Por: Ana Correa https://www.linkedin.com/in/alcorrreas
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas Antecedentes Las reservas estimadas son de por sí, inciertas. DeSorcy (1979) discutió ampliamente la fuente y magnitud de los errores asociados a la estimación de las reservas de petróleo y gas. Los procedimientos de estimación se describen como Determinísticos o Probabilísticos. Los determinísticos utilizan la “mejor estimación” o el “valor real” de cada parámetro relevante para el cálculo de la mejor estimación. Estas reservas se clasifican como probadas, probables y/o posibles,
basados en el juicio del ingeniero y las directrices de las mejores prácticas que permiten realizar estas clasificaciones. Los procedimientos probabilísticos generalmente utilizan el rango completo de valores de cada parámetro relevante para el cálculo, dando como resultado un set de reserva estimada que refleja la distribución de los datos básicos. La identificación y cuantificación de la incertidumbre es clave en los procesos probabilísticos. Cronquist, identifica dos grandes categorías de incertidumbre: 1. Categoría I, relacionada con la precisión de la medición de datos geológicos o de ingeniería en zonas perforadas y/o bloques de falla, que puede ser cuantificada. Se incluye la incertidumbre atribuible al proceso interpretativo y de análisis de datos, que no es cuantificada y que es resuelta por el criterio profesional. Se incluyen tendencias en estado de flujo transiente, tendencias pobremente definidas y datos conflictivos de pe rformance. 2. Categoría II, incertidumbre relacionada al escenario geológico en zonas no perforadas. En este rubro también se incluye la incertidumbre no suceptible de cuantificación estadística y que tambien es resuelta por criterio profesional: el mapeo puede ser altamente subjetivo dependiendo de la cantidad de información geológica y el algoritmo usado para generar los contornos. Diferentes – pero igualmente válidas – interpretaciones pueden hacerse sobre la misma área. El presente documento intenta demostrar la necesidad de incluir procesos de cálculo probabilísticos para evaluar reservas desarrolladas, que permitan cuantificar la incertidumbre de las estimaciones, ampárandose en los sistemas de reportes de reserva vigentes. Evaluar los pronósticos de producción y las reservas a través de un proceso probabilístico que entregue una distribución de valores y el grado de certeza de la estimación, facilita que todos los involucrados tengan una mejor percepción del riesgo asociado. Manejar los pronósticos de producción de esta manera permite dar un paso mas en la evaluación y análisis del riesgo, y arrastrarlo a los siguientes pasos del proceso de planificación, para gerenciarlo de manera apropiada. Generalmente el riesgo, se evalua cualitativamente. Esta visión no permite realizar análisis de decisiones en el sentido estricto de la palabra. Se necesita neces ita cuantificarlo. Por suerte, el PRMS de la SPE y las nuevas reglas para reporte de reservas de la SEC, dan pasos importantes en este aspecto al presentar guías para reportar reservas usando métodos probabilísticos en todas las fases del desarrollo de los proyectos.
Los Sistemas de Clasificación de Reservas Los sistemas de clasificación de reservas tienen como objetivo principal promover la uniformidad y calificar el grado de riesgo de cada clase de reserva. Lahee (1955) propuso la primera clasificación de reservas como probada, probable, posible o hipotética, incluyendo en esta sistema volúmenes aún no descubiertos. A. PROBADAS B. PROBABLES
C. POSIBLES
D. HIPOTÉTICAS
A.1. Perforadas A.2. No perforadas B.1. No Desarrolladas B.2. Recuperación Secundaria B.3. Behind Pipe
2
C.1.a. Acumulaciones más someras o más profundas dentro de los límites del campo C.1. En áreas productivas C.1.b. Acumulaciones fuera de los límites del campo C.2. reas que no están produciendo pero que son geológicamente similares a otras en producción en la región D.1. De formaciones que no están en producción pero que son productoras en otras áreas
Tabla 1: Clasificación de reservas de acuerdo a Lahee (1955). Estimation and Classification of Reserves of Crude Oil, Natural Gas, and Condensate. Chapman Cronquist. SPE 2001.
En 1972 McKelvey presentó su clasificación; esta terminología es la base de todos los sistemas de clasificación de reservas en occidente. En este esquema, a los recursos (volumen total inicialmente en sitio), se les asigna dos atributos: 1. Grado de certeza geológica, y 2. Factibilidad económica – comercial. Si existe alto nivel de certeza geológica, el recurso se clasifica como “Indentificado” ó descubierto. Cuando, por el contrario, existe bajo nivel de certeza, el recurso es “No descubierto”. La reserva es la
parte del recurso que ha sido descubierto y sobre los cuales existe un alto nivel de factibilidad económica o comercial. En el medio ha habido pronunciamientos por parte de las sociedades profesionales y varios organismos de control y reguladores, todos con sus sistemas para clasificar las reservas. La SPE, AAPG, WPC y la SPEE, han tenido un rol muy importante en el esfuerzo por estandarizar la forma de declarar reservas respondiendo a las prácticas de la industria y a los requerimientos de los organismos de control y seguridad más influyentes del mercado mundial. En el año 2005, el comité de Reservas de Petróleo y Gas de la SPE, inició la síntesis de todos estos sistemas para proponer un único modelo de clasificación que pueda ser adoptado como estándar por parte de las entidades interesadas. Entre las conclusiones presentadas estuvieron:
Los sistemas definen categorías de reservas, las mismas que pueden “mapearse” usando las
categorías de: No Descubiertas (Prospectos), Descubiertas No Recuperables, Descubiertas No Comerciales (Recursos Contingentes) y Descubiertas Comerciales (Reservas). La mayoría de sistemas reconoce tres escenarios determinísticos con certeza técnica decreciente: estimación pesimista, la mejor estimación, estimación optimista. Las estimaciones probabilísticas no son de aplicación común, pero es aceptada la equivalencia con las estimaciones con la probabilidad acumulada P90, P50 y P10. Los volúmenes de reserva incremental con respecto a estos límites, se califican como Probados, Probables y Posibles. Las agencias reguladoras definen subcategorías de reporte en base a reglas específicas de certidumbre comercial y de tecnología. De todas estas, los lineamientos de la SEC (anterior al
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
2008) son los más restrictivos. Los lineamientos de Canadá y del Reino Unido se orientan al reporte para el manejo de recursos como internos. Los ocho sistemas revisados fueron: 1. SEC (Estados Unidos, 1978) 2. SORP (Reino Unido, 2001) 3. CSA (Canadá, 2002) 4. RF (Rusia, 2005) 5. PRO (China, 2005) 6. NPD (Noruega, 2001) 7. USGS (Estados Unidos, 1980) 8. UNFC (ONU, 2004)
Como resultado, la SPE emitió su nuevo sistema de reporte de reservas en el año 2007 (PRMS), y la SEC la modernización de sus reglas en Diciembre del 2008, las mismas que guardan total correspondencia entre sí.
3
Figura 1: Clasificación de Recursos. SPE, 2007.
Este documento contiene las pautas para la determinación del estado de descubrimiento, de comercialidad, del estado de las reservas, del rango de certidumbre, sobre los proyectos incrementales, y más lineamientos para correcta evaluación y reporte de reservas.
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
SEC: Nuevas reglas [2009] La adopción de un régimen de reporte de reservas de petróleo y gas para las compañías data del año 1978 y 1982 respectivamente. En diciembre del 2007, la comisión publicó un “Concept Release” de posibles revisiones a los requisitos de reporte de reservas. Previo a la publicación, varios actores de la industria participaron exponiendo su criterio sobre la reglamentación y la necesidad de conservar coherencia con las prácticas de la industria para que sea de utilidad al mercado y los inversores. Los principales cambios referidos a las reservas en producción, son:
Definición del precio usado en la estimación de reservas, cambia de ser el valor del último día del año fiscal a un valor promedio anual. Declaración opcional de reservas probables y posibles. Se añade una definición de “tecnología confiable” para permitir el uso de nueva tecnología que permita establecer reserva probada.
4
Estas nuevas reglas son ampliamente consistentes con el PR MS (Petroleum Reserves Managment System) publicado por la SPE en el año 2007. Adicionalmente, la reglamentación de la SEC (Securities and Exchange Commission) es un estándar de reporte para las compañías que negocian valores en los mercados de Estados Unidos. En el 2011, la SPE publicó su Guía técnica para evaluación de reservas de acuerdo con el PRMS y realizó una serie de eventos a nivel mundial con la intención de promocionar el uso de su sistema como un estándar que permita ganar confiabilidad en las estimaciones y hacerlas comparables.
Sobre las Reservas Probadas, Probables y Posibles RESERVAS Categoría de Reserva
Petróleo (MBbl)
Gas Natural (MMscf)
Petróleo Sintético (MBbls)
Gas Sintético (MMscf)
Producto A (medida)
PROBADAS Desarrolladas: Continente A Continente B País A País B País C No Desarrolladas: Continente A Continente B País A País B País C TOTAL PROBADAS PROBABLES Desarrollada No Desarrollada POSIBLE Desarrollada No Desarrollada Tabla 2: Tablas para el reporte de reservas de Petróleo y Gas. Modernization of Oil and Gas Reporting; Final Rule. SEC, Enero 14, 2009. Pag 2172.
La posibilidad de reportar reservas tanto probables como posibles, en cualquier estado de desarrollo del proyecto (desarrolladas o no), se debe a la definición de métodos tanto determinísticos como probabilísticos que permiten calificar el grado de certeza de las estimaciones. La declaración de este tipo de reservas es voluntaria. La intención de la SEC al permitir la declaración de reservas probables y Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
posibles es incrementar la transparencia de los mercados, permitiendo que información de este tipo de reservas esté disponible para los inversores. Al relacionar el grado de certidumbre de los métodos probabilísticos con los determinísticos, se está favoreciendo a la estandarización de los criterios y promoviendo la comparabilidad de las reservas. Las nuevas definiciones relativas a las reservas y su evaluación, de acuerdo a la SEC, son: 1. Estimaciones Determinísticas.- Se llama determinístico al método de estimación de reservas cuando un único valor es usado por cada parámetro que interviene en el procedimiento (geológico, ingeniería o económico). 2. Estimaciones Probabilísticas.- El método de estimación de reservas se llama probabilístico cuando se utiliza el rango completo de valores que pueden ocurrir razonablemente para cada parámetro desconocido (sea de geología o de ingeniería) y se genera un rango completo de posibles soluciones con su probabilidad de ocurrencia asociada. (Dada esta definición, pueden hacerse estimaciones probabilísticas para proyectos en cualquier estado de madurez.) 3. Reservas.- Son cantidades estimadas de petróleo, gas y sustancias relacionadas, remanentes y que se anticipa son económicamente producibles, a una fecha dada, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo sobre acumulaciones conocidas. Adicionalmente, debe existir, o debe haber una certeza razonable de que existirá, el derecho a producir o un derecho de renta sobre la producción, medios instalados para la entrega y comercialización del petróleo, gas y sustancias asociadas, y todos los permisos y financiamiento para implementar el proyecto. 4. Recursos.- Son cantidades de petróleo y gas que se estima existen en acumulaciones naturales. Una porción de estos recursos podría ser estimado como recuperable y otro como no recuperable. Los recursos incluyen tanto acumulaciones descubiertas como no descubiertas. 5. Reservas Desarrolladas de Petróleo y Gas.- Son las reservas de cualquier categoría (probadas, probables o posibles) que se esperan serán recuperadas: a. A través de los pozos existentes y con los equipos y métodos operativos, ó cuando el costo de los equipos requeridos es relativamente menor comparado con el de un pozo nuevo; y b. A través de equipos instalados e infraestructura operativa en el momento de la estimación de reservas, si la extracción se da por medios que no involucren un pozo nuevo. 6. Reservas Probadas.- Son esos volúmenes de petróleo y gas, que por análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimados con una certeza razonable de ser económicamente puestos en producción, desde una fecha en adelante, - de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos operativos y regulaciones gubernamentales – contabilizados hasta la expiración del contrato o finalización de los derechos de operación, a menos que exista evidencia de renovación con razonable certeza, sea esta estimación realizada por métodos determinísticos o probabilísticos . El proyecto de extracción debe haber comenzado o el operador debe tener la certeza razonable de que comenzará en un lapso de tiempo razonable. a. Las áreas de reserva probada incluyen: i. Área definida por perforación y delimitada por contactos, de existir alguno, y ii. Zonas sin perforar adyacentes que con certeza razonable, se puede juzgar de ser continuas y de contener petróleo y gas en cantidades económicamente producibles, sobre la base de datos de geología y de ingeniería disponibles. b. En la ausencia de datos sobre contactos de fluido, los volúmenes probados se limitan al LKH (Lowest Known Hydrocarbons) observado en un pozo, a menos que datos de geología, ingeniería o de comportamiento y tecnología confiable establezcan un contacto más bajo con certeza razonable. c. Cuando la observación directa en un pozo defina un HKO (Highest Known Oil) y se tenga evidencia potencial de un casquete de gas, se asignarán reservas probadas a los volúmenes estructuralmente más altos, sólo si datos de geología, ingeniería o comportamiento y tecnología confiable establecen un contacto más alto con razonable certeza.
5
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
d. Reservas que pueden ser producidas económicamente a través de la aplicación de técnicas de recuperación mejorada (incluida pero no limitada a la inyección de fluidos), se clasifican como reservas probadas cuando exista: i. Proyecto piloto exitoso en un área del reservorio con propiedades no más favorables que el reservorio visto como un todo, operación de un programa instalado en el reservorio o en un reservorio análogo, u otra evidencia de que usando tecnología confiable se establezca la certeza razonable del análisis de ingeniería sobre el que se basa el proyecto o programa; y ii. El proyecto haya sido aprobado para desarrollo por todas las partes y entidades, incluyendo entidades del gobierno. e. Condiciones económicas existentes incluyen precios y costos a los cuales se determina la operatividad económica de un reservorio. El precio debe ser el precio promedio de los doce meses anteriores a la fecha de reporte, calculado como el promedio aritmético no ponderado del precio del primer día de cada mes, a menos que los precios se definan por arreglos contractuales, y excluyendo escalamiento basado en condiciones futuras. 7. Reservas Probables.- Son los volúmenes adicionales de reservas que son menos seguros de ser recuperados que las reservas probadas, pero que sumadas a las reservas probadas, son tan factibles de ser recuperadas, como podrían no serlo. a. Cuando se utilizan métodos determinísticos, se tiene tanta certeza de que las reservas pueden exceder a la suma de reservas probadas más probables, como que no. Cuando se usan métodos probabilísticos, debe haber al menos 50% de probabilidad de que el total recuperable sea igual o exceda las reservas estimadas probadas más probables. b. Las reservas probables pueden asignarse a áreas adyacentes a zonas de reserva probada, donde los datos de control e interpretación son menos seguros, aún si la interpretación de continuidad estructural del reservorio o productividad no encaja con el criterio de certidumbre razonable. Podrán asignarse reservas probables a zonas que están estructuralmente más altas que las zonas probadas si es que estas están en comunicación con las zonas probadas.
6
c. Las reservas probables incluyen volúmenes incrementales asociados con mayores porcentajes de recuperación que los estimados para las reservas probadas.
8. Reservas Posibles.- Son los volúmenes adicionales de reservas que son menos seguros de ser recuperados que las reservas probables. a. Cuando se utilizan métodos determinísticos, la cantidad total a recuperar por un proyecto tienen una probabilidad baja de exceder la suma de reservas probadas, probables y posibles. Cuando se usan métodos probabilísticos, debe haber al menos 10% de probabilidad de que el total recuperable sea igual o exceda las reservas estimadas probadas más probables más posibles. b. Las reservas posibles pueden asignarse a áreas adyacentes a zonas de reserva probable, donde los datos de control e interpretación son menos seguros. Frecuentemente, esto sucederá en áreas donde los datos geológicos y de ingeniería no permiten definir claramente el área y límites verticales de volúmenes comerciales de un reservorio en un proyecto definido. c. Las reservas posibles incluyen volúmenes incrementales asociados con mayores porcentajes de recuperación que los estimados para las reservas probables.
d. Las reservas probadas más probables más posibles se deben basar e n una interpretación alternativa técnica y comercial razonable del reservorio o proyecto claramente documentado, incluyendo comparaciones con resultados de éxito en proyectos similares. e. Las reservas posibles pueden asignarse cuando los datos de geología y de ingeniería identifican claramente porciones adyacentes a un reservorio dentro de la misma acumulación que podría estar separada de zonas probadas por fallas con desplazamiento menor al espesor de la formación o cualquier otro tipo de di scontinuidad geológica y que no hay sido perforado, y donde se cree que exista comunicación con la zona de conocida o probada. Las reservas posibles pueden asignarse a áreas que están estructuralmente Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
más altas o más bajas que una zona probada si están en comunicación con la zona de reservas probadas. f. Cuando se ha definido un HKO (Highest Known Oil) y existe un casquete de gas asociado, se debe asignar como reservas probadas a los volúmenes en las zonas estructuralmente más altas (arriba del HKO), sólo si el contacto gas – petróleo puede ser establecido con certeza razonable a través de tecnología confiable. Los volúmenes que no califican estos criterios de certeza podrían asignarse como probables o posibles basados en las propiedades de los fluidos y en las interpretaciones de los gradientes de presión.
Métodos probabilísticos para la estimación de reservas en base a la evolución de la historia de producción
7
Cuando se tiene suficiente historia de producción, las reservas pueden calcularse usando los métodos basados en el análisis del comportamiento, como el análisis de la curvas de declinación (Decline Curve Analysis DCA). En el DCA clásico, la incertidumbre asociada en la estimación de la recuperación final se debe principalmente a la selección del tipo de curva (exponencial, hiperbólica o armónica) y a la selección del período para la regresión. Una posible solución es usar la ecuación de la tendencia hiperbólica y generar tres escenarios, limitados por la tendencia exponencial (exponente hiperbólico b = 0) y la armónica (b=1). Así se eliminaría el problema de seleccionar un tipo de curva apropiado. Variando b y Di dentro de límites razonables se obtendría una distribución de reservas recuperables de las que se podrá obtener las reservas Probadas, Probables y Posibles. Cheng y otros (2005) sugiere otra metodología. Monte Carlo es otra opción de cálculo. El problema con estos métodos es que si no se conoce la distribución de frecuencia de los parámetros se requiere aplicar el criterio técnico. Metodologías como el resampleo (bootstrap) ofrecen una solución a esta dificultad. Al momento, no existen menciones en la bibliografía consultada de otros métodos disponibles más allá del bootstrap y Monte Carlo, del que se menciona como una aplicación de tipo académico, para cuantificar las incertidumbres Categoría I en zonas de Reserva Desarrollada.
Conclusiones 1. Tanto las nuevas reglas de la SEC como el PRMS de la SPE, permiten reportar reservas utilizando métodos probabilísticos en cualquier etapa de madurez de los proyectos. 2. Las reservas deben incluir necesariamente la identificación del grado de certidumbre asociado a la estimación. Esto permite categorizarlas en Probadas, Probables y Posibles. 3. Existen dos tipos reservas, las DESARROLLADAS y las NO DESARROLLADAS. 4. Las reservas “Behind Pipe” se incluyen dentro del rubro de reservas DESARROLLADAS, ya que el costo de ponerlas en producción es considerablemente menor en comparación al de perforar un pozo. 5. Las reservas DESARROLLADAS que no están produciendo se categorizan como PROBADAS, PROBABLES o POSIBLES, de acuerdo a la certeza que se tenga de los volúmenes a recuperar. 6. Son reservas PROBADAS, los volúmenes calificados como tal con una probabilidad del 90% de que la reserva sea igual o mayor. 7. Son reservas PROBADAS + PROBABLES, los volúmenes calificados como tal con una probabilidad del 50% de que la reserva sea igual o mayor.
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
8. Son reservas PROBADAS + PROBABLES + POSIBLES, los volúmenes calificados como tal con una probabilidad del 10% de que la reserva sea igual o mayor. 9. El método bootstrap utilizado para generar C DF’s (cummulative distribution function) puede ser utilizado como método probabilístico para cálculo de reservas basados en métodos de análisis de comportamiento de producción, como el Análisis Declinatorio de las Curvas de Producción.
Bibliografía
Modernization of Oil and Gas Reporting. US Securities and Exchange Commission. 2009. Standards Pertaining to the Estimating and Auditing of Oil and Gas Reserves Information. SPE, Junio 2001. Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos. SPE, AAPG, WPC, SPEE. 2009. Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System. SPE. Noviembre, 2011. Comparison of Selected Reserves and Resource Classifications and Associated Definitions. Oil and
8
Gas Reserves Committee (OGRC). “Mapping” Subcommittee. Final Report. SPE. Diciembre, 2005.
Cheng, Wang, McVay, Lee. 2005. Practical Application of a Probabilistic Approach to Estimate Reserves Using Production Decline Data. Paper SPE 95974. Cronquist, 2001. Estimation and Classification of Reserves of Crude Oil, Natural Gas, and Condensate. Lee, 2009. Modernization of the SEC Oil and Gas Reserves Reporting Requirements. Paper SPE 123793. Murtha, 1983. Monte Carlo Simulation: Its Status and Future. Paper SPE 37932.
Cálculo Probabilístico en la Estimación de Reservas Desarrolladas
