUS$) DEL PRECIO

50 630 955 1404

60 843 1305 1904

70 1059 1655 2405

Fuente: Elaboración Propia

73

b) Escenarios de Producción Probabilísticos

Se efectuó el análisis de sensibilidad en la evaluación económica de manera análoga al realizado en los escenarios de producción determinísticos. En este sentido, se ha realizado la sensibilidad de los precios de petróleo y los escenarios de producción probabilísticos, ver los resultados de la tabla 9. Se obtuvieron tres estimaciones de reservas: 137.56 MSTB, 168.28 MSTB y 193.34 MSTB, correspondientes a los casos /ow, base y high respectivamente.

Los resultados de las sensibilidades a los pronósticos de producción probabilísticos y a los precios de petróleo se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 17. Análisis de sensibilidad a las estimaciones probabilísticas

VARIACION DE PRODUCCION

Precio LowCase Base Case High Case

US$/Bbl VAN al10% VANal10% VANal10% VARIACION

(MUS$) (MUS$) (MUS$) DEL PRECIO

so 815 949 1079

60 1101 1296 1475

70 1387 1643 1872

Fuente: Elaboración Propia

e) Análisis de las Evaluaciones Económicas

Según los resultados de las evaluaciones econom1cas para los escenarios de producción probabilísticos, en el base case y considerando un precio flat de 60 US$/Bbl, se obtiene un VAN de 1296 MUS$ para el proyecto. El VAN positivo se repite en los demás escenarios de sensibilidades de producción y del precio del petróleo, considerando un precio flat de 50 US$/Bbl ,60 US$/Bbl, 70 US$/Bbl. Por otro lado, en el caso de las evaluaciones de los escenarios de producción determinísticos, en el base case y considerando un precio flat de 60 US$/Bbl, se obtiene un VAN de 1305 MUS$. De la misma forma que en los resultados del VAN para las sensibilidades de los escenarios determinísticos, en el caso de las sensibilidades de los escenarios probabilísticos, todos los resultados son positivos.

Se puede observar que los resultados de realizar las sensibilidades con el escenario de producción base case y con los precios de 50 US$/Bbl ,60 US$/Bbl, 70 US$/Bbl, son similares en ambos métodos

74

(determinísticos y probabilísticos). La diferencia sustancial en la evaluación económica del proyecto con ambos pronósticos, se puede notar en la alta dispersión de los resultados de las sensibilidades al evaluar el proyecto con los escenarios de producción determinísticos low case y high case. Los escenarios determinísticos son escenarios subjetivos (basados en opinión de expertos), de los cuales se obtienen estimaciones de reservas muy pesimistas o muy optimistas, estos resultados conllevan a tener poca credibilidad en el análisis de la rentabilidad del proyecto, así como una evaluación equivocada del verdadero potencial del Lote UNI. Por otro lado, se reduce considerablemente la incertidumbre de los resultados de las sensibilidades al evaluar el proyecto con los escenarios de producción probabilísticos /ow case y high case, a esto se le debe de agregar el hecho que los resultados del pronóstico de producción probabilístico están asociados a percentiles, lo cual hace la evaluación más robusta.

La diferencia de resultados de la evaluación económica realizada en base a ambos métodos (estimaciones determinísticas y probabilísticas) puede ser el motivo principal para decidir el ingreso o no a un proyecto petrolero, dependiendo de la elección del método con el que se estimó las reservas. Cabe señalar que la evaluación económica se ha realizado considerando la curva base, esto con el objetivo de realizar un análisis real de la nueva metodología planteada.

El análisis de los resultados refuerza la hipótesis referida a que es factible elaborar una metodología que proporcione pronósticos de producción que permitan realizar una adecuada evaluación económica de los campos maduros y cumple con el objetivo de precisar la importancia de aplicar los resultados del enfoque probabilístico en la estimación de reservas a la evaluación económica del campo. La nueva metodología para estimar reservas en campos maduros representa un aporte importante a la industria de hidrocarburos y toma mayor importancia en el contexto en que en nuestro país se están licitando lotes que tienen amplia historia de producción, de los cuales se necesita evaluar su verdadero potencial con una metodología que ofrezca consistencia y confiablidad.

75

Capítulo VIl.- Conclusiones y Recomendaciones

1. La comprensión y manejo de la incertidumbre son aspectos trascendentales en el negocio de exploración y explotación de hidrocarburos. Debido a esto, se debe de incentivar el uso de la metodología probabilística en la estimación de reservas probadas en campos maduros, dado que esta otorga una gama de resultados y reduce la incertidumbre en la cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos recuperables.

2. Dado que los escenarios determinísticos son escenarios subjetivos (basados en opinión de expertos), de los cuales se obtienen estimaciones de reservas muy optimistas o muy pesimistas. Se recomienda utilizar los resultados de los pronósticos de producción probabilísticos para proporcionar mayor confianza y consistencia al momento de realizar la evaluación de la rentabilidad del proyecto en análisis (ver tablas 16 y 17).

3. Estimar los volúmenes recuperables bajo un nivel de confianza otorga consistencia y confiabilidad a la estimación de las reservas.

4. La metodología para estimar reservas mediante el método probabiUstico permite la creación de un modelo paramétrico analítico basado en la historia de la producción y el comportamiento del reservorio.

5. Se observa que la estimación de reservas mediante el método probabilístico otorga una menor diferencia entre los escenarios "/ow case" y "high case", en comparación al método determinístico, y en consecuencia reduce la incertidumbre.

6. Dentro de la vida productiva de los campos de petróleo, es necesario considerar la existencia de incertidumbre en la estimación de reservas de campos con amplia historia de producción, incluso cuando estos campos se encuentren en una fase muy madura de desarrollo.

7. Es importante realizar una revisión dentro de las definiciones del PRMS, debido que este reglamento seliala que no se deben hacer subdiviones dentro de las categorías (1 P, 2P y 3P). Sin embargo de acuerdo a lo selialado en los lineamientos del método probabilístico presentado, las reservas obtenidas del análisis por curvas de declinación pertenecen a una sola categoría (reservas probadas ó 1 P)

76

y lo que ocurre al estimar tres escenarios de declinación es una subdivisión dentro de las reservas probadas.

8. Para estimar las reservas probadas no desarrolladas se recomienda construir una "curva de tipo" por reservorio (o, al menos, por pozo) usando principios de analogía; posteriormente, esta curva tipo debe ser convertida a un modelo analítico "proxy" (usando DCA y 1 o MBE) para luego ser corrida bajo un enfoque probabilístico mediante la simulación Monte Cario.

9. Con el fin de dar consistencia a los perfiles de pronóstico de producción probabilísticos, es necesario establecer una dependencia entre los datos de entrada del modelo.

1 O. Se recomienda utilizar los escenarios discretos (extraídos de la estimación probabilística) del análisis por curvas de declinación para realizar la evaluación económica y el análisis de sensibilidad.

77

Capítulo VIII: Bibliografía

• Ahmed, T., (2006), Reservoir Engineering Handbook, third edition, Edit. Elsevier, USA.

• Huerta, V., (2014), A Probabilistic .Approach to Reserves Booking and Evaluation in Early Development Fields, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium held in Houston- Texas, SPE-169856-MS.

• Huerta, V., Segovia, G., Salinas, R., Nezio, A., (2013), Practica! Deterministic-Probabilistic Approach for Reserves Booking, lnternational Petroleum Technology Conference held in Beijing -China, IPTC-17006-MS.

• Murtha, J., (1993), lncorporating Historical Data into Monte Cario Simulation, SPE Petroleum Computer Conference held in New Orleans, SPE 26245.

• Murtha, J., Decisions lnvolving Uncertainty, second edition, Edit. Palisade Corporation, USA.

• Ferruh, D., (2007), Reserves Estimation: The Challenge for the lndustry , SPE Distinguished Author Series, SPE 103434.

• Gaskari, R., Mohaghegh S., Jalali, J., (2006), An lntegrated Technique for Production Data Analysis (PDA) With Application to Mature Fields, SPE Gas Technology Symposium held in Calgary, SPE 100562.

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• Haugh, M, (2004), Overview of Monte Cario Simulation, Probability Review and lntroduction to Matlab, Columbia University, USA.

• Society of Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC), Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), Society of Exploration Geophysicists (SEG), (2011 ), Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System.

78

Capítulo IX: Anexos

ANEXO 1

Estimación de Reservas Probadas Desarrolladas

· :Estirnaciones.de1 tote UfU

Figura 30. Datos de entrada para la estimación de Reservas PO.

Fuente: Elaboración Propia

79

caudales derivados de la Simuladon Monte Car'lo

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tul-20 78 2948 abr-23 111 22,83 ene-26 144 18,55 aQ0-20 79 2923 mav-23 112 22,73 feb-26 145 18.45 sep-20 80. 28.93 tun-23 113 22,57 mar-28 146 18,34 oot-20 81 28,75 ·ut-23 114 22.42 abr-28 147 18.23 nov-20 82 28,51 ago-23 115. 2227 mav-26 148 1813 d"IC"20 83 28.27 sep-23 116 22.12 iun-28 149 18 03 ene-21 84 28,04 oot,23 :117 21.97 iul-26 150 17,92 feb-21· 85 27 81 nov-23 118 21.82 ago-26 151 17,82 mar-21 86 27,53 d"IC"23 .119 21.68 sep-26 152 17,72 abr-21 87 27 37 ene-24 120 21.53 oct-26 153 17.62

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ago-21 91 2652 mll\1•24 124 20,98 feb-27 157 17.24 sep-21 92 26 31 - iun-24 125 20,84 mar-27 158 17,14 oct-21 93 26,11 Jul-24 .126 20,71 abr-27 159 17,05 nov-21 94 25.31 .!IQ0-24 127 20.58 mllll-27 160 16.96 dic-21 95 25,71 sep-24 128 20.45 iun-27 161 16,86

ene-22 96 25,51 oot-24 129 20.32 feb-22 97 25,32 nov-24 130 20.19 vatorer.de.Sflida mar-22 98 25.13 d"IC"24 131 20.07

1 1 1 1 1 1 t 1 1 1

Figura 31. Datos de salida para la estimación de Reservas PO.

Fuente: Elaboración Propia

ANEXO 11

Estimación de Reservas Probadas No Desarrolladas

',,·

Tipo de ,Estima6ión . Qi : ·>''

Figura 32. Datos de entrada para la estimación de Reservas PND.

Fuente: Elaboración Propia

80

81

Q,_(BPD)1 t Date Vell1 Ve112 Vell3 Vell4 Ve05

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Figura 33. Datos de salida para la estimación de Reservas PND.

Fuente: Elaboración Propia

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ANEXO 111

Estimación de la Curva de Expectativas

Volumen Estl.,.do IMrnl)

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246 250

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267

>n 276 ,., ,.. m

Valores de los volúmenes recuperables al finalizar el contrato

Figura 34. Datos para la construcción de la Curva de Expectativas.

Fuente: Elaboración Propia

82

Tabla 18. Evaluación económica del pronóstico de producción determinístico .0'.·· ·.- -·'' .. '1-.---- ... 2' 3. ,-,.' - - 5-.· ------ '6 --_.:'1' ~--•·.· ·- .·,;3···· _,.-_-ro . . -11': :·: • _.12 ·: ~-- _.,-- '13' '

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Fuente:. Elaboración Propia

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Tabla 19. Evaluación económica del pronóstico de producción probabilístico o:.'·' . . . ·1 .. .. ':·a . e'• ~;.' . 4'<··· . •c·,s .... ...... _... . .. , ... r .·· .. "'*· · s·.- .... ····.':·ro .. ,.,_ F ... 11 ... •·· .. ··12 - ·:,. : ·· .· .. ~·:· • • •'1-arlt.i..~

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UTILIDAD· BRUTA · ..•.. ; ... ·,.· -·-· MUSDS .. .1:.085. .-, .. an:· .,, .. ., ... · 134.'· •:12·' .. •. ·tot- -:: •. ~123·····. ''~110~ -:-tiüF~ . .-s3 .. · . • ·: 86 .,, ·,JO···. . ·-13·' ·131· ... . .'2..136'· Utili<bd .mte:'l de Dll!rticiD~clón del Der:::on~l 1.085 211 134 134 32 t01 123 110 100 :13 86 J8 " tS1 2.l36 UtiHdode:> ol pmoool 8~ ·87 ·22 ·15 -11 .¡ -8 ·lO ·$ ·8 -1 ·7 ·6 -6 ·15 -2tS UTWDAD Allll't:ll DE IMPUESTOS MUllOS ss8 255 1J8 124 8C :13 113 101 32 85 rs l2 61 116 2.511

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Fuente: Elaboración Propia

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ABREVIATURAS

American Association of Petroleum Geologists Temporalmente Abandonado Permanentemente Abandonado Exponente de Arps Barriles por día Barriles por día Barriles de petroleó por día Tasa de Declinación Análisis por curvas de declinación Seco Permanentemente Abandonado Ecuación de balance de materiales Miles de barriles estandard Producción acumulada de petróleo No Produce Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas Petroleum Resources Management System Society of Exploration Geophysicists Society of Petroleum Engineers Society of Petroleum Evaluation Engineers Valor Actual Neto World Petroleum Council Reservas Probadas Reservas Probadas más Probables Reservas Probadas más Probables más Posibles

85

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GLOSARIO

Abandono de pozos: Es la actividad final en la operación de un pozo cuando se cierra permanentemente bajo condiciones de seguridad y preservación del medio ambiente.

Aceite: Porción de petróleo que existe en fase líquida en los yacimientos y permanece así en condiciones originales de presión y temperatura. Puede incluir pequeñas cantidades de substancias que no son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica, y libre de gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al aceite en función de su densidad y expresada en grados API.

Aceite Extra pesado: Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica (baja densidad API) y alta viscosidad, a condiciones de yacimiento. La producción de este tipo de crudo generalmente presenta dificultades de extracción y costos altos. Los métodos de recuperación más comunes para explotar comercialmente este tipo de crudo son los térmicos.

Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a 27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.

Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o igual a 27 grados API.

Aceite súper ligero: Su densidad es mayor a los 38 grados API.

Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo individual de petróleo en un yacimiento.

Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimitaciones de un campo durante el periodo en estudio.

Área probada: Proyección en planta de la parte conocida del yacimiento correspondiente al volumen probado.

Área probada desarrollada: Proyección en planta de la extensión drenada por los pozos de un yacimiento en producción.

Área probada no desarrollada: Proyección en planta de la extensión drenada por pozos productores futuros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva probada no desarrollada.

Campo: Área consistente de uno o múltiples yacimientos, todos ellos agrupados o relacionados de acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructurales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir dos o más yacimientos en un campo separados verticalmente por una capa de roca impermeable o lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.

Complejo: Serie de campos que comparten instalaciones superficiales de uso común.

Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna sedimentaria, y que comparte en varios niveles estratigráficos una historia tectónica común.

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Delimitación: Actividad de exploración que incrementa, o reduce, reservas por medio de la perforación de pozos delimitadores.

Densidad: Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras por galón.

Densidad API: Medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API = (141.5/ densidad relativa)- 131.5. La densidad API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados A PI.

Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación.

Descubrimiento: Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban Formaciones productoras de hidrocarburos.

Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos productores de hidrocarburos de un campo o un yacimiento

Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total las porciones que no tienen posibilidades de producir hidrocarburos.

Espesor total (h): Espesor desde la cima de la formación de interés hasta un límite vertical determinado por un nivel de agua o por un cambio de formación.

Factor de recuperación (FR): Es la relación existente entre la reserva original y el volumen original de aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de un yacimiento.

Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de temperatura que prevalecen en él.

Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).

Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono.

Límite convencional: Límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga del mismo.

Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan a los costos incurridos en su explotación.

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Límite físico: Límite de un yacimiento definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, cambio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.}, por contactos entre fluidos, o por reducción hasta límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y que se encuentra en los espacios porosos de la roca. El petróleo crudo puede contener otros elementos de origen no metálico como azufre, oxígeno y nitrógeno, así como trazas de metales como constituyentes menores. Los compuestos que forman el petróleo pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido, dependiendo de su naturaleza y de las condiciones de presión y temperatura existentes.

Play: Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que están controlados por las mismas características geológicas generales (roca almacén, sello, roca generadora y tipo de trampa).

Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosa subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación sea económicamente rentable.

Presión de abandono: Es función directa de las premisas económicas y corresponde a la presión de fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos producidos son iguales a los costos de operación del pozo.

Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases.

Presión original: Presión que prevalece en un yacimiento que no ha sido explotado. Es la presión que se mide en el pozo descubridor de una estructura productora.

Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un pequetio sector representativo de un yacimiento, en donde se efectúan pruebas similares a las que se llevarían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo es recabar información y/u obtener resultados que puedan ser utilizados para generalizar una estrategia de explotación en todo el campo petrolero.

Radio de drenaje: Distancia desde la que se tiene flujo de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega la influencia de las perturbaciones ocasionadas por la caída de presión.

Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo. También conocido como volumen original in situ.

Recurso contingente: Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada, y que potencialmente son recuperables de acumulaciones conocidas pero que bajo las condiciones económicas de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no se consideran comercialmente recuperables.

Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

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Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en cuencas geológicas a través de factores favorables resultantes de la interpretación geológica, geoflsica y geoquímica. Si comercialmente se considera recuperable se le llama recurso prospectivo.

Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuros.

Registro de pozos: Representa la información sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de herramientas que se introducen en los pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y radioactiva. El registro también incluye información de perforación y análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de formación.

Relación reserva-producción: Es el resultado de dividir la reserva remanente a una fecha entre la producción de un periodo. Este indicador supone producción constante, precio de hidrocarburos y costos de extracción sin variación en el tiempo, así como la inexistencia de nuevos descubrimientos en el futuro.

Reservas económicas: Producción acumulada que se obtiene de un pronóstico de producción en donde se aplican criterios económicos.

Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que será producido económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de la evaluación.

Reserva original: Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables a una fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto y económico que podrá obtenerse al final de la explotación del yacimiento.

Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son menos probables de ser comercialmente recuperables que las reservas probables

Reservas probables: Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son más tendientes a ser comercialmente recuperables que no serlo.

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

90

Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser recuperadas con la infraestructura actual mediante trabajo adicional con costos moderados de inversión. Las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y/o mejorada serán consideradas desarrolladas cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello sean menores. Se consideran en este renglón, las reservas en intervalos terminados los cuales están abiertos al tiempo de la estimación, pero no han empezado a producir por condiciones de mercado, problemas de conexión o problemas mecánicos, y cuyo costo de rehabilitación es relativamente menor.

Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que se espera producir por medio de pozos sin instalaciones actuales para producción y transporte, y de pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada de los proyectos de recuperación mejorada, con prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación propuesto en operación que se ha anticipado con alto grado de certidumbre en yacimientos favorables a este método de explotación.

Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas que resultan de la extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los lfmites de razonable certidumbre, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que están en operación o con proyecto.

Reservas técnicas: Producción acumulada derivada de un pronóstico de producción en donde no hay aplicación de criterios económicos.

Reserva 1 P: Es la reserva probada. Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables. Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables más las reservas posibles.

Revisión: Es la reserva resultante de comparar la evaluación del año anterior con la nueva, en la cual se consideró nueva información geológica, geofísica, de operación, comportamiento del yacimiento, así como la variación en los precios de los hidrocarburos y costos de extracción. No incluye la perforación de pozos.

Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en el yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento: Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.

Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica intercomunicada hidráulicamente con condiciones de yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de roca y fluidos similares a las de otra estructura de interés, pero que típicamente se encuentra en una etapa de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando de esta forma un apoyo para su interpretación a partir de datos limitados, así como para la estimación de su factor de recuperación.