tesis



3-. Estimación de reservas
Los primeros parámetros que se estiman o evalúan de una acumulación de hidrocarburos son aquellos que permiten obtener los valores más certeros de su volumen original en sitio de petróleo (POES), gas (GOES) y condensados de gas (COES).

Si bien es cierto que es fundamental conocer los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio (VOHES); también es cierto quela atracción del valor económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la fracción extraíble del petróleo, gas y líquidos del gas, todos originalmente en sitio.

La razón por la que no es sencillo determinar con certeza que fracción de los volúmenes originales en sitio será extraíble; es que los volúmenes en sitio son cantidades determinables (dentro del rango de precisión dela estimación) y son físicamente invariables. Por el contrario, las reservas están sujetas a un conjunto de condiciones o de suposiciones que deberán cumplirse para que a su vez esas reservas sean físicamente producibles y se logre almacenarlas en instalaciones en la superficie.

Algunas de las condiciones que califican a las reservas o representan la factibilidad cierta de obtenerlas soneconómicas. Otras condiciones son estrictamente físicas. En su conjunto, la sumatoria de estas condiciones y otras, son pre-requisito para producir las reservas.

La explicación más genérica de reservas de gas, de petróleo, de líquidos de gas es: aquella fracción del volumen original en sitio que se anticipa producible si se cumplen las condiciones asociadas a su definición.

Clasificación de lasreservas de hidrocarburos

Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles.
Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias.
Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas.

Reservas probadas: cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientosconocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización de término razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa certidumbre se califica como P-90.

Reservas probables: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles aacumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza en su recuperación, comparado con el de las Reservas Probadas.
Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito (P-50)

ReservasPosibles: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales la información geológica y de ingeniería indican que su recuperación es factible, pero con grado de certeza menor al d las Reservas Probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futurasfavorables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito (P-10).

Reservas Primarias: cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

Reservas Secundarias: cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperaciónadicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

Reservas Desarrolladas: reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones...