práctico 1 - Reserva Lucho

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PET-203, Grupo P1

Investigación No. 1

DEFINICIÓN COMERCIAL DE RESERVAS

“

DE HIDROCARBUROS

”

1. DEFINICIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBURO 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 con tecnología existente y condiciones económicas reales. Clasificación de las reservas de hidrocarburos:

a) Según la certidumbre de ocurrencia:  Probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, bajo las condiciones económicas los métodos, y las regulaciones gubernamentales actuales. En general, las reservas son consideradas probadas cuando la producibilidad comercial del reservorio se apoya en tests de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término “probadas”

se refiere a las cantidades reales de reservas de petróleo y no sólo la productividad del pozo o reservorio.

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Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, y bajo condiciones económicas y de operación existentes, a una fecha específica, que se estima serán comercialmente recuperables con certidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas gubernamentales establecidas, y que han sido identificados por medio del análisis de información geológica y de ingeniería. Las reservas probadas se pueden clasificar como desarrolladas o no desarrolladas. El establecimiento de las condiciones económicas actuales incluye la consideración de los precios, de los costos de extracción, y de los costos históricos en un periodo consistente con el proyecto. Además, si en la evaluación se utiliza un método determinista, es decir, sin una connotación probabilista, el término de certidumbre razonable se refiere a que existe una confiabilidad alta de que los volúmenes de hidrocarburos serán recuperados. Por el contrario, si se emplea un método probabilista, entonces la probabilidad de recuperación de la cantidad estimada será de 90 por ciento o más. En general, las reservas son consideradas probadas si la productividad comercial del yacimiento está apoyada por datos reales de presión y producción. En este contexto, el término probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos recuperables y no a la productividad del pozo o yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos y/o análisis de núcleos, o pruebas de formación que indican que el yacimiento en estudio está impregnado de hidrocarburos, y es análogo a yacimientos productores en la misma área o a yacimientos que han demostrado la capacidad para producir en pruebas de formación. Sin embargo, un requerimiento importante para clasificar a las reservas como probadas es asegurar que las instalaciones para su comercialización existan, o que se tenga la certeza de que serán instaladas. El volumen considerado como probado incluye el volumen delimitado por la perforación y definido por los contactos de fluidos, si existen. Además, incluye las porciones no perforadas del yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadas como comercialmente productoras, de acuerdo a la información de geología e ingeniería disponible. Sin embargo, si los contactos de los fluidos se desconocen, la ocurrencia de hidrocarburos conocida más profunda controla el límite de reserva probada, a menos que datos de comportamiento o de ingeniería, indiquen lo contrario. Es importante señalar también, que las reservas que serán producidas a través de la aplicación de métodos de recuperación secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría de probadas cuando se tiene un

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resultado exitoso por una prueba piloto representativa, o cuando exista respuesta favorable de un proceso de recuperación funcionando en el mismo yacimiento, o en uno análogo, con propiedades de roca y fluidos similares que proporcionen evidencia documental al estudio de viabilidad técnica en el cual el proyecto está basado. Conviene enfatizar que las reservas probadas son las de mayor certidumbre y son las que día con día son explotadas. Desde el punto de vista financiero, son las que principalmente avalan los proyectos de inversión. Además, aunque las definiciones de SPE-WPC y SEC son parecidas, éstas no son idénticas y en consecuencia, su aplicación puede producir diferentes magnitudes. Cada sector o bloque debe ser evaluado considerando la información disponible. En el caso de reserva probada, para declarar a uno de estos bloques como probado, necesariamente debe existir un pozo con prueba de producción estabilizada, y cuyo flujo de hidrocarburos sea comercial de acuerdo a las condiciones de desarrollo, de operación, de precio y de instalaciones al momento de la evaluación. Sin embargo, para el caso de menor fallamiento, la aplicación de las definiciones de la SEC, a diferencia de las de SPE-WPC, establece que la demostración de la continuidad de la columna de hidrocarburos de manera concluyente, solamente puede ser alcanzada a través de pruebas de presión. En ausencia de estas pruebas, la reserva que puede ser clasificada como probada es aquella asociada a pozos productores a la fecha de evaluación más la producción asociada a pozos por perforar en la vecindad inmediata. Esto origina una menor reserva probada que cuando se emplean otras fuentes de información, tal y como sucede con la aplicación de las definiciones de SPEWPC. 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. En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO - lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario.

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Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas. Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, si cumplen: (1) Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo, (2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo, (3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y (4) Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente continua y contiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a los offsets directos. Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos establecidos de recuperación mejorada, son incluidas en la clasificación de probadas cuando: (1) La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa instalado en el mismo o en un reservorio análogo con similares propiedades de roca y fluido, proporcionan soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto, y, (2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado. Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen todavía que ser establecidos a través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidas en la clasificación de probadas solo: (1) Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio similar que es: (a) Un piloto representativo, o (b) Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto, y (2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

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Lo anterior quiere decir que las empresas operacionales deben estimar las reservas a través de los medios información geológicos y de ingeniería que dispongan pero de encontrar volumenes de hidrocarburos que no sean extraíbles bajo las condiciones operacionales disponibles o por ejemplo no sea económicamente rentable su extracción ya que el costo de producción de un barril de ese petróleo es mayor que el precio de venta del mismo, dicho volumen no puede ser contabilizado como reserva probada. El Manual describe ciertos casos de reservas probadas

Caso 1 Son reservas probadas los volúmenes de hidrocarburos producibles en yacimientos con producción comercial o donde se hayan realizado pruebas de producción o formación exitosas.

Caso 2 Son reservas probadas los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitada por información estructural, estratigráfica y de contactos de fluídos de pozos perforados en ellas o límites arbitrarios razonables.

Caso 3 Son reservas probadas los volúmenes producibles en las áreas aún no perforadas pero que encuentren entre yacimientos conocidos, cuya información geólogica y de ingeniería indiquen que hay continuidad entre ellos.

Caso 4 Son reservas probadas los volúmenes de yacimientos que pueden ser extraídos cuando son sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, entre otros.

Caso 5 Son reservas probadas los volúmenes que provengan de proyectos de recuperación suplementaria comprobados siempre y cuando los proyectos están basados en proyectos pilotos exitosos realizados en ese yacimiento, o en respuestas favorables de proyectos de recuperación realizados en yacimientos análogos de características similares según

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información geológica e ingenieril; y cuando sea razonablemente cierto que dichos proyectos de recuperación suplementaria serán realizados.

Caso 6 En ciertos casos se considerarán reservas probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento análogo a dos o más que están produciendo en el mismo horizonte o que han demostrado su capacidad productora.

Definición de Reservas no probadas 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. o

Probadas

desarrolladas:

Las

reservas

desarrolladas

están

representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. o

Probadas no desarrolladas: Las reservas probadas no desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción.



Probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales

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prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la suma las reservas probadas más las probables. Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de estos yacimientos sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables. Las reservas probables incluyen aquellas reservas más allá del volumen probado, y donde el conocimiento del horizonte productor es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas. También, se incluyen aquellas reservas en formaciones que parecen ser productoras inferidas a través de registros geofísicos pero que carecen de datos de núcleos, o pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones probadas en otros yacimientos. En cuanto a los procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos son probables cuando un proyecto o prueba piloto ha sido planeado pero aún no se encuentra en operación, y cuando las características del yacimiento parecen favorables para una aplicación comercial. Otros casos de reservas probables surgen en diferentes situaciones. Las siguientes condiciones conducen a clasificar las reservas mencionadas como probables: o

Reservas asociadas a áreas donde la formación productora aparece separada por fallas geológicas, y la interpretación correspondiente indica que este volumen se encuentra en una posición estructural más alta que la del área probada.

o

Reservas atribuibles a futuras intervenciones, estimulaciones, cambio de equipo u otros procedimientos Mecánicos, donde tales procedimientos no han tenido éxito en pozos que exhiben comportamiento similar en pozos análogos.

o

Reservas incrementales en formaciones productoras donde una reinterpretación

del

comportamiento,

o

de

los

datos

volumétricos, indican reservas adicionales a las clasificadas como probadas. o

Reservas adicionales asociadas a pozos intermedios, y que pudieran haber sido clasificadas como probadas si se hubiera

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autorizado un desarrollo con espaciamiento menor al tiempo de la evaluación. 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 inter ubicaciones (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 (a) Un proyecto o piloto que está planeado pero no en operación, y (b) Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una aplicación comercial, (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 más alta que el área probada., (6) Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, retratamiento, 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. Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para indicar los casos que califican como Reservas Probables, de acuerdo al riesgo y posibilidad de existencia:

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Serie 100 Los

volúmenes

que

podrían recuperarse de yacimientos donde no se hayan hecho pruebas de producción pero el análisis de perfiles de sus pozos indica con alta certeza la probabilidad de su existencia.

Serie 200 Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable fuera del

área

probada

cuyo

límite

fue

establecido

por

el

pozo

estructuralmente más bajo pero donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y por ende exista la propabilidad de que el yacimiento se extienda abarcando el área de interés.

Serie 300 Los

volúmenes

que

pudieran contener las áreas

adyacentes

yacimientos

a

conocidos

que están separados de éstas

por

fallas

sellantes,

siempre

y

cuando

información

geológica y de ingeniería afirme

con

razonable

certeza que en dichas áreas

existen

condiciones geológicas favorables para la acumulación d e hidrocarburos.

Serie 400 Los volúmenes estimados a través de estudios geológicos o de ingeniería realizados o estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con 50% de certeza, que dichos volúmenes podrían recuperarse en yacimientos probados si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación suplementaria.

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Posibles: Son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores. En general, las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos: o

Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables y en el mismo yacimiento.

o

Reservas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, basados en análisis de núcleos y registros de pozos, pero pueden no ser comercialmente productivas.

o

Reservas adicionales por perforación intermedia que está sujeta a incertidumbre técnica.

o

Reservas incrementales atribuidas a mecanismos de recuperación mejorada cuando un proyecto o prueba piloto está planeado pero no en operación, y las características de roca y fluido del yacimiento son tales que una duda razonable existe de que el proyecto será comercial.

o

Reservas en un área de la formación productora que parece estar separada del área probada por fallas geológicas, y que la interpretación

indica

que

el

área

de

estudio

está

estructuralmente más baja que el área probada. Del mismo modo que para las reservas probables, en Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para identificar aquellos casos que califiquen como reservas posibles:

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Serie 600 Los

volúmenes

sustentados por pruebas de

producción

formación

o

que

no

pueden ser producidos por

las

condiciones

económicas

en

momento

de

estimación, serían

el la

pero

que

rentables

al

utilizar condiciones futuras razonablemente ciertas.

Serie 700 Los volúmenes que podrían existir en formaciones donde las muestras de núcleos o perfiles de pozos describen características de acumulaciones de hidrocarburos potenciales pero con un alto grado de incertidumbre.

Serie 800 Los volúmenes que podrían existir en áreas que, de acuerdo

a

información

geológica y de ingeniería, se encuentran estructura

en mayor

una que

la

limitada por las reservas probables y probadas y la perforación de pozos fuera del área probada y probable ofrece menor certeza de resultados positivos.

Serie 900 Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos donde

probados,

existe

una

en duda

razonable de que ese segmento contenga

volúmenes

recuperables de hidrocarburos.

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Serie 1000 Los

volúmenes

adicionales

en

yacimientos

cuyas

características

geológicas y de fluídos indican la posibilidad de ser extraídos con éxito si se aplicara algún método de recuperación suplementaria.

b) Según las facilidades de producción : Definición de Reservas desarrolladas Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión. En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y, o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello, sean considerablemente menores, y la respuesta de producción haya sido la prevista en la planeación del proyecto correspondiente.

Definición de Reservas no desarrolladas Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones de producción y transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de recuperación primaria como recuperación secundaria y mejorada. En el caso de inyección de fluidos, u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas asociadas se considerarán probadas no desarrolladas cuando tales técnicas hayan sido efectivamente probadas en el área y en la misma formación. Asimismo, debe existir un compromiso para desarrollar el campo de acuerdo a un plan de explotación y a un presupuesto aprobado, por ejemplo. Una demora excesivamente larga en el programa de desarrollo, puede originar una duda razonable acerca de la explotación de tales reservas, y conducir a la exclusión de tales reservas en la categoría de reserva probada. Como puede notarse, el deseo de producir tales volúmenes de reservas es un requisito para llamarlas reservas Probadas no desarrolladas. Si reiteradamente esta condición no es satisfecha, es común reclasificar estas reservas a una categoría que no supone su desarrollo en un periodo inmediato, como por ejemplo, reservas probables. Así, la certidumbre sobre la ocurrencia de los volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo debe ir acompañada de la certidumbre de desarrollarlas en tiempos razonables. Si este elemento no es satisfecho, la reclasificación de reservas toma lugar no por una

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incertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de su desarrollo.

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En la Ley de Hidrocarburos, promulgada el 17 de Mayo de 1995 por el Dr. Hormando Vaca Diez Vaca Diez, en el Título IX: “Definiciones” correspondiente al Artículo 138º, las reservas hidrocarburíferas son clasificadas en: 

Reservas Certificadas.- Son las reservas de hidrocarburos cuantificadas por empresas especializadas que corresponden a la suma de Reservas Probadas y Reservas Probables.



Reservas Probadas.- Son las cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo a informaciones geológicas y de ingeniería de reservorios, demuestran con razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los hidrocarburos de los reservorios bajo las condiciones económicas y operacionales existentes.



Reservas Probables.- Son reservas de hidrocarburos no probadas, en las que los estudios geológicos y los datos científicos sugieren que la probabilidad de que sean recuperables es mayor a la probabilidad de que no lo sean. Los

resultados

del

estudio de cuantificación de reservas

de

gas

natural,

efectuado al 31 de diciembre de 2009 por la certificadora internacional

Ryder

Scott,

señalan que el país cuenta con 19,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) del energético: 9,94

TCF

probadas,

de 3,71

reservas TCF

de

reservas probables y 6,25 TCF de reservas posibles. Según datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el 88,09 % del total de las reservas de gas está en Tarija, el 8,19 % en Santa

Cruz,

el

2,46

%

en

Cochabamba y el 1,3 % en Chuquisaca. El departamento de Tarija tiene el 84,4 % de las reservas probadas (8,39 TCF), Santa Cruz el 10,56 %

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(1,05 % TCF), Cochabamba el 2,91 % (0,29 %) y Chuquisaca el 2,11 % (0,21 TCF).

2. DEFINICIÓN DE RECURSOS: Se denominan recursos a los medios de vida a aquellos elementos que aportan algún tipo de beneficio a la sociedad, que constituyen las riquezas o potencialidades de una nación. Económicamente hablando, se llama recursos a aquellos factores que combinados son capaces de generar valor en la producción de bienes y servicios . Pero si hablamos de recursos naturales la acepción es más amplia, extendiéndose no solo a recursos efectivamente utilizados, sino también a los que potencialmente pueden beneficiar al hombre en su actividad socioeconómica. Los recursos naturales (originados en el seno mismo de la tierra), por su utilidad,

disponibilidad

limitada y

potencial

de agotamiento o consumo,

se

clasifican en RECUrsos Renovables (vientos, corrientes marinas, ciclos de agua) y no renovables (tal es el caso del gas y petróleo). Es por esta definición que a manera de desarrollo posterior, el SPE (Society of  Petroleum Engineers) y WPC (World Petroleum Council) reconocieron los beneficios potenciales a ser obtenidos complementando una serie de definiciones adicionales, (que no son reservas), para cubrir la base entera del recurso, incluyendo cantidades de petróleo contenidas en reservorios que son actualmente sub comerciales o no descubiertos todavía. Estos otros recursos re presentan adiciones potenciales futuras a las reservas y son, por consiguiente, importantes para países y compañías en los sectores de planeamiento y cartera de inversiones. Al igual que en el caso de reservas no probadas (probables y posibles), la intención del SPE y WPC aprobando clasificaciones adicionales más allá de las reservas demostradas (probadas) es facilitar la consistencia entre profesionales que usan tales términos. Las estimaciones numéricas derivadas de estas definiciones se apoyan en la

honestidad, habilidad, y juicio del evaluador y son afectadas por la complejidad geológica, la etapa de exploración o desarrollo, el porcentaje recuperado de los reservorios, y la cantidad de datos disponibles. Los recursos petroleros son todos los volúmenes de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable de esas cantidades. Dentro de esta definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada en principio se le denomina volumen original de

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hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes o

reservas. En particular, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente explotables. Aunado a lo anterior, y de acuerdo al SPE-PRMS, se han definido dos tipos de recursos que pueden requerir propuestas diferentes para su evaluación, recursos convencionales y no-convencionales. Los primeros se ubican en acumulaciones discretas relacionadas con un aspecto geológico estructural localizado y/o condición estratigráfica, típicamente cada acumulación limitada por un contacto echado abajo asociado a un acuífero, y el cual es afectado significativamente por fuerzas hidrodinámicas tales como la de flotación del aceite en agua. De esta forma, los hidrocarburos son recuperados mediante pozos y típicamente requieren de un procesado mínimo previo a su venta. Los recursos no-convencionales existen en acumulaciones diseminadas a través de grandes áreas y no son afectadas por influencias hidrodinámicas. Entre los ejemplos de lo anterior se pueden mencionar el gas del carbón (CBM por sus siglas en inglés), gas de lutitas (shale gas), hidratos de metano, arenas bituminosas y depósitos de aceite en lutitas. Típicamente, estas acumulaciones requieren de tecnología especializada para su explotación, por ejemplo, deshidratado del gas del carbón, programas de fracturamiento hidráulico masivo, inyección de vapor o solventes, etc. Asimismo, los hidrocarburos extraídos pueden requerir de un procesado importante previo a su comercialización.

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SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS    S    A    M

   U    T    I    S    N    I

   E    T    N    E    M    L    A    I    C    I    N    I    O    E    L     Ó    R    T    E    P    E    D    L    A    T    O    T

PETRÓLEO YA PRODUCIDO

   U    T    I    S   O    D    I    N    I    C    O   U    T   D    R   O    E    I    R    P    B    U   O    C   E    S   L    E     Ó    D   R    T    O   E    E   P    L     Ó    R    T    E    P

   L    A    I    C    R    E    M    O    C

RESERVAS PROBADAS MAS

PROBADAS PROBABLES MAS

PROBADAS MAS PROBABLES

POSIBLES    L    A    I    C    R    E    M    O    C    O    N

RECURSOS CONTINGENTES EST IMACIÓN BAJA

MEJOR EST IMACIÓN

EST IMACIÓN ALT A

RECURSOS PROSPECTIVOS    O   O    N   T    R    O   E    E   I    L   B     Ó   U    R   C    T   S    E   E    P   D

ESTIMACIÓN BAJA

MEJOR ESTIMACIÓN

ESTIMACIÓN ALTA

NO RECUPERABLES RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE

La Figura es una representación gráfica de las definiciones. El eje horizontal representa el rango de incertidumbre en el volumen recuperable estimado para un reservorio, el eje vertical representa el nivel de estado / madurez de la acumulación. Muchas compañías escogen subdividir cada categoría del recurso usando el eje vertical para clasificar los reservorios sobre la base de decisiones comerciales requeridas para llevar un reservorio a la producción. Como se indica en la Figura la Estimación Baja, Mejor Estimación y Estimación Alta de volúmenes potencialmente re cuperables deben reflejar alguna comparabilidad con las categorías de las Reservas Probadas (1P), Reservas Probadas más Probables (2P) y Reservas Probadas más Probables más Posibles (3P), respectivamente. A pesar de que puede haber un riesgo significativo de que los reservorios no comerciales o no descubiertos lleguen a producción comercial, es útil considerar el rango de volúmenes potencialmente recuperables independientemente de ese riesgo.

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Si se usan los métodos probabilísticos, los volúmenes deben ser basados en metodologías análogas a las aplicables a las definiciones de reservas; debe haber por lomenos un 90% probabilidad de que, asumiendo que el reservorio se desarrolla, las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la Estimación Baja. Un valor de probabilidad equivalente a 10% debe, en general, ser usado para la Estimación Alta. Donde se usan los métodos determinísticos, debe seguirse una analogía similar a las definiciones de las reservas. Es de esta manera que los recursos hidrocarburíferos en general se clasifican en: 

RECURSOS CONTINGENTES Estos son recursos estimados como potencialmente recuperables pero que actualmente no se consideran lo suficientemente maduros para lograr un desarrollo comercial debido a trabas tecnológicas o comerciales. Para que los recursos contingentes avancen a la categoría de ‘reservas’ es necesario que

las condiciones clave, o contingencias, que impidieron su desarrollo comercial sean aclaradas y eliminadas. Por ejemplo, todos los permisos internos y externos necesarios tienen que ser otorgados a la compañía o estar a punto de ser otorgados, incluyendo los permisos gubernamentales y ambientales. Además debe existir evidencia concreta por parte de la administración de la compañía de su firme voluntad de iniciar el desarrollo comercial en un período de tiempo razonable (normalmente 5 años, aunque podría ser más largo). 

RECURSOS PROSPECTIVOS: Los recursos prospectivos son los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas. Estos recursos representan aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha determinada, potencialmente recuperables de los yacimientos de petróleo o gas identificados a través de evidencia indirecta, pero que aún no han sido perforados. Este grupo representa un mayor riesgo que los recursos contingentes ya que el riesgo de su descubrimiento es también agregado. Para que los recursos prospectivos sean clasificados como ‘recursos contingentes’, los hidrocarburos deben ser descubiertos, los yacimientos evaluados más a fondo y debe prepararse una estimación de las cantidades que serían recuperables mediante la aplicación de proyectos adecuados de desarrollo.

Actualmente, en el Proyecto de Nueva Ley de Hidrocarburos, se hablan de recursos hidrocarburíferos, por las características ya mencionadas anteriormente; clasificando a los

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mismos en RECURSOS PROBADOS ó Identificado y RECURSOS CONTINGENTES ó no

identificado.

El 89% de las reservas de gas bolivianas corresponden a los cinco megacampos como Margarita, San Antonio, Itaú, Sábalo y San Alberto, según un informe de Ryder Scott Las reservas de los megacampos estarían entre los 8,4 TCF y sumados a los campos pequeños y los ajustes realizados alcanzarían a 9,7 TCF de reservas probadas del país. Cuatro megacampos constituyen el 89% de la cantidad de reservas gasíferas en el país. El campo San Antonio y Margarita son los mayores aportantes. Los campos pequeños que aportan con el 1,3 TCF se encuentran la Vertiente, Bulo Bulo, Escondido, Río Grande y los campos de British Gas que ocupan un 11%, demostrando que tienen pequeñas cantidades, pero son fundamentales en la sumatoria total de 9,7 TCF.

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