EXPLORA CION Y PRODUCCION PRODUCCION
Lineamientos para la estimación y clasificación de las reservas de hidrocarburos
Gerencia de Reservas de Hidrocarburos y Proyectos de Explotación Subdirección de Planeación y Evaluación Pemex Exploración y Producción Octubre 2010
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2
Contenido
1
Introducción
6
2
Clasificación del petróleo
8
3
Clasificación de los yacimientos de aceite y gas natural 3.1 Clasificación de los yacimientos de acuerdo a los hidrocarburos que almacenan 3.2 Clasificación de los yacimientos a partir del diagrama de fases 3.2.1 Características de los yacimientos
12 13 14
4
Definición y clasificación de recursos petroleros y reservas de hidrocarburos 4.1 Recursos petroleros 4.1.1 Volumen original de hidrocarburos total 4.1.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 4.1.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 4.1.2 Recursos prospectivos 4.1.3 Recursos contingentes 4.2 Reservas 4.2.1 Reservas probadas 4.2.1.1 Reservas desarrolladas 4.2.1.1.1 Reservas desarrolladas produciendo 4.2.1.1.2 Reservas desarrolladas no produciendo 4.2.1.2 Reservas no desarrolladas 4.2.2 Reservas no probadas 4.2.2.1 Reservas probables 4.2.2.2 Reservas posibles
15 15 16 16 16 17 17 17 18 21 21 22 22 22 22 23
5
Volumen original de hidrocarburos
25
6
Límites de los yacimientos 6.1 Límites físicos 6.2 Límites convencionales 6.3 Límites para el volumen probado 6.3.1 Límites para el volumen probado desarrollado 6.3.2 Límites para el volumen probado no desarrollado 6.4 Límites en volúmenes no probados 6.4.1 Límites para el volumen probable 6.4.2 Límites para el volumen posible 6.5 Límites para volúmenes probados + probables (PP) y probados + probables + posibles (PPP) 6.6 Modificación de límites 6.7 Límites en yacimientos con niveles aceite-agua y gas-aceite 6.8 Yacimientos Análogos 6.9 Aplicaciones de la sísmica 6.9.1 Propiedades de rocas y fluidos
27 27 27 27 27 29 33 33 36
12
36 37 37 39 42 42 3
6.10 Petrofísica 6.11 Aspectos relevantes a considerar en los yacimientos ubicados en aguas profundas del Golfo de México 7
43 44
Factores de encogimiento del gas natural, rendimiento de condensados y líquidos de planta 7.1 Definiciones básicas 7.2 Cálculo de factores de encogimiento del gas natural y rendimiento de condensados en instalaciones de PEP 7.3 Cálculo de factores de encogimiento del gas natural y rendimiento de líquidos en los centros procesadores de gas de PGPB 7.4 Cálculo del factor de equivalencia de gas seco a líquido
49 53
8
Evaluación de reservas técnicas de acuerdo al tipo de yacimiento 8.1 Reservas en yacimientos de aceite negro 8.2 Reservas en yacimientos de aceite volátil 8.3 Reservas en yacimientos de gas y condensado 8.4 Reservas en yacimientos de gas natural húmedo 8.5 Reservas en yacimientos de gas natural seco 8.6 Reservas de gas inyectado
54 54 59 60 64 68 71
9
Evaluación económica de reservas de hidrocarburos 9.1 Definición de conceptos 9.2 Cálculo de volúmenes de hidrocarburos para venta 9.2.1 Para yacimientos de aceite negro o aceite volátil 9.2.2 Para yacimientos de gas y condensado 9.2.3 Para yacimientos de gas húmedo 9.2.4 Para yacimientos de gas seco 9.3 Cálculo de ingresos por ventas 9.4 Cálculo de costos de operación, mantenimiento y abandono 9.5 Inversiones capitalizables 9.6 Indicadores de rentabilidad
73 73 73 73 75 76 77 77 78 80 81
10
Certificación de las reservas de hidrocarburos 10.1 Certificación de reservas de yacimientos nuevos y delimitaciones 10.2 Certificación de reservas por compañías de servicio
83 83 84
11
Reportes y justificaciones de reservas 11.1 Reportes de reservas de hidrocarburos 11.2 Justificación a la estimación de las reservas
88 88 90
12
Apéndices 12.1 Abreviaturas 12.2 Simbología 12.3 Glosario 12.4 Formato para acuerdo protocolario de certificación interna de reservas de hidrocarburos 12.5 Formatos para justificaciones de reservas 12.5.1 Formato Res A y GD-1
92 92 93 95
47 47 48
107 110 111 4
12.5.2 Formato Res A y GD-2 12.5.3 Formato Res GNA y GAL-1 12.5.4 Formato Res GNA y GAL-2 12.6 Formatos para justificaciones de recursos contingentes 12.6.1 Formato Rec A y GD-1 12.6.2 Formato Rec A y GD-2 12.6.3 Formato Rec GNA y GAL-1 12.6.4 Formato Rec GNA y GAL-2 12.7 Formatos para cédulas de reservas 12.7.1 Formato Cédulas Aceite 12.7.2 Formato Cédulas G y C 12.7.3 Formato Cédulas GH 12.7.4 Formato Cédulas GS 12.8 Referencias
112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125
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Introducción
Los criterios para la definición y clasificación de las reservas son variados y obedecen tanto a consideraciones específicas de cada empresa, como a la aplicación de diferentes normas establecidas para tal fin. Pemex Exploración y Producción (PEP) actualiza rutinariamente este documento considerando las definiciones empleadas internacionalmente, y aceptadas por instituciones técnicas y financieras. En el caso de las reservas probadas, las definiciones usadas corresponden a las emitidas por la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país, y para las probables y posibles se aplican las definiciones de la Society of Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y el World Petroleum Council (WPC), organismos técnicos y gremiales donde México participa a través de sus geocientíficos e ingenieros. La estimación y clasificación de reservas de hidrocarburos, en los últimos años, ha sido impactada por el desarrollo de nuevas tecnologías que ha permitido mejorar el proceso de evaluación de reservas que emplea diferentes fuentes de información, las cuales son analizadas e interpretadas con diversas herramientas de cómputo. Esta forma de trabajo permite la incorporación de información nueva, que es usada para revisar, o actualizar, estimaciones previas de reservas. Esto es un atributo importante del proceso de estimación de reservas, el cual asocia a las reservas un carácter dinámico. Ejemplos de lo anterior son la actualización de las reservas de un campo por la producción de hidrocarburos, o la modificación de la reserva por el cambio del comportamiento presión-producción de un yacimiento; o el incremento en el condensado y el gas a entregar a plantas de un activo o de una región con la entrada en operación de nuevas instalaciones que mejoren el aprovechamiento del gas. En conclusión, las reservas de hidrocarburos no deben ser consideradas cifras estáticas, ya que su variabilidad es controlada por aspectos técnicos tales como la incorporación de información adicional, por la heterogeneidad presente en los yacimientos o por las condiciones de operación de los campos o por aspectos económicos tales como el precio de los hidrocarburos. Por consiguiente, se puede establecer que la precisión de las reservas depende de la cantidad y calidad de los datos disponibles, así como también del proceso interpretativo asociado a esta información. Luego entonces, un seguimiento cercano a esta evolución es requerido así como la formalización de los procesos y las normas que orientan la estimación de las reservas. En este contexto, los propósitos de este documento son coadyuvar a una mejor documentación del proceso de estimación y difundir los lineamientos acerca de cómo deben ser reportadas las reservas. Las ventajas de este proceso de normalización, es decir, de aplicar definiciones empleadas en el mundo entero, más allá de las naturales comparaciones permite establecer procesos de trabajo auditables que generan magnitudes y clasificaciones de reservas, también auditables. Esto garantiza certidumbre y transparencia tanto en el volumen de reservas reportado como en los procedimientos empleados en su estimación.
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La decisión de Pemex Exploración y Producción de certificar sus reservas anualmente a través de compañías consultoras de reconocido prestigio internacional, agrega certeza sobre las cifras y descarta cualquier duda acerca de sus magnitudes. Adicionalmente, la fortaleza en la estimación y certificación de las reservas de hidrocarburos permite una dictaminación favorable por parte de las instituciones reguladoras tales como la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Secretaría de Energía.
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2
Clasificación del petróleo
El petróleo es una mezcla que se presenta en la naturaleza en los tres estados de la materia: sólido, líquido y gaseoso. En éste coexisten compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por átomos de carbono e hidrógeno, y pequeñas proporciones de impurezas de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. El bitumen natural, el aceite crudo y el gas natural son ejemplos de la ocurrencia de hidrocarburos en estas tres fases o estados. El petróleo se genera a partir de la descomposición de organismos de origen vegetal y animal depositados en rocas sedimentarias en ambientes marinos o próximos al mar y que fueron sometidos en el subsuelo a enormes presiones y elevadas temperaturas. El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo, se tienen que cumplir cuando menos cuatro condiciones básicas para que éste se acumule: 1. Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión los hidrocarburos se puedan mover a través de los poros microscópicos de la roca. 2. La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie. 3. Las formaciones deben comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos. 4. Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en hidrocarburo por el efecto de la presión y temperatura A las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo se les conoce como yacimientos: en fase sólida o semisólida se les conoce como de bitumen, en fase líquida como de aceite y gas disuelto y en fase gaseosa, como de gas. Éste último, si está en contacto con el aceite, se le conoce como asociado, libre o de casquete y si no lo está, como no asociado.
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Figura 2.1 Clasificación de los hidrocarburos y su relación con los yacimientos.
La clasificación del petróleo de acuerdo con los fluidos que interesa cuantificar en las reservas, así como, su relación con los yacimientos se muestra en la Figura 2.1. A continuación se presentan las definiciones de cada uno de los elementos de esta clasificación.
Petróleo. Mezcla de hidrocarburos compuesta de combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y que se encuentra en los espacios porosos de la roca. El petróleo puede contener pequeñas proporciones de impurezas de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Los compuestos que forman el petróleo pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido, dependiendo de su naturaleza y de las condiciones de presión y temperatura existentes. Hidrocarburos. Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono. Bitumen natural. Porción de petróleo que existe en los yacimientos en fase semisólida o sólida. En su estado natural generalmente contiene azufre, metales y otros compuestos que no son hidrocarburos. El bitumen natural tiene una viscosidad mayor de 10,000 centipoises, medido a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas. Frecuentemente, requiere tratamiento antes de someterlo a refinación. Aceite crudo. Porción de petróleo que existe en fase líquida en los yacimientos y permanece así en condiciones atmosféricas de presión y temperatura. Puede incluir pequeñas cantidades de substancias que no son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas (estabilizado).
9
Es práctica común en la industria mundial de hidrocarburos líquidos clasificar al aceite crudo en función de su peso específico y en una escala normalizada por el Instituto del Petróleo de los Estados Unidos (American Petroleum Institute) denominada densidad API, comúnmente conocida como grados API. Los límites para la clasificación de aceite crudo son convencionales, en Pemex se utilizan los siguientes:
Pesado. Aceite crudo cuya densidad es menor o igual a 27 grados API. Ligero. Aceite crudo con densidad mayor de 27 grados API, pero menor o igual a 38 grados. Superligero, Aceite crudo con densidad mayor a 38 grados API
Los aceites crudos que México comercializa, son mezclas de la producción de yacimientos de aceite negro, aceite volátil, y gas y condensado, para así obtener una determinada densidad en cada uno de los tres tipos que se manejan:
Maya. Pesado con densidad de 22.0 grados API y 3.3% de azufre en peso.
Istmo. Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.
Olmeca. Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.
Aceite crudo no convencional. Es una mezcla de hidrocarburos, obtenida por pirolisis del kerógeno contenido en las lutitas bituminosas o extraída del bitumen existente en areniscas aceitíferas de alta viscosidad, que no puede extraerse con métodos convencionales. Gas natural. Es la porción de petróleo que existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono). Gas natural amargo. Es un gas natural que contiene azufre, compuestos de azufre y/o bióxido de carbono, en cantidades que requieren tratamiento para que pueda ser utilizado. Gas natural dulce. Es un gas natural que no contiene azufre o compuestos de azufre o los tiene en cantidades tan pequeñas que no es necesario procesarlo para que pueda ser utilizado directamente como combustible no corrosivo. Gas natural asociado. Es el gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas libre (de casquete) o gas disuelto (en solución). Gas asociado en solución o disuelto. Es el gas natural disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de temperatura que prevalecen en él.
10
Gas asociado libre. Es el gas natural que sobreyace y está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento Gas húmedo. Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite su proceso comercial. Gas no asociado. Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales. Gas seco. Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso, después de la extracción de líquidos. Líquidos del gas natural. Son aquellas porciones líquidas del gas natural que se recuperan en los separadores, instalaciones de campo o en plantas de procesamiento de gas, puede incluir pequeñas cantidades de compuestos que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono). Condensados. Líquidos del gas natural constituidos principalmente por pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados. Se pueden encontrar en forma natural en yacimientos de gas y condensado cuando las condiciones originales de presión y temperatura están por debajo de la presión de rocío. Líquidos de planta. Líquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento de gas, consistiendo de etano, propano y butano, principalmente. Condensado de separación. Son líquidos recuperados del gas natural, asociado y/o no asociado, en separadores gas-líquido. Gas seco equivalente a líquido (G.S.E.L). Es el volumen de gas seco que por su poder calorífico equivale un volumen específico de aceite crudo. Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco equivalente a líquido.
11
3
Clasificación de los yacimientos
Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado considerando diversos factores, por lo que, han surgido las siguientes clasificaciones en relación a los hidrocarburos almacenados y a partir del diagrama de fases, a continuación se describen cada uno de ellos.
3.1
Clasificación de los yacimientos de acuerdo a los hidrocarburos que almacenan.
Yacimientos de bitumen. Estos yacimientos contienen hidrocarburos en fase sólida o semisólida, generalmente contiene azufre, metales y otros compuestos que no son hidrocarburos. Con frecuencia, se encuentran en la superficie o muy cerca de ella. Yacimientos de aceite y gas asociado. Estos yacimientos contienen gas disuelto en el aceite y dependiendo de la presión original y de la presión de saturación del yacimiento se puede presentar gas asociado libre también conocido como casquete, figura 3.1. Estos yacimientos pueden ser clasificados de acuerdo a las condiciones de presión original en bajosaturado y saturado: Yacimientos de aceite bajosaturado. La presión original del yacimiento es mayor que la presión de saturación de la mezcla de hidrocarburos. Todo el gas en el yacimiento se encuentra disuelto en el aceite, gas asociado disuelto. Yacimientos de aceite saturado. La presión original del yacimiento es igual o menor que la presión de saturación de la mezcla de hidrocarburos, parte del gas en el yacimiento se encuentra disuelto en el aceite, además se presentan en la parte superior del yacimiento hidrocarburos en fase gaseosa que se conoce como gas asociado libre o casquete de gas.
Aceite y gas disuelto
Gas Aceite y gas disuelto
Figura 3.1 Yacimientos de aceite y gas asociado
Yacimientos de gas no asociado. En estos yacimientos los hidrocarburos se presentan en fase gaseosa a las condiciones de originales de presión y temperatura y dependiendo de la composición de la mezcla se pueden clasificar como de gas seco, gas húmedo y gas y condensado. Esto se explica en función del diagrama de fases en el siguiente inciso.
12
3.2
Clasificación de los yacimientos a partir del diagrama de fases
La Figura 3.2 muestra el diagrama de fases de un sistema multicomponente, donde se definen tres regiones: La primera entre cero y la temperatura crítica, corresponde a yacimientos de aceite y gas disuelto o con presión de burbuja (C1); La segunda entre la temperatura crítica y la cricondenterma corresponde a yacimientos de gas y condensado, o con punto de rocío (B1) La tercera a una temperatura mayor que la cricondenterma es la zona de yacimientos de gas de una fase. 4000 YACIMIENTOS DE ACEITE
PRESIÓN DEL
Y CONDENSADO O CON
PUNTO DE BURBUJA
PUNTO DE ROCÍO
YACIMIENTO PSIA
YACIMIENTOS DE GA S
Y GAS DISU ELTO O CON
YACIMIENTOS DE GAS UNA FASE
A RUTA DEL FLUIDO EN EL YACIMIENTO
B
C BURBUJA DE
C1
PUNTO
PUNTO CRÍTICO (Tc, Pc) B1 PUNTO DE ROCÍO B2
80 % CRICONDENTERMA
40 % 20 %
RUTA DE PRODUCCIÓN
10 % 5% A2 500
0
0% B3
A1
350 TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, °F
Figura 3.2 Diagrama de fases (Craft and Hawkins, 1959)
Se puede observar que, en un proceso isotérmico como el que sucede en los yacimientos de gas, al bajar la presión siempre se conserva una fase (recta A-A1). Al hacer lo mismo en yacimientos de gas y condensado se obtendrá además una fase líquida (recta B-B3), conocida como fenómeno de condensación retrógrada, aunque se mueva la recta a la derecha, el punto B3, quedaría en la fase de gas. En cambio, en yacimientos de aceite, la recta C-C1 y su prolongación pasarán de la fase líquida a la de dos fases. Además, dentro de los yacimientos de aceite y gas disuelto cuando el punto C está alejado del punto crítico, se considera como yacimiento de aceite negro o de bajo encogimiento; y cuando el punto C se encuentra cercano al punto crítico, se clasifica como yacimiento de aceite volátil o de alto encogimiento, ya que al bajar la presión en el yacimiento entrará rápidamente a regiones de alto porcentaje de gas en la zona de dos fases. También, dentro de los yacimientos de gas de la tercera región cuando en la ruta de producción (curva A-A2) el punto A2 queda dentro de la región de dos fases se clasifica como yacimiento de gas húmedo y cuando el punto A2 queda fuera de la región de dos fases se considera como yacimiento de gas seco. 13
3.2.1 Características de los yacimientos Las características, de acuerdo al tipo de yacimiento clasificado a partir de su diagrama de fases y conforme a la estadística de análisis presión, volumen y temperatura (PVT) de los campos descubiertos a la fecha en México, se muestran en el cuadro 3.1.
YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO
TIPO
CARACTERÍSTICAS
BAJO ENCOGIMIENTO
ALTO ENCOGIMIENTO
(ACEITE NEGRO)
(ACEITE VOLÁTIL)
P Pi Pb Pc
P Pi
A A'
75 % 50 % 25 % B 0% Ts
TEMPERATURA
PUNTO CRÍTICO
ESTADO EN EL YACIMIENTO
CURVAS DE CALIDAD
Ps Ty
Tc
T
Ts
Ps Ty Tc
Ty < Tc
P.C. A LA DERECHA
P.C. CERCANO A LA
DE LA CRICONDENBARA
CRICONDENBARA
DENSIDAD LIQ. °API COLOR LÍQUIDO
Pc
T
40 % B 10 % 0% Ts Tc
Ps Ty
T
Tc < Ty < CRICONDENTERMA
Cyi
PC 100 % 10 % 5% 2.5 % 0% B Ts Tc
P Pi
Cyi
Pc PC 5 % 10 % 100 %
Ps Ty T
0%
B TcTs
Ty T
Ty > CRICONDENTERMA
Ty > CRICONDENTERMA
P.C. AL IZQ. DE LA
P.C. A LA IZQ. DE LA
P.C. A LA IZQ. DE LA
CRICONDENBARA
CRICONDENBARA
CRICONDENBARA Py NUNCA ENTRA A LA
SI P > Pb @ Ty YAC.
SI P > Pb @ Ty YAC.
SI P > Pr @ Ty YAC.
Py NUNCA ENTRA A LA
BAJOSATURADO (1 FASE)
BAJOSATURADO (1 FASE)
BAJOSATURADO (1 FASE)
REGIÓN DE 2 FASES,
REGIÓN DE 2 FASES,
SI P < Pb @ Ty YAC.
SI P < Pb @ Ty YAC.
SI P < Pr @ Ty YAC.
EN EL YAC. SIEMPRE
EN EL YAC. SIEMPRE
SATURADO (2 FASES)
SATURADO (2 FASES)
SATURADO (2 FASES)
ESTÁ EN EDO. GASEOSO
ESTÁ EN EDO. GASEOSO
MAS SEPARADAS DE LA
TIENDEN A PEGARSE A
LINEA DE PUNTOS DE
LA LINEA DE PUNTOS
MAS PEGADAS A LINEA
CASI PEGADAS A LINEA
ROCIO
DE BURBUJA.
DE PUNTOS DE BURBUJA
DE PUNTOS DE BURBUJA
DENTRO REGIÓN 2 FASES
FUERA REGIÓN 2 FASES
PEQUEÑAS CANTIDADES
CASI PUROS C OMPONEN-
DE INTERMEDIOS
TES LIGEROS
MUY PEGADA A LINEA
FENOMENOS RETROGRADOS DENTRO REGIÓN 2 FASES
DENTRO REGIÓN 2 FASES
DENTRO REGIÓN 2 FASES
(C7+) DE 11.0 A 30.5 %
(C7+) < 11.0 %
< 200
200 - 1000
500 - 15000
10000 - 20000
> 20000
< 35
35 - 45
41 - 57
45 - 57
> 57
OBSCURO
LIGERAMENTE OBSCURO
LIGERAMENTE COLOREADO
CASI TRANSPARENTE
TRANSPARENTE
(C7+) > 30.5 %
ORIGINAL RGA (m³/m³)
A'
50 %
50 % 25 % 0%
B
Pi
A
PC
GAS SECO
GAS HÚMEDO
100 %
SINGULARIDADES
COMPOSICIÓN MEZCLA
Pb Pc
A'PC
Ty < Tc
DE PUNTOS DE ROCIO
PRODUCCIÓN EN SUPERFICIE
P Pi
100 % 75 %
DIAGRAMA DE FASES
Ps
GAS Y CONDENSADO
A
Pb Pc
PC
100 %
YACIMIENTOS DE GAS
Cuadro 3.1 Características de los yacimientos
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4
Definición y clasificación de recursos petroleros y reservas de hidrocarburos
Este capítulo presenta definiciones y conceptos asociados a las reservas de hidrocarburos empleados en la industria petrolera. Los términos, como volúmenes originales, reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos, se han establecido de acuerdo a la práctica internacional, cuyo uso ha sido recomendado por organizaciones gremiales como la Society of Petroleum Engineers (SPE) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG); y también por la organización de comités nacionales como el World Petroleum Council (WPC). Adicionalmente, para las definiciones de reservas probadas, se utilizaron las emitidas por la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América. Las estimaciones derivadas de la aplicación de las definiciones descritas, dependen, en gran medida, del conocimiento, habilidad, experiencia, y juicio del evaluador y son afectadas por la complejidad geológica, fase de exploración o desarrollo, grado de agotamiento de los yacimientos, y cantidad de datos disponibles. El uso de las definiciones debe aclarar la distinción entre las diversas clasificaciones y proporcionar reportes de recursos y reservas más consistentes
4.1. Recursos petroleros Al volumen de hidrocarburos, evaluados a condiciones de superficie, originalmente en las rocas del subsuelo se le conoce como recursos petroleros. Dentro de esta definición, a las cantidades estimadas en un principio, se les denomina volumen original total, el cual puede estar descubierto o no descubierto y a sus porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes o reservas de hidrocarburos. En consecuencia, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, son recuperables y comercialmente son explotables. La figura 4.1 muestra la clasificación de recursos e incluye, naturalmente, a las reservas. En la figura 4.1 se observa que existen estimaciones bajas, centrales y altas para los recursos, y para las reservas también, denominándose probada, probada más probable, y probada más probable más posible. El rango de incertidumbre ilustrado a la izquierda de esta figura enfatiza que, el conocimiento que se tiene de los recursos, o de las reservas, es imperfecto, y por ello, se generan diferentes estimaciones obedeciendo a diferentes expectativas y a su grado de certidumbre. La producción, que se ve hacia la derecha, es el único elemento de la figura en donde la incertidumbre no aparece: ésta ha sido medida, comercializada y transformada en un ingreso.
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