Cálculo de Resevas

El petróleo representa la fuente de energía de mayor uso alrededor del mundo, además de ser un elemento que a lo largo de la historia ha propiciado el impulso necesario para el desarrollo tecnológico en diversidad de campos, debido a su viabilidad para ser empleado en diversas industrias. Su precio, altera en gran medida la estabilidad económica tanto de países productores como de países consumidores (fenómeno evidenciado recientemente). Es por ello, que cada gobierno e industria procura la obtención de un estimado de los volúmenes de hidrocarburo que se poseen listos para la producción, de igual manera, los volúmenes de hidrocarburos que se podrán obtener incrementando las condiciones de recobro de los reservorios disponibles, o explorando para ubicar nuevos reservorios. Estos volúmenes de hidrocarburos requieren de cierta uniformidad internacional en lo referente a cuantificación, para que de esta manera tanto gobiernos como industrias puedan conocer las cantidades de hidrocarburo actuales o futuras que se espera recuperar de diversos yacimientos. A estos volúmenes se les denomina reservas.

Las reservas son volúmenes de petróleo que se consideran recuperables comercialmente, a partir de acumulaciones conocidas. Se les puede clasificar como reservas probadas o no probadas dependiendo de el nivel de incertidumbre presente en su cálculo. Las reservas no probadas poseen menor certeza de ser recuperadas que las probadas, y se sub-dividen a su vez en reservas probables y posibles dependiendo de la incertidumbre presente.

De poseerse información de ingeniería y geología que indica un único valor de reservas, pues entonces el método de estimación de reservas es determinístico. Por otra parte, cuando partiendo de información económica, geológica y de ingeniería, se obtiene un rango amplio de valores de reserva para la obtención de un valor único asociado a probabilidades, pues entonces el método de estimación es probabilístico.

Los valores de reservas son revisados y mejorados progresivamente mientras se amplíen los datos disponibles en lo que a ingeniería y geología se refiere, o cuando se sucedan alteraciones en las condiciones económicas de la producción.

Por la incertidumbre que acarrean, las reservas se pueden clasificar como: probadas, probables o posibles.

Las reservas probadas son volúmenes de petróleo que en base a información geológica y de ingeniería, son estimados con una certeza mayor al 90 % (bajo el empleo del método probabilístico) recuperables comercialmente en base a reservorios conocidos y bajo condiciones económicas actuales (asociado a factores tales como precios del crudo y costos de producción). Toda reserva se asume como probada, si existen pruebas de formación o producción que soporten la producción comercial futura de los pozos del yacimiento.

Las reservas probables son aquellas en las que el análisis de datos indica una mayor incertidumbre que en las probadas, estrictamente, debe existir en base a un modelo probabilístico, una probabilidad del 50% de que el volumen a recuperar sea por lo menos igual a la suma del estimado de reservas probables mas las probadas.

Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas en las que un análisis de datos de ingeniería y geología señala que su certeza a ser recuperadas es menor que las reservas probables. Las probabilidades de éxito son del 10%.

De igual forma, las reservas también se pueden clasificar como: reservas desarrolladas o no desarrolladas.

Las reservas desarrolladas incluyen aquellos volúmenes de hidrocarburo que se espera recuperar de pozos existentes, después de que el equipo de producción ya ha sido instalado y cuando los costos de producción aseguran ganancias.

Las reservas no desarrolladas son aquellas que se esperan recuperar de pozos nuevos de áreas no perforadas, de la profundización de pozos existentes, o de pozos en planes de ser recompletados o donde las condiciones de producción en un dado momento no sean óptimas para la inversión.

Aplicando Balance de Materiales o por curvas de declinación, es posible realizar estimaciones de volúmenes de reservas.

La curva de declinación de producción es una gráfica (Q vs. t) que representa el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo. Permite una estimación dinámica de los valores de reservas, sometido a variantes originadas por características propias del pozo o por factores económicos.

Es importante acotar que la presión de abandono, producto de simulaciones del del agotamiento del yacimiento o a predicciones económicas futuras, van a permitir predecir una tasa de producción mínima (Qmin), que va a representar la tasa hasta donde la explotación de determinado yacimiento es rentable.

A modo de conclusión, se puede evidenciar la gran importancia del conocimiento de las reservas a nivel mundial, ya que partiendo de la idea de que de momento el petróleo representa el combustible que mueve los engranjajes del planeta, de ésta información (las reservas), se puede procurar cierto grado de estabilidad en lo referente a economía, tecnología, transporte, industria y hasta política, gracias a los beneficios que conlleva la compra-venta de éste rubro.