Reservas de petróleo, Clasificaciones, Las técnicas de estimación, Crecimiento de las Reservas, Las reservas estimadas por país, Países de la OPEP, Recursos prospectivos

Las reservas de petróleo son la cantidad de petróleo técnicamente y económicamente recuperables. Las reservas pueden ser para un bien, por un depósito, para un campo, de una nación, y para el mundo. Diferentes clasificaciones de las reservas se relacionan con el grado de certeza.

El monto total estimado del petróleo en un yacimiento de petróleo, incluyendo el petróleo producible y no producible, se llama petróleo en sitio. Sin embargo, debido a las características del yacimiento y limitaciones en tecnologías de extracción de petróleo, sólo una fracción de este aceite puede ser llevado a la superficie, y es solamente esta fracción producibles que se considera para ser reservas. La proporción de las reservas de petróleo producibles a cantidad total de petróleo en lugar de un campo determinado se conoce como el factor de recuperación a menudo. Los factores de recuperación varían mucho entre los campos de petróleo. El factor de recuperación de cualquier campo en particular puede cambiar con el tiempo basado en el historial de funcionamiento y en respuesta a los cambios en la tecnología y la economía. El factor de recuperación también puede aumentar con el tiempo si la inversión adicional se hace en técnicas de recuperación mejorada de petróleo, tales como la inyección de gas, la inyección de agentes tensioactivos, el agua de inundación o microbiana de recuperación mejorada de petróleo.

Basado en datos de la OPEP a principios de 2011 las reservas probadas de petróleo más altos, incluyendo los depósitos de petróleo no convencionales se encuentran en Venezuela, Arabia Saudita, Canadá e Irán.

Debido a la geología de la subsuperficie no puede examinarse directamente, técnicas indirectas deben ser utilizados para estimar el tamaño y la capacidad de recuperación del recurso. Mientras que las nuevas tecnologías han aumentado la precisión de estas técnicas, las incertidumbres siguen siendo significativas. En general, las estimaciones más tempranas de las reservas de un yacimiento de petróleo son conservadoras y tienden a crecer con el tiempo. Este fenómeno se llama crecimiento de las reservas.

Muchos países productores de petróleo no revelan sus datos de campo de ingeniería de yacimientos y en su lugar proporcionan las reclamaciones no auditados para sus reservas de petróleo. Las cifras dadas a conocer por algunos gobiernos nacionales son sospechosos de ser manipulados por razones políticas.

Clasificaciones

Todas las estimaciones de reservas implican incertidumbre, dependiendo de la cantidad de confianza geológica y de ingeniería disponible y la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre se puede expresar dividiendo reservas en dos clasificaciones-director "probada" y "no probada". Reservas no probadas aún se pueden dividir en dos subcategorías, "probable" y "posible", para indicar el grado relativo de incertidumbre sobre su existencia. Las definiciones más aceptadas de estos se basan en los aprobados por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo y el Consejo Mundial del Petróleo en 1997.

Las reservas probadas

Las reservas probadas son aquellas reservas afirmaban tener una certeza razonable de ser recuperables bajo condiciones económicas y políticas existentes, con la tecnología existente. Especialistas de la industria se refieren a esto como P90. Las reservas probadas son también conocidos en la industria como 1P.

Las reservas probadas se subdividen en "probada desarrollada" y "probada no desarrollada". PD reservas son reservas que se pueden producir con los pozos y perforaciones existentes, o de los depósitos adicionales que se requiere una inversión adicional mínima. PUD reservas requieren una inversión de capital adicional para llevar el petróleo a la superficie.

Hasta diciembre de 2009 "1P" reservas probadas son el único tipo de la Superintendencia de Valores y Bolsa de EE.UU. permitió a las empresas petroleras a informar a los inversores. Las empresas que cotizan en las bolsas de Estados Unidos deben fundamentar sus afirmaciones, pero muchos gobiernos y empresas petroleras nacionales no divulgar verificación de los datos para apoyar sus demandas. Desde enero de 2010, la SEC ahora permite a las empresas para proporcionar también información adicional opcional declarar "2P" y "3P", siempre que la evaluación se comprobó por consultores cualificados de terceros, aunque muchas empresas optan por usar 2P y 3P estimaciones sólo para fines internos.

Reservas no probadas

Reservas no probadas se basan en datos geológicos y/o ingeniería similar a la utilizada en las estimaciones de reservas probadas, pero técnica, contractual o incertidumbres regulatorias impiden que dichas reservas se clasifican como probadas. Reservas no probadas pueden utilizarse internamente por las empresas petroleras y las agencias gubernamentales para la planificación de futuros, pero no se elaboran de forma rutinaria. Son sub-clasificado como probable y posible.

Las reservas probables son atribuidas a acumulaciones conocidas y reclaman un nivel de confianza del 50% de recuperación. Especialistas de la industria se refieren a ellos como "P50". Estas reservas también se les conoce en la industria como "2P".

Las reservas posibles se atribuyen a acumulaciones conocidas que tienen una oportunidad menos probabilidades de ser recuperadas que las reservas probables. Este término se utiliza a menudo para las reservas que se dice que tienen al menos una certeza del 10% de los que se producen. Razones para la clasificación de las reservas como sea posible incluyen diferencias de interpretación sobre la geología, no se reserva producible a tasas comerciales, la incertidumbre debido a la reserva para confirmar la mineralización y reservas proyectadas sobre la base de los métodos de recuperación futura. Se les conoce en la industria como "3P".

Reservas estratégicas de petróleo

Muchos países mantienen reservas de petróleo controladas por el gobierno, por razones de seguridad, tanto económicos como nacional. Según la Administración de Información de Energía de Estados, aproximadamente 4,1 mil millones de barriles de petróleo se mantienen en reservas estratégicas, de los cuales 1,4 millones son controlados por el gobierno. Estas reservas son generalmente no se cuentan al calcular las reservas de petróleo de la nación.

Recursos

Se adoptó un sistema más sofisticado de evaluación de acumulaciones de petróleo en 2007 por la Society of Petroleum Engineers, World Petroleum Council, Asociación Americana de Geólogos del Petróleo, y la Sociedad de Ingenieros de Petróleo de evaluación. Incorpora las definiciones de 1997 para las reservas, pero añade las categorías de recursos contingentes y recursos prospectivos.

Recursos contingentes son las cantidades de petróleo estimadas, a partir de una fecha dada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero el proyecto aplicado aún no se consideran lo suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, los proyectos para los cuales actualmente no existen mercados viables, o donde la recuperación comercial es dependiente de la tecnología en fase de desarrollo, o en la evaluación de la acumulación es insuficiente para evaluar claramente la comercialidad.

Recursos prospectivos son las cantidades de petróleo estimadas, a partir de una fecha dada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas por la aplicación de proyectos de desarrollo futuros. Recursos prospectivos tienen tanto una oportunidad asociados de descubrimiento y una oportunidad de desarrollo.

El Servicio Geológico de Estados Unidos utiliza las condiciones técnica y económicamente los recursos recuperables al hacer sus evaluaciones de los recursos petrolíferos. Recursos técnicamente recuperables representan la proporción de las cuotas en lugar de petróleo que pueden ser recuperables con la tecnología actual de recuperación, sin importar el costo. Recursos económicamente recuperables son el petróleo técnicamente recuperable para los cuales los costos de descubrimiento, desarrollo, producción y transporte, incluyendo un retorno al capital, se pueden recuperar a un precio determinado mercado.

Existen "recursos no convencionales" en acumulaciones de petróleo que son omnipresentes en todo un área grande. Los ejemplos incluyen aceite extra pesado, betún natural, y los depósitos de petróleo de esquisto. A diferencia de los "recursos convencionales", en el que se recupera el petróleo a través de pozos y por lo general requiere un procesamiento mínimo antes de la venta, los recursos no convencionales requieren tecnología de extracción especializado para producir. Por ejemplo, vapor de agua y/o disolventes se utilizan para movilizar betún para la recuperación in situ. Por otra parte, el petróleo extraído puede requerir un procesamiento significativo antes de la venta. El monto total de los recursos petrolíferos no convencionales en el mundo supera con creces la cantidad de reservas de petróleo convencional, pero son mucho más difíciles y costosos de desarrollar.

Las técnicas de estimación

La cantidad de aceite en un depósito subterráneo se llama aceite en su lugar. Sólo una fracción de este aceite puede ser recuperado desde un depósito. Esta fracción se denomina el factor de recuperación. La porción que se puede recuperar se considera que es una reserva. La porción que no es recuperable no está incluido a menos que y hasta que se apliquen métodos para producirlo.

Hay un número de diferentes métodos de cálculo de las reservas de petróleo. Estos métodos se pueden agrupar en tres categorías generales: "volumétricos", "balance de materiales" y "rendimiento de la producción." Cada método tiene sus ventajas e inconvenientes.

Método volumétrico

 Más información: La extracción de petróleo, aceite en su lugar

Métodos volumétricos tratan de determinar la cantidad de aceite en su lugar mediante el uso de el tamaño del depósito, así como las propiedades físicas de sus rocas y fluidos. A continuación, se supone un factor de recuperación, utilizando hipótesis de los campos con características similares. OIP se multiplica por el factor de recuperación para llegar a un número de reserva. Los factores de recuperación actuales yacimientos de petróleo de todo el mundo suelen oscilar entre 10 y 60 por ciento, algunos son más del 80 por ciento. La amplia variación se debe en gran parte a la diversidad de características del fluido y el depósito para diferentes depósitos. El método es más útil temprano en la vida del depósito, antes de que se ha producido una producción significativa.

Método de balance de materiales

El método de balance de materiales para un campo de aceite utiliza una ecuación que relaciona el volumen de aceite, el agua y el gas que ha sido producido a partir de un depósito y el cambio en la presión del yacimiento para calcular el aceite restante. Se supone que, como se producen los fluidos desde el depósito, no habrá un cambio en la presión del depósito que depende del volumen restante de petróleo y gas. El método requiere un análisis de presión-volumen-temperatura y una extensa historia exacta de la presión del campo. Se requiere un poco de producción que se produzca, a menos que la historia fiable de la presión se puede utilizar a partir de un campo con las características del fluido roca y similares.

Método de curvas de declinación de producción

El método de curvas de declinación utiliza los datos de producción para ajustarse a una curva de descenso y estimar la producción futura de petróleo. Las tres formas más comunes de curvas de declinación son exponenciales, hiperbólicas y armónico. Se supone que la producción se reducirá en una curva razonablemente suave, y por lo derechos de emisión deben ser hechas para los pozos cerrados y en las restricciones de producción. La curva se puede expresar matemáticamente o representa en una gráfica para estimar la producción futura. Tiene la ventaja de incluir todas las características del yacimiento. Se requiere una historia suficiente para establecer una tendencia estadísticamente significativa, idealmente cuando la producción no se ve limitado por las condiciones artificiales reguladoras u otras.

Crecimiento de las Reservas

La experiencia muestra que las estimaciones iniciales del tamaño de los campos petroleros recién descubiertos suelen ser demasiado baja. Como paso de los años, las estimaciones sucesivas de la recuperación final de los campos tienden a aumentar. El término crecimiento de las reservas se refiere a los aumentos típicos en la recuperación final estimada que se producen como campos petrolíferos se desarrollan y producen.

Las reservas estimadas por país

bbl = barril de petróleo

Países de la OPEP

Existen dudas sobre la fiabilidad de las estimaciones oficiales reservas abiertas, que no se ofrecen con cualquier forma de verificación de que cumplen con las normas de presentación de informes externos.

Puesto que un sistema de cuotas de producción del país se introdujo en la década de 1980, en parte basado en los niveles de reservas, ha habido un aumento espectacular de las reservas reportadas entre los productores de la OPEP. En 1983, Kuwait aumentó sus reservas probadas de 67 a 92 Gbbl Gbbl. En 1985-1986, los Emiratos Árabes Unidos casi se triplicó sus reservas de 33 a 97 Gbbl Gbbl. Arabia Saudita aumentó su número de reserva reportada en 1988 en un 50%. En 2001-02, Irán aumentó sus reservas probadas en un 30% a 130 Gbbl, que adelantó al segundo lugar en reservas y por delante de Irak. Irán negó las acusaciones de un motivo político detrás del reajuste, atribuyendo el aumento en lugar de una combinación de nuevos descubrimientos y recuperación secundaria. No se ofrecieron detalles de cómo se llegó a ninguna de las mejoras en el.

La siguiente tabla ilustra estos aumentos.

Las revisiones bruscos de reservas de la OPEP, por un total de casi 300 millones de barriles, han sido muy debatida. Parte de ella se defiende en parte por el cambio en la titularidad de las reservas fuera de las compañías petroleras internacionales, algunos de los cuales se vieron obligados a reportar las reservas bajo conservadores de Valores y Bolsa de EE.UU. normas de la Comisión. La explicación más importante de las revisiones es impulsado por un cambio en las reglas de la OPEP que establecen las cuotas de producción en las reservas. En cualquier caso, las revisiones de los datos oficiales tenían poco que ver con el descubrimiento real de nuevas reservas.

Reservas totales en muchos países de la OPEP apenas cambiaron en el 1990. Las reservas oficiales en Kuwait, por ejemplo, se mantuvieron estables en 96,5 Gbbl 1991-2002, a pesar de que el país produjo más de 8 Gbbl y no hizo nuevos descubrimientos importantes durante ese período. El caso de Arabia Saudita es también notable, con reservas probadas se estiman en entre 260 y 264 millones de barriles en los últimos 18 años, una variación de menos del 2%, mientras que la extracción de aproximadamente 60 mil millones de barriles durante este período.

Sadad al-Huseini, ex jefe de exploración y producción de Saudi Aramco, estima 300 Gbbl del mundo 1200 Gbbl de las reservas probadas se debe recategorizada como recursos especulativos, aunque no especificó qué países se habían inflado sus reservas. Dr. Ali Samsam Bakhtiari, un ex experto de alto nivel de la National Iranian Oil Company, ha estimado que Irán, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos han exagerado reservas por un total combinado de 320-390bn barriles y ha dicho: "En cuanto a Irán, los oficiales 132 mil barriles generalmente aceptados es casi cien mil millones por encima de cualquier análisis realista ". Petroleum Intelligence Weekly informó que los documentos oficiales confidenciales kuwaitíes estiman reservas de Kuwait eran sólo 48 mil millones de barriles, de los cuales la mitad fueron probados y medio fuera posible. El valor combinado de probada y posible es la mitad de la estimación pública oficial de las reservas probadas.

En julio de 2011, Informe Anual de Estadística de la OPEP mostró reservas de Venezuela a ser más grandes que las de Arabia Saudita.

Recursos prospectivos

Recursos prospectivos del Ártico

A 2008 Estados Unidos las estimaciones del Servicio Geológico de que las áreas al norte del Círculo Ártico tiene 90 mil millones de barriles de petróleo por descubrir, técnicamente recuperable y 44 mil millones de barriles de líquidos de gas natural en 25 zonas geológicamente definidas cree que tienen potencial para el petróleo. Esto representaba 13% del aceite sin descubrir esperado en el mundo. De los totales estimados, más de la mitad de los recursos del petróleo no descubiertos se estima que ocurre en sólo tres provincias geológico-Ártico de Alaska, la cuenca Amerasia y las Cuencas del Rift del este de Groenlandia. Más del 70% de los recursos medios del petróleo no descubiertos se estima que ocurre en cinco provincias: Ártico de Alaska, la cuenca Amerasia, Groenlandia oriental Cuencas Rift, Cuencas Oriente Barents y Groenlandia occidental-oriental de Canadá. Se estima además que aproximadamente el 84% del petróleo y el gas ocurriría en alta mar. El USGS no consideraban factores económicos, tales como los efectos del hielo marino permanente o la profundidad del agua oceánica en su evaluación de los recursos de gas y petróleo no descubierto y. Esta evaluación fue menor que una encuesta de 2000, que incluía las tierras al sur del Círculo Polar Ártico.

Recursos prospectivos Varios

En octubre de 2009, el USGS actualizó el valor de las arenas de alquitrán del Orinoco de 513 mil millones de barriles.

La zona económica exclusiva es un área de alta mar delimitado, sobre todo al oeste y al norte de Cuba, el cual, en virtud de acuerdos internacionales, es propiedad de Cuba. Esta zona de 112.000 kilómetros cuadrados, se ha dividido en 59 bloques de exploración. Una sociedad conjunta de 2004 entre una empresa petrolera española y la petrolera estatal de Cuba estiman reservas costa afuera de Cuba para poder producir en última instancia, entre 4,6 y 9,3 millones de barriles de petróleo crudo.

Los cálculos del Servicio Geológico de los Estados Unidos que Cuba le ofrece recursos hasta 9 millones de barriles de petróleo. En octubre de 2008, el gobierno cubano anunció que había descubierto cuencas petroleras que se duplicaría el total de sus recursos de petróleo y 20 mil millones de barriles. Tenga en cuenta que, de acuerdo con las definiciones de recursos y reservas que figuran en los apartados anteriores, en esta etapa, dado ningún descubrimiento comercial hasta la fecha, todos los estimados recuperables de petróleo en la zona económica exclusiva son estimaciones de recursos potenciales y no estimaciones de reservas.