CLASIFICACION DE LAS RESERVAS PETROLERAS

CLASIFICACION DE LAS RESERVAS PETROLERAS

Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

Las reservas son clasificadas generalmente por los Ministerios de Energía de cada país. El Ministerio de Energía y Petróleo clasifica las reservas en tres tipos:

Reservas Probadas.

Reservas Probables.

Reservas Posibles.

En el Ministerio hay un manual con una explicación muy detallada de cómo se clasifican las reservas y que parámetros deben cumplirse para que una reserva sea considerada probada, probable o posible.

El manual es sumamente extenso y está muy bien detallado. Lo más importante de eso, es que la clasificación que hace el Ministerio está relacionado básicamente con la probabilidad de que el petróleo que se está diciendo se encuentre en el yacimiento; es decir, si alguien le dijo que hay un 10% de probabilidad de que las reservas que le quedan a este yacimiento, sean tanto y otra persona le dijo que hay un 95% de probabilidad de que las reservas sean tanto; ¿Qué prefieres? El de 95% o el de 10%, el de 95% verdad; las reservas tienen un valor diferentes, seguramente el de 95% tiene mayor información que le permite asegurar y tener mayor certeza en que esas son las reservas. Entonces; no pueden ser igualmente clasificadas o catalogadas las reservas de un 95% de probabilidad que sean esas, a una que tiene un 10%, dada por un registro que se tomó y por la forma de la estructura que tiene, al asociar esta estructura con una vecina se puede obtener las propiedades de porosidad y por esta razón estiman las reservas; lo cual tiene un 10% de probabilidad a ser calculada con muy poca información del yacimiento. Por lo tanto, no deberían ser catalogadas de igual forma estas dos reservas, porque le estaría dándole más peso a la de 10%, la cual no se tiene mucha información. Dependiendo del grado de certeza, el Ministerio la clasifica en probadas, probables y posibles.

Las reservas están directamente total y absolutamente relacionadas con la economía, ya que, la reserva es la cantidad de petróleo que pueden ser extraídas de un yacimiento de una forma económicamente rentable. El término económicamente rentable está en la definición de reserva, ya que, si hay petróleo en el subsuelo y sé cómo sacarlo; pero no es económicamente rentable sacarlo eso no es reserva, porque si no es económicamente rentable para que se va a extraer, para perder dinero. Por ejemplo, si nos vamos unos diez años atrás, con el barril a 10$ y con un yacimiento, yo lo que voy a tener es un pocito, porque a mí no me va a pasar por la cabeza hacer una recuperación por inyección de vapor o algo muy rebuscado; aunque yo se que técnicamente es muy bueno, pero yo no voy a invertir mucho dinero porque eso no se va a dar para cubrir los gastos, es decir, si el petróleo yo lo vendo en 10$ y a mí me cuesta 12$ extraerlo, no lo voy a sacar, pero si nos vamos para cuando el barril estaba a 55 – 60$, yo me acuerdo que hace 10 años me costaba 12$ sacarlo, pero ahora ese petróleo es rentable, porque si yo lo saco en 12$ me queda un porcentaje, ya es rentable y ahora eso si es reserva; es decir aumente las reservas sin haber hecho nada porque no descubrí nuevos yacimientos, no perfore nuevos pozos; tengo el mismo pozo que tenía hace 10 años, pero ahora con más reservas, ¿Por qué? Porque la economía está relacionada con el término reserva, lo que significa que ahora tengo mucha más reservas de petróleo de la que teníamos antes, porque ahora hay, mucha más cantidad de petróleo que se puede extraer por métodos no convencionales que no eran económicamente rentable antes. Sí, el petróleo sigue bajando, podemos tener menos reservas, porque ahora va haber petróleo que no va hacer económicamente rentable. Pero lo importante de todo esto, es que sabemos que el término de reserva está relacionado con la economía, que tan económico es, si es económico o no es económicamente rentable la extracción de ese hidrocarburo.

En cuanto a la clasificación del Ministerio de Energía y Petróleo de ser:

Reservas probadas

Son volumen de hidrocarburos contenido en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción, que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser producidos comercialmente; es decir, hay pruebas de producción que me indica, que ese petróleo está ahí con una curva de declinación de producción. Por ejemplo; se puede determinar las reservas con un balance de materiales o con una simulación de yacimiento.

Reservas probables

Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Al decir un grado menor de certeza, se refiere, a lo mejor que ya no estoy produciendo de ahí; pero hay unos parámetros que me indica, que si puede haber este petróleo y que si lo puedo producir.

Entonces las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables; es decir, a lo mejor no puede ser ahorita pero en el futuro si, diferente a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito; es decir, el Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir de forma económicamente rentable es de un 50%, eso lo vamos a considerar como una reserva de tipo probable, porque los estudios de producción en un momento me dijeron que ahí hay, pero no lo puedo producir, ya que, si no le gano no voy a perder; es decir, que se queda ahí. Entonces; a veces hay pozos que están cerrados; por ejemplo, digamos que un pozo que produce 10 barriles de petróleo y que viene con producción de agua, se gasta cierto dinero en producir ese petróleo, ¿Por qué? Porque yo tengo que separar el petróleo del agua, además tengo que ver que hago con esa agua y tengo que distribuirla, y para distribuirla tiene que haber una tubería que va desde los separadores hasta el tangue y tiene que haber una tubería que va hasta la estación de flujo. Entonces, si este costo de producción es aproximadamente 10$ y si cuesta 8$ el barril se deja ahí, ya que, no voy a estar perdiendo 2$ por cada barril que se produzca y cuando sea económicamente rentable se abre el pocito. En conclusión, cada pozo va a tener un costo de producción.

Reservas posibles

Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.

Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito. Las reservas posibles es igual a las reservas probables, solamente que el porcentaje de éxito, ya no es de un 50%, sino es inferior a un 10%.

Parámetros PVT y Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos

Petróleo, gas y agua son los fluidos que se pueden hallar en un yacimiento y cuya disposición va a depender de la densidad. Sus acumulaciones generalmente ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Es por ello, que es de potencial importancia que el objetivo principal de un Ingeniero de Petróleo sea determinar el comportamiento de dichos fluidos, solos o en combinación, bajo condiciones estáticas o de movimiento en la roca donde se almacenan y en las tuberías, ya en el proceso de producción, con cambios de temperatura y presión. De estos dos últimos parámetros el que gobierna el estado físico de los fluidos en el yacimiento es la presión, ya que la temperatura es esencialmente constante. En la mayoría de los casos el estado físico de los fluidos en el subsuelo no está relacionado con el estado del fluido producido en la superficie.

Bajo las condiciones iniciales en el yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado monofásico o en estado bifásico. En el primer caso, puede ser líquido, situación en la cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo, o puede ser gaseoso. En el segundo caso, cuando existe la acumulación bifásica, al estado de vapor de denomina capa de gas y al estado líquido subyacente, zona de petróleo. Sin embargo, el petróleo crudo puede estar saturado o subsaturado.

El petróleo se encuentra saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión, cierta cantidad de gas en solución es liberada. En contraste, el petróleo subsaturado, no la liberará con un leve cambio de presión. Dicho estado tiene un par de implicaciones, la primera; que existe una deficiencia de gas, la segunda; no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas. En este caso, parece conveniente hacer algunas definiciones claves, como qué significa punto de burbujeo, presión de burbuja, saturación de gas crítica. Llamaremos punto de burbujeo al estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas, es entonces la presión de burbujeo la presión en la que cual se libera la primera cantidad infinitesimal de gas del sistema. Aclarado esto, la saturación crítica de gas es la saturación de

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