Clase 6.Reservas

Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación.

* Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.
El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:
(1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y
(2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

*Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.

* Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables.
En general, las reservas probables pueden incluir:
(1) Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas,
(2) Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área,
(3) Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado,
(4) Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa, cuando
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas alta que el área probada.,
(6) Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento, cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en reservorios análogos, y
(7) Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

* Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir:
(1) Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada como probable,
(2) Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.,
(3) Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica,
(4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada.

Para la determinación de Reservas, se usan dos mètodos:

* Método determinístico: Si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos.

En este caso se refiere al cálculo de hidrocarburos presentes en un yacimiento usando la ecuación del método volumetrico, con todos los parámetros basados en promedios, con el fin de obtener un valor único de cada propiedad.

Para el caso de Yacimietos de Petróleo:

Donde:

N= POES (Petróleo original en sitio) [BN].
A= Área del yacimiento [Acres]

h= Espesor de la roca yacimiento [pies].

Ф= Porosidad promedio de la roca yacimiento [Adim.].

1- Sw = Saturación de petróleo inicial promedio, [Aim.].

Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo [BY/BN].

Para el caso de yacimientos de Gas:
Donde:
G= GOES (Gas original en sitio) [PCN].

A= Área del yacimiento [Acres]
h= Espesor de la roca yacimiento [pies].
Ф= Porosidad promedio de la roca yacimiento [Adim.].
Sg = Saturación de gas inicial promedio, [Aim.].
Bgi = Factor volumetrico de formación inicial del gas [BY/BN].


* Método probabilístico: Cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas.
Para el análisis de este tipo, se aplica el Método de Monte Carlo, el cual como herramienta de investigación, proviene del trabajo realizado en el desarrollo de la bomba atómica durante la segunda guerra mundial en el Laboratorio Nacional de Los Álamos en EE.UU. Este trabajo conllevaba la simulación de problemas probabilísticos de hidrodinámica concernientes a la difusión de neutrones en el material de fusión, la cual posee un comportamiento eminentemente aleatorio.

Con la aplicación de este método, se obtendrá una función de distribución acumulada del valor del POES y el GOES, la distribución fácilmente puede ser convertida, en una curva de frecuencia acumulativa que puede ser probada al azar.

La repetida selección hecha al azar de valores y sus probabilidades de cada juego de variables independientes, conduce al cálculo de un número grande de estimaciones volumétricas. Para tal fin se debe realizar una distribución de probabilidad para cada uno de los parámetros involucrados en la ecuación del método volumetrico.
Se repetirá una y otra vez el proceso obteniendo en cada cálculo un valor de N ó G, para finalmente hacer una gráfica de frecuencia acumulada Vs. N ó G. Del gráfico se puede deducir la probabilidad de que el valor del POES sea menor ó mayor a un valor entre 0 y 100% .
Gráfica de frecuencia acumulada Vs. N

En general para llevar a cabo cualquier ejercicio de revisión de reservas de petróleo, se deben tomar en cuenta algunos aspectos fundamentales como:
* La actividad de exploración asociada al descubrimiento de nuevos campos y yacimientos petrolíferos.
* Las definiciones de crudo convencional y no convencional, para considerar reservas probadas.
* El Factor de Recobro (FR) determinante para estimar las cifras de reservas.
* Los efectos de la inactividad creciente de pozos en el recobro de las reservas remanentes.
* Todo lo que esté relacionado a las reservas no desarrolladas en aquellas áreas agotadas en más de un 50%.
* La relación entre la producción y las reservas en los efectos de planificación.


Teoría del pico de Hubbert
Marion King Hubbert (5 de octubre de 1903 – 11 de octubre de 1989) fue un geofísico que trabajó para el laboratorio de investigación de la compañía Shell en Houston, Texas. Realizó diversas contribuciones a los campos de la geología y geofísica, especialmente la teoría del pico de Hubbert, que tiene importantes connotaciones políticas.
La teoría del pico de Hubbert, también conocida como cenit del petróleo, petróleo pico o agotamiento del petróleo, es una influyente teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del petróleo, así como de otros combustibles fósiles. Predice que la producción mundial de petróleo llegará a su cenit y después declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico.
Aún siendo controvertida, esta teoría es ampliamente aceptada entre la comunidad científica y la industria petrolera.

Una curva de producción del petróleo, como sugirió originalmente M. King Hubbert en 1956.

Implicaciones del pico del petróleo:
La llegada del pico del petróleo provocaría una escasez de dicho recurso. Pero esta escasez sería diferente a todas las sucedidas en el pasado ya que sus causas serían muy distintas. Los anteriores períodos de escasez tuvieron más que ver con razones políticas que con problemas reales en la extracción de los recursos. Esta vez, en cambio, el motivo fundamental será la falta de crudo suficiente para abastecer a toda la demanda. Los efectos y la gravedad de dicha escasez dependerán de lo rápido que decrezca la producción y de si se adoptaron medidas preventivas para adaptar la sociedad al uso de energías alternativas. Pero puede que esas alternativas ni siquiera lleguen a tiempo. En ese caso todos los productos y servicios que requieran el uso de petróleo escasearán disminuyendo el nivel de vida de todos los países. Los escenarios futuros van desde un más que probable colapso de la sociedad industrializada hasta los que afirman, no sin cierta fe en ello, que la economía de mercado o las nuevas tecnologías resolverán el problema.

Bibliografía:

*http://yacimientos-de-petroleo.blogspot.com
*http://es.wikipedia.org