Manual Procedimentos VOL I Espanhol

Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSIÓN 2004 – Revisión 0

PPOOLLÍTIÍTICCASAS && DDIIRREECCTTRRIICCESES

YY

MMAANNUUALAL DEDE

PPRROCEDIMIOCEDIMIEENNTOSTOS PAPARRTETE 11

E&P-ENGP/RR/DPR INTER-TEC/PR


- I -


ÍNDICE DE POLÍTICAS Y DIRECTRIZES

1 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................................................1

2 POLÍTICAS ........................................................................................................................................................3

3 DIRECTRICES ..................................................................................................................................................5

4 INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................................................7

5 DEFINICIONES .................................................................................................................................................8

5.1 RECURSOS PETROLÍFEROS......................................................................................... . 12

5.2 VOLUMEN ORIGINAL DE LOS RECURSOS PETROLÍFEROS............................................... 12

5.3 VOLUMEN RECUPERABLE ........................................................................................... . 13

5.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA, INYECCIÓN Y STOCK ......................................................... 13

5.5 FACTOR DE RECUPERACIÓN ....................................................................................... . 15

5.6 POTENCIAL Y CAPACIDAD INSTALADA DE PRODUCCIÓN DE LGN A TRAVÉS DE UNIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ..................................................................................... . 15

6 CONDICIONES BÁSICAS .............................................................................................................................16

6.1 PRESIÓN ABSOLUTA .................................................................................................. . 16

6.2 TEMPERATURA .......................................................................................................... . 16

7 CONVERSIÓN DE UNIDADES - FACTORES ............................................................................................17

8 CRITERIOS PARA ESTIMACIONES DE RESERVAS .............................................................................18

8.1 U.S. SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION - SEC .................................................. 23

8.1.1 Reserva Probada ................................................................................................................................23SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS/WORLD PETROLEUM CONGRESS/AMERICAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOLOGISTS – SPE/WPC/AAPG .......................................................................... 26

8.1.2 Reserva Probada ................................................................................................................................278.1.3 Reserva no probada ............................................................................................................................29

9 METODOLOGÍA PARA ESTIMACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONTINGENTES..............33

9.1 ABORDAJE DETERMINÍSTICO Y PROBABILÍSTICO ......................................................... 33


9.2 MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONTINGENTES .......................35

9.2.1 Métodos análogos ...............................................................................................................................359.2.2 Métodos volumétricos .........................................................................................................................369.2.3 Métodos de desempeño .......................................................................................................................369.2.4 Balance de materiales.........................................................................................................................369.2.5 Simulación numérica computacional..................................................................................................379.2.6 Análisis de declinación y desempeño..................................................................................................37


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10 INDICADORES RELACIONADOS ..........................................................................................................39

10.1 COSTO DE APROPIACIÓN DE RESERVAS (“Finding and development cost” - F&DC) ..........39

10.2 ÍNDICE DE REPOSICIÓN DE RESERVAS (IRR) ............................................................... 39

10.3 RELACIÓN RESERVA PRODUCCIÓN (R / P).................................................................... 40

10.4 RESERVA PROBADA (Res_PVD) .................................................................................... 40

11 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................................................41

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 5-1 – LEGISLACIÓN APLICABLE A LAS ESTIMACIONES DE RESERVAS DONDE PETROBRAS ACTÚA. ............. 19

TABLA 5-2 – CLASIFICACIÓN DE RESERVAS SPE/WPC/AAPG ..................................................................... 26

TABLA 6-1 - PRINCÍPIOS PARA UTILIZACIÓN DE ABORDAJES EN LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS. ............................. 34



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1 INTRODUCCIÓN

Como empresa de capital abierto, Petrobras debe hacer divulgaciones anuales sobre sus actividades y su desempeño financiero.

Las informaciones publicadas deben ser suficientes para que el público en general y, en especial, sus accionistas actuales y potenciales y los analistas de crédito e inversiones puedan hacer un juicio apropiado sobre la posición de la compañía en la industria petrolera.

Las estimaciones anuales de reservas apuntan a atender a la planificación de la compañía, a la legislación de los países donde Petrobras posee concesiones y otros tipos de contratos de exploración y producción de petróleo y a las reglas de las bolsas de valores donde acciones de la compañía son negociadas.



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PPOOLÍLÍTTIICCAASS



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2 POLÍTICAS

1) Las estimaciones de reservas se hacen basadas en el cumplimiento de los contratos de E&P vigentes en cada país donde Petrobras actúa.

2) Las estimaciones de reservas se hacen de acuerdo con las legislaciones vigentes en cada país donde Petrobras actúa.

3) Las reservas de Petrobras son estimadas según dos criterios:

a) "Society of Petroleum Engineers" (SPE);b) "Securities and Exchange Commission" (SEC);

para: petróleo, condensado y gas natural - asociado y no asociado.

4) En el caso de países, donde Petrobras actúa, que exijan estimaciones según criterios y/o tipo de fluidos diferentes de los citados arriba, la Unidad de Negocios local también estimará las reservas según estos criterios y/o fluidos.

(31/12).

5) Las estimaciones de reservas tienen como fecha de referencia el día 31 de diciembre

6) Petrobras tiene únicamente un solo Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas, que utiliza las mejores prácticas de la industria de petróleo y se aplica en todas sus Unidades.

7) Petrobras, en el nivel corporativo, audita internamente las estimaciones de reservas realizadas por sus Unidades de Negocio.

8) El proceso y el resultado de la estimativa de reservas de Petrobras son sometidos a auditoria externa contable.

9) Las reservas de Petrobras son certificadas por empresas independientes y reconocida internacionalmente por el mercado.



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DDIIRERECCTRTRIICESCES



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3 DIRECTRICES1) Las estimaciones de reservas, según los criterios SPE e SEC,

deberán estar disponibles provisoriamente hasta el 15/12, del año de referencia, o el primer día hábil subsiguiente; y deben ser oficializadas y puestas a disposición en la sede de la corporación, en las respectivas áreas técnicas, hasta el 10/01 del año subsiguiente al año de referencia.

2) Las Áreas de Negocios E&P e Internacional envían a la DE la solicitud de autorización para la divulgación de las estimaciones de reservas hasta el 12/01 del año subsiguiente al de referencia.

3) Las Áreas de Negocios E&P e Internacional, a través de sus Unidades de Negocios locales, envían las informaciones de sus estimaciones de reservas a los órganos reguladores y/o gubernamentales, cuando fuere requerido por la legislación del país, en las fechas preestablecidas relativas a los contratos de Exploración y Producción donde Petrobras es operadora.

4) Las estimaciones de reservas, SPE y SEC, para las clases de reservas PROBADAs desarrolladas y PROBADAs no desarrolladas deberán ser analizadas por proyectos económicamente viables y fundamentadas, obligatoriamente, por análisis económicos, de acuerdo al modelo de la compañía y según los criterios tributarios de los países, en los cuales, cuyo contrato de Exploración y Producción se localiza. Para las clases de reserva probable y posible deben ser seguidas las orientaciones de las Áreas de Negocios de E&P e Internacional.

5) Petrobras certificará, dentro de los plazos establecidos corporativamente, por lo menos 90% de las reservas probadas de las áreas en que ella es operadora, según los criterios de estimaciones de la SEC. La certificación de reservas según las recomendaciones de la SPE será realizada siempre que haya interés de la compañía o que sea exigido por la legislación del país donde Petrobras actúe.

6) Petrobras divulgará para el público externo las informaciones de reservas probadas totales estimadas según los criterios de la SPE y de la SEC, salvo cuando la legislación del país exija informaciones de clases de reservas adicionales.

7) Las informaciones de reservas serán divulgadas utilizándose unidades estandarizadas. En caso que sea necesario informar volúmenes de reservas estimados en unidades diferentes de las estandarizadas, deben ser aplicados los criterios de conversión establecidos en el Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas. Las unidades que serán utilizadas en los informes externos se definen a continuación:

a) crudo – millares de millones de barriles (B bbl)b) gas natural – billones de pies cúbicos (Tcf)c) crudo equivalente – millares de millones de barriles (B boe) Referente a las abreviaturas, se considera:MM = 106

B = 109

T = 1012



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MMAANNUUALAL DEDE PPRROOCEDIMIECEDIMIENNTTOOSS

PPARARTTEE 11


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4 INTRODUCCIÓN

Las reservas de óleo1 son los activos más importantes de cualquier compañía que se proponga actuar de forma competitiva en el segmento de Exploración y Producción (E&P). A partir de estas reservas se construye una buena parte de la percepción de valor de mercado de una compañía, pues, de acuerdo con la cartera perteneciente a una empresa dada, los analistas preparan los pronósticos que orientarán las decisiones de los posibles inversionistas. Sin embargo, grandes incertidumbres cercan las cifras presentadas sobre los volúmenes considerados recuperables de un determinado campo productor de óleo, al ser estimados partiendo de modelos que, por definición, constituyen apenas una simplificación de la realidad en las cuencas productoras de óleo.

De esta forma, es imperativo establecer criterios bien definidos para estimar los volúmenes de crudo recuperables de los campos productores, en la tentativa de formalizar y uniformizar las prácticas adoptadas en PETROBRAS, tanto en Brasil como en el exterior. Estos procedimientos deberán ser utilizados en todos los campos donde PETROBRAS tenga participación en las reservas de óleo, de acuerdo con el contrato vigente y las leyes a las cuales la empresa está sometida.

El presente manual establece un sistema de reglas e instrucciones para tratar la estimativa de reservas de PETROBRAS; establece la nomenclatura y define los diversos términos relacionados a las reservas de óleo; indica métodos y determina condiciones básicas que rigen el proceso.

Las instrucciones revisadas presentadas en este texto substituyen inmediatamente cualquier instrucción anterior. Este manual presenta contenido suficiente para cubrir la mayoría de las condiciones conceptuales posibles. Las situaciones no contempladas en este documento deben ser informadas a los miembros del Grupo de Revisión de Reservas para análisis.

En la elaboración de estas directivas, siguiendo la tendencia de la industria petrolera mundial, fueron utilizados como base los criterios de clasificación de reservas elaborados en 1997, actualizados en 2000, por la “Society of Petroleum Engineers” (SPE), “World Petroleum Congress”(WPC) y la “American Association of

Petroleum Geologists” (AAPG). También son utilizados los

criterios de clasificación de la “U.S. Securities and Exchange Commission” (SEC).

Este manual deberá ser revisado periódicamente de acuerdo a las políticas y las directrices de la compañía.


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1 El término crudo se refiere a los fluidos crudo, gas y condensado.



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5 DEFINICIONESA continuación algunas definiciones de términos ampliamente utilizados en

la industria petrolífera mundial. Para estos términos fueron utilizadas como base las definiciones de la ”Society of Petroleum Engineers” (SPE)2.

1. PETRÓLEO – se refiere a la ocurrencia natural de líquidos y gases que están constituidos predominantemente de hidrocarburos. El crudo puede también contener compuestos que no son hidrocarburos, en los cuales átomos de azufre, oxígeno y/o nitrógeno se combinan con el carbono y/o hidrógeno formando, por ejemplo, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, entre otros. Puede ser utilizado también el término hidrocarburos como sinónimo de petróleo.

2. CRUDO – porción del petróleo existente en la fase líquida en las condiciones originales del reservorio y que permanece líquida en las condiciones de presión y temperatura de superficie. Posee viscosidad menor o igual a 10.000 centipoise (cp), medida en las condiciones de temperatura original del yacimiento y presión de superficie. Según el criterio adoptado por la OLADE3 se puede clasificar el crudo como:

Leve Grado API igual o superior a 31 gradosMedio Grado API entre 22 y 30,9 gradosPesado Grado API entre 10,1 y 21,9 gradosExtra-pesado Grado API igual o inferior a 10 grados

3. CONDENSADO – fracción de hidrocarburos líquida obtenida a través del paso del gas por el proceso de separación normal de campo, y que permanece en la fase líquida en las condiciones atmosféricas de presión y temperatura.

Para efecto de las informaciones sobre reservas, el condensado recibe el mismo tratamiento y denominación del crudo.

4. LÍQUIDO DE GAS NATURAL (LGN) – son principalmente las fracciones más pesadas del gas natural, obtenidas a través del procesamiento primario del gas en una unidad de procesamiento de gas natural (UPGN), que permanecen en la fase líquida en condiciones especiales de almacenamiento, bajo alta presión y temperatura ambiente. Pueden ser subdivididas en:

4.1. GAS LICUADO DE CRUDO (GLP) – fracciones del LGN compuestas básicamente por propano y butano.

4.2. GASOLINA NATURAL – fracciones del LGN compuestas básicamente por pentano e hidrocarburos superiores.



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2 El documento-base utilizado está en el anexo 3 de este manual.3 OLADE: “Organización Latinoamericana de Energía”.



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5. GAS NATURAL LICUADO (GNL) – gas natural enfriado a temperaturas inferiores a –160°C

160°C para fines de transferencia y almacenamiento como líquido. Está compuesto predominantemente por metano y puede contener cantidades mínimas de etano, propano,nitrógeno o otros componentes normalmente encontrados en el gas natural.

6. GAS NATURAL – porción de petróleo que existe en la fase gaseosa o en solución en el crudo, en las condiciones originales de yacimiento, y que permanece en el estado gaseoso en las condiciones atmosféricas de presión y temperatura.

6.1. GAS ASOCIADO – todo gas natural existente en yacimientos portadores de petróleo.

6.1.1. GAS LIBRE ASOCIADO – es el gas natural libre (capa de gas) que se encuentra en la fase gaseosa, en las condiciones de presión y temperatura originales del reservorio portador de petróleo.

6.1.2. GAS EN SOLUCIÓN ASOCIADO – es el gas natural que se encuentra en solución en el petróleo crudo, en las condiciones de presión y temperatura originales del reservorio portador de petróleo.

6.2. GAS NO ASOCIADO – todo gas natural existente en reservorios no portadores de petróleo.

Observación: Para efecto de estimación de reservas se hace un balance de los diferentes usos del gas natural dentro del campo.

7. BETUMEN – porción del petróleo encontrado en el estado sólido o semisólido en las condiciones de reservorio. En su estado natural contiene azufre, metales y otros compuestos que no son hidrocarburos. Posee una viscosidad superior a 10.000 cp, medida en las condiciones de temperatura original del reservorio y presión de superficie.

8. GILSONITA4 – asfalto natural semejante al crudo extra-pesado, también llamado de asfaltita, “uintaite” o “asphaltum”.

9. PROSPECTO – se refiere a la identificación de una acumulación potencial suficientemente bien definida para soportar una instalación.

10. LEAD – acumulación potencial que aún necesita la incorporación de nuevos datos y/o estudios a fin de clasificarla como un prospecto.



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4 Ver http://zieglerchemical.com/gilsonit.htm.



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11. PLAY – acumulación potencial, pero que necesita de adquisición de datos y/o evaluación para definir “leads” específicos o prospectos.

12. BLOQUE – parte de una cuenca sedimentaria con superficie poligonal definida por las coordenadas geográficas de sus vértices, donde pueden ser desarrolladas actividades de exploración y producción de óleo.

13. CAMPO – conjunto de una o más acumulaciones de hidrocarburos localizadas en una misma configuración física geológica estructural y/o bajo la misma condición estratigráfica. Puede haber uno o más reservorios en el campo separados verticalmente por rocas impermeables, o lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.

14. RESERVORIO – formación rocosa permeable, porosa o fracturada en sub-superficie. Puede contener cantidades de crudo o agua atrapada; y puede estar rodeado por capas de rocas poco o casi totalmente impermeables. Se caracteriza por un sistema de presión único.

15. ZONA – unidad básica del proceso de zonificación de un campo en el modelo estático. Se define como una capa, o conjunto de capas correlacionables, conteniendo petróleo o agua. Una zona se caracteriza por presentar continuidad estratigráfica entre sus capas, aunque estas puedan estar compartimentadas (no comunicadas) debido a procesos estructurales y/o diagenéticos posteriores. Así, dos capas discontinuas estratigráficamente (separadas por capa impermeable) son dos zonas independientes. Si, entretanto, la discontinuidad desaparece en algún punto de la acumulación, estas capas deben ser consideradas dos sub-zonas.

16. SUB-ZONA – subdivisión de la zona hecha con el objetivo de caracterizarla mejor, basada en diferenciaciones representables en mapas de características litológicas.

17. ZONA-BLOQUE – una parte destacada de una zona, perteneciente a un campo, delimitada por discontinuidades estructurales, faciológicas o diagenéticas.

18. SUBZONA-BLOQUE – una parte destacada de una sub-zona, perteneciente a un campo, delimitada por discontinuidades estructurales, faciológicas o diagenéticas.

19. ZONA DE PRODUCCIÓN O RESERVORIO– conjunto de rocas permoporosas de un sistema hidráulico, conteniendo petróleo en fase continua, dentro de un mismo campo.

20. PAQUETES DE RESERVORIOS– conjunto de reservorio agrupados debido a la imposibilidad de representación en mapas individualizados o debido a motivos



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técnico-económicos. En este caso, se considera el paquete de reservorios como una zona de producción.


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21. RADIO DE DRENAJE O DE INFLUENCIA – radio de un círculo de área equivalente al área de drenaje o de influencia de un pozo en régimen de producción (seudo-permanente o permanente). De modo simplificado, equivale a la mitad de la distancia entre los pozos productores, o sea, la mitad del intervalo entre los pozos (“offset”).

22. RADIO DE INVESTIGACIÓN – radio del área investigada durante una prueba de formación en régimen transitorio, admitiéndose flujo radial.

23. INTERVALO O DISTANCIA ENTRE POZOS (“OFFSET”) – representa el distanciamiento previsto para la malla de drenaje para la producción del campo. Este intervalo debe estar basado en datos técnicos del campo o del distanciamiento utilizado en campos productores que presentan características similares al campo siendo analizado.

24. RECUPERACIÓN PRIMARIA – extracción de hidrocarburos líquidos o gas natural de reservorios utilizando solamente su energía natural (capa de gas, gas en solución, o influjo de agua).

25. RECUPERACIÓN SECUNDARIA – extracción de volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos o gas natural a través de sistemas de mantenimiento de presión en el reservorio, tales como inyección de agua, o inyección de gas. El método de recuperación secundaria puede ser implementado directamente en un reservorio sin que haya sido utilizado el sistema de recuperación primaria.

26. RECUPERACIÓN MEJORADA, ESPECIAL O SUPLEMENTARIA (“EOR – Enhanced oil recovery”) – extracción de volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos o gas natural usando otros métodos de recuperación además de la extracción natural o el mantenimiento de presión. El método de recuperación terciaria puede ser implementado directamente en un reservorio sin que hayan sido utilizados los sistemas de recuperación primaria o secundaria. Este método emplea técnicas más sofisticadas para alterar una o más propiedades del petróleo como, por ejemplo, la reducción de la tensión superficial entre los fluidos del reservorio y el fluido inyectado, a través de la inyección de fluidos miscibles con el petróleo del reservorio reservorio Los fluidos que pueden ser inyectados para desplazamiento miscible son, preferentemente, el dióxido de carbono, el gas natural y el nitrógeno.



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5.1 RECURSOS PETROLÍFEROS

RECURSOS PETROLÍFEROS – cantidad de petróleo que se estima existir originalmente en acumulaciones descubiertas o no.

1. SOBRE LA COMPROBACIÓN DE LA EXISTENCIA

1.1. RECURSOS PETROLÍFEROS DESCUBIERTOS – recursos petrolíferos que se cree existir en los yacimientos comprobados a través de perforación de pozos.

1.2. RECURSOS PETROLÍFEROS NO DESCUBIERTOS – recursos petrolíferos que se cree existir en acumulaciones no descubiertas de cuencas aún no productoras o en áreas inexploradas de cuencas productoras.

2. SOBRE EL FLUIDO

2.1. RECURSO PETROLÍFERO PRINCIPAL – el principal recurso petrolífero de un reservorio se define como el fluido sobre cuya producción se saca el mayor provecho económico, pudiendo ser tanto el crudo como el gas o el condensado contenido en el reservorio.

2.2. RECURSO PETROLÍFERO SECUNDARIO – el recurso petrolífero secundario de un reservorio se define como el fluido obtenido como subproducto durante la producción de otro recurso sobre el cual se saca el mayor provecho económico. Él puede ser gas libre asociado (capa de gas) o el gas en solución asociado en los reservorios productores de crudo o el condensado o, aún, el propio crudo en los reservorios cuya producción de gas se muestra como la de mayor provecho económico.

3. SOBRE LA PROPIEDAD

El término P ropio (a) cuando se usa para calificar reservas de petróleo significará la parte de PETROBRAS, en cada asociación, de acuerdo al contrato.

5.2 VOLUMEN ORIGINAL DE LOS RECURSOS PETROLÍFEROS

VOLUMEN ORIGINAL – el volumen “in place” o volumen “in situ” - volumen de petróleo, inicialmente contenido en una acumulación, descubierta o no, expresado en las condiciones básicas.

1. VOLUMEN ORIGINAL DESCUBIERTO – volumen de petróleo, expresado en las



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condiciones básicas, inicialmente contenido en un yacimiento.



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2. VOLUMEN ORIGINAL POTENCIAL – volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, que se cree que existe en acumulaciones no descubiertas de cuencas aún no productoras o en áreas inexploradas de las cuencas productoras, inferido con base en criterios geológicos y estadísticos en la época de la evaluación.

5.3 VOLUMEN RECUPERABLE

VOLUMEN RECUPERABLE – volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, que podrá ser obtenido como resultado de la producción de una acumulación descubierta o no, a partir de las condiciones iniciales hasta su abandono.

1. VOLUMEN RECUPERABLE DESCUBIERTO – volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, que podrá ser obtenido como resultado de la producción de un yacimiento, desde el comienzo previsto para su producción hasta su abandono.

2. VOLUMEN RECUPERABLE POTENCIAL – volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, que se espera recuperar del volumen original potencial, desde el comienzo previsto para su producción hasta su abandono.

5.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA, INYECCIÓN Y STOCK

1. PRODUCCIÓN ACUMULADA DE CRUDO, CONDENSADO Y GAS NATURAL – volumen de CRUDO, condensado o gas natural, expresado en las condiciones básicas, producido a partir del reservorio hasta la época de la evaluación.

2. INYECCIÓN ACUMULADA DE GAS – volumen de gas, expresado en las condiciones básicas, inyectado en el reservorio hasta la época de la evaluación.

3. STOCK DE GAS – volumen de gas inyectado, expresado en las condiciones básicas, que permaneció en el reservorio hasta la época de la evaluación.

4. RETIRADO DEL STOCK – volumen de gas natural, expresado en las condiciones básicas, que fue extraído del volumen inyectado en el reservorio hasta la época de la evaluación. Será considerado que preferentemente será producido el gas del stock o el gas inyectado para efectos de estimativa en este manual de procedimientos.

5. GAS PERDIDO – volumen de gas, expresado en las condiciones básicas, ventilado hacia la atmósfera o quemado para fines no energéticos.



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6. GAS CONSUMIDO – volumen de gas, expresado en las condiciones básicas, utilizado como substituto energético en el campo. Si el gas consumido fuere oriundo del propio campo, él es contabilizado como reserva; en caso contrario, no es contabilizado en la estimativa de reserva.

7. GAS TRANSFORMADO – volumen de gas, expresado en las condiciones básicas, utilizado como insumo en las Unidades de Procesamiento de Gas Natural (UPGN). Este volumen ya está considerado en la estimativa de reservas ya que la estimativa se hace en función del poder calorífico del gas natural.



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5.5 FACTOR DE RECUPERACIÓN

FACTOR DE RECUPERACIÓN - razón entre la producción de petróleo prevista de un determinado reservorio y su “volumen in situ” original.

1. ACTUAL – razón entre la producción acumulada de petróleo de un determinado reservorio y su “volumen in situ” original.

2. FINAL – razón entre la producción acumulada final de petróleo de un determinado reservorio y su “volumen in situ” original, calculado al final de la vida útil del campo, ya sea por su abandono técnico-económico o por el término de la concesión, lo que ocurra primero.

5.6 POTENCIAL Y CAPACIDAD INSTALADA DE PRODUCCIÓN DE LGN A TRAVÉS DE UNIDADES DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL

1. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DE LGN - volumen de líquido, expresado en las condiciones básicas, que se cree que puede ser extraído de las reservas de gas natural a través de las unidades de proceso, en la época de la evaluación.

2. CAPACIDAD INSTALADA DE PRODUCCIÓN DE LGN - volumen de líquido, expresado en las condiciones básicas, que podrá ser extraído económicamente de las reservas de gas natural a través de las unidades de proceso ya instaladas, en la época de la evaluación.



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6 CONDICIONES BÁSICAS

En PETROBRAS, las reservas de crudo, condensado y gas natural se estiman en las siguientes condiciones:

6.1 PRESIÓN ABSOLUTA

1 atm abs = 1,0332 kgf/cm2 abs = 14,7 psia

6.2 TEMPERATURA

20 grados Celsius = 68 grados Fahrenheit

El potencial y la capacidad instalada de producción de LGN a través de las unidades de procesamiento de gas natural son estimados en las siguientes condiciones:

1. PRESIÓN ABSOLUTA

10 atm abs = 10,332 kgf/cm2 abs = 147 psia

2. TEMPERATURA

20 grados Celsius = 68 grados Fahrenheit



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7 CONVERSIÓN DE UNIDADES - FACTORES

En función de la necesidad de estandarización para las diversas unidades de la compañía, E&P Brasil y Área de Negocios Internacional, los factores de conversión a ser adoptados para líquidos y gases, están en análisis para uniformidad del Sistema Petrobras.



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8 CRITERIOS PARA ESTIMACIONES DE RESERVAS

Como reserva se consideran las cantidades o volúmenes de óleo, recuperables a partir de acumulaciones conocidas de crudo, gas y condensado, bajo condiciones económicas favorables definidas a partir de la fecha de evaluación hasta el fin del contrato de concesión.

Estimaciones de reservas conllevan muchas veces grados de incertidumbre que están relacionados con el nivel de confiabilidad de los datos de geología e ingeniería al momento de la estimación e interpretación. Asociada a las incertidumbres se define, por lo tanto, la clasificación de los volúmenes en reservas probadas, reservas no probadas y recursos. Subclases, para esta clasificación, se definen con base en los grados de incertidumbre asociados, a la evaluación de los datos disponibles y en los factores de riesgos involucrados.

Diversos criterios de clasificación de reservas de petróleo vienen sendo utilizados y divulgados en la tentativa de establecer una uniformidad, o estandarización de las clasificaciones adoptadas por la industria, y calificar los grados de riesgo para cada clase de reserva.

Los estándares de clasificación de reservas de petróleo (clases y subclases) internacionalmente aceptados fueron definidos por organizaciones técnicas, agencias gubernamentales e industria petrolera; y siguen las definiciones establecidas por la “Society of Petroleum Engineers” (SPE), “World Petroleum Congress” (WPC) y “American Association of Petroleum Geologists” (AAPG), “Securities Exchange Commission” (SEC) y agencias reguladoras de la actividad en cada país productor. Las reservas de PETROBRAS deben ser estimadas según las orientaciones de la “Society of Petroleum Engineers” (SPE) y los criterios de la “Securities and Exchange Commission” (SEC).

Las definiciones de la SEC en 1978 e da SPE en 1981 sirven como base para el esfuerzo emprendido a lo largo de 20 años, que culminó con el establecimiento de las definiciones de reservas SPE/WPC/AAPG de 2001 en las categorías probada, probable y posible. Estas definiciones han sido adoptadas por diversas compañías, agencias gubernamentales y países como base técnica para la estimación y clasificación de reservas por todo el mundo.

Además de Brasil, PETROBRAS ha actuado en el segmento de Exploración y Producción de crudo (E&P) en otros países donde también contabiliza reservas de petróleo. Algunos de estos países son Angola, Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos (Golfo do México), Nigeria, Perú y Venezuela.

La TABLA 8-1 presenta un resumen de los sistemas contractuales existentes



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en esos países así como las leyes, o decretos que establecen los criterios de estimativa de reservas.


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País Órgano Fiscalizador do E&P Régimen contractual DocumentosAngola “Sociedade Nacional de

Combustíveis de Angola División de producción Ley No. 13 de Actividades de petróleo del 26 de Agosto de

Argentina Dirección Nacional de Economía deHidrocarburos Concesión Ley de Hidrocarburos No.

17319 del 23 de Junio de Brasil Agência Nacional do Petróleo (ANP) Concesión Decreto ANP No. 9/2000Bolivia Ministerio de Hidrocarburos e

EnergíaConcesión Ley de Hidrocarburos No. 1689

del30 de abril de 1996

ColombiaEmpresa Colombiana de Petróleo(ECOPETROL)Agencia Nacional de Hidrocarburos(ANH)

Contrato de AsociaciónLey No. 20 del 22 de Diciembre de1969, Decretos de Ley No. 2310,2782, 1093 e 1760

Ecuador Dirección Nacional de Hidrocarburos

División de producción, Contrato de Asociación o

Ley de Hidrocarburos No. 2967

EUASecretaria del Interior – Servicio de Gestión Mineral (MMS5) para operaciones offshore

Licencia Proclamación Presidencial No.2.667 de 1945

NigeriaMinisterio de Minas y Energía, con recomendaciones del Consejo de Minería

División de Producción oConcesión

Decreto No. 51 de 1969

Perú Ministerio de Economía y FinanzasMinisterio de Energía y Minas Concesión Ley Orgánica de Hidrocarburos

No.27.337Ven

ezuelaMinisterio de Minas y Energía Servicio y Concesión Ley Orgánica de Hidrocarburos

del13 de Noviembre de 2001

TABLA 8-1 – Legislación aplicable a las estimaciones de Reservas donde PETROBRAS actúa.

En Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) dictaminó a través del decreto no 9 del

21 de enero de 2000 los criterios de estimaciones de volúmenes de petróleo que tiene como base los criterios definidos por la SPE. De acuerdo con la ANP, reservas son recursos descubiertos de petróleo , comercialmente recuperables a partir de una determinada fecha, denominada declaración de comercialidad. La declaración de comercialidad es el momento en que la compañía define ante laANP el interés en desarrollar la descubierta contenida en el área exploratoria.

La ANP permite, también, que sean divulgadas las estimaciones de reservas para el período de producción hasta el final de la vida útil del campo, utilizándose para esto los criterios SPE. Fuera del Brasil, generalmente se usa el período del contrato como límite máximo de tiempo para contabilizar reservas.

En Angola, Sonangol tiene los derechos sobre las áreas concedidas por el Ministerio de Petróleo. Sonangol puede, entonces, negociar y ejecutar los contratos con compañías de petróleo extranjeras.

En Argentina, la Dirección Nacional de Economía de Hidrocarburos, órgano subordinado a la Subsecretaria de Combustibles, a su vez subordinada a la


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Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSIÓN 2004 – Revisión 0Secretaría de Energía,

5 MMS = “Minerals Management Service.”


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es responsable por el control y seguimiento de la ejecución de los planos y programas establecidos por la política nacional6. La declaración de comercialidad también es el momento en que la compañía define ante la Secretaria de Energía que tiene interés en desarrollar el área exploratoria. El período exploratorio puede llegar a 5 años.

En Bolivia, actualmente los contratos (riesgo compartido) tienen la duración de 40 años, pudiendo la fase exploratoria llegar a 14 años. La declaración de comercialidad es el instrumento legal para iniciar las actividades de desarrollo de la producción en un campo. La porción del bloque exploratorio que contiene este campo es entonces delimitada. Las actividades de exploración siguen hasta el final del período legal dentro de la parte exploratoria, o hasta el final del contrato en las áreas de exploración.

En Colombia, actualmente existen dos formas de contrato, el denominado Contrato de Asociación desarrollado por Ecopetrol, que prevé la división de la producción descontándose antes los royalties (regalías), y el pago de impuestos. En los términos del contrato básico del modelo de asociación, implementado primeramente en 1970, todos los riesgos de exploración son de responsabilidad del contratante. Al momento de la declaración de comercialidad, Ecopetrol tiene la opción de entrar en la etapa de desarrollo y producción, efectuando el reembolso de parte de los costos de exploración. Durante esta fase, Ecopetrol debe correr con parte de los gastos de exploración y producción del campo.

Los contratos en vigor a partir de 1º de enero de 2004 están bajo la fiscalización de la ANH y reglamentados por el Decreto de Ley No.1.760. Ecopetrol continua ejerciendo sus derechos sobre los campos cuya operación está regida por los Decretos anteriores al Decreto-Ley No.1.760.

Las propuestas de contratos bajo fiscalización de la ANH contemplan las siguientes modificaciones:

• No hay participación directa del estado, si el estado quiere participar como inversionista en el contrato con la ANH, tendrá que hacerlo a través de la Ecopetrol, y está sujeto a las mismas condiciones de riesgo y recompensa de cualquier inversionista privado.

• El inversionista tiene el derecho sobre toda la producción, descontados los royalties impuestos;

• Al estado cabe la recaudación de los royalties e impuestos. En el caso de lucros extraordinarios, el estado puede solicitar el pago de impuestos adicionales;

• El período de exploración puede continuar hasta el agotamiento del campo.


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En Ecuador, los contratos son ejecutados entre Petroecuador y las compañías de petróleo. El contrato es aprobado por el Ministerio de Minas y Energía y formalmente registrado en

6 http://energia.mecon.ar/home.asp.



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el Registro de Hidrocarburos de la Oficina Nacional de Hidrocarburos. A cada ronda de licitaciones se forma una comisión especial (Comité Especial de Licitaciones o CEL), que es responsable por la aprobación de los documentos de la licitación, evaluación y calificación, y concesión de los contratos.

En Estados Unidos de América, la jurisdicción se divide entre el Gobierno Federal y los Estados. Los recursos naturales son regidos por los Estados dentro de su territorio y mar territorial, mientras al Gobierno Federal cabe la regulación del área de la plataforma continental a partir de 3 millas de la costa (en los casos de Texas y Florida la distancia pasa para 9 millas). A través de la Proclamación Presidencial N° 2667 de 1945, el Gobierno Federal asume el poder sobre el subsuelo y lecho marino de la plataforma continental. Sin embargo, el Acto de Tierras Sumergidas de 1953 garantizó a los Estados los derechos arriba citados sobre la región de hasta 3 millas de la costa. Otras normas que reglamentan la actividad son el Acto de Tierras de la Plataforma Continental (OCSLA) de 1953 y el Código de Reglamentos Federales, en su título 30, partes 250-260. La Secretaría del Interior es la repartición pública responsable por conceder y administrar las operaciones de óleo, y lo hace a través del brazo “offshore” del Servicio de Gestión Mineral (MMS). Los contratos son del tipo concesión y prevén un período de cinco años, extensible por, un máximo, de diez más, y la duración de la concesión de producción perdura mientras haya petróleo siendo producido en cantidades económicamente atrayentes.

En Nigeria, el modelo de división de producción (PSC – Production Sharing Contract) fue iniciado por la NNPC (Compañía Nigeriana Nacional de Petróleo) en 1993 y varios contratos fueron firmados en estas condiciones. En el año de 2000 hubo una licitación donde fueron ofrecidas varias posibilidades de acuerdos para cesión de derechos de exploración de petróleo, incluyendo los contratos de división de la producción. Las licencias son administradas por el Departamento de Recursos Petroleros . PETROBRAS inició su actuación en Nigeria en 1993.

En Perú, una legislación nueva fue aprobada en 1993, bajo el nombre de Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley No. 26.221, de 13 de Agosto de 1993), que ya sufrió algunas alteraciones significativas. En la legislación peruana, los contratos son negociados por Perupetro, compañía nacional, y firmados por los Ministerios de Economía y Finanzas y de Minas y Energía; pueden ser contratos de concesiones, más frecuentes, o contratos de riesgo. Además, no existe en la legislación la previsión de participación estatal. El plazo máximo previsto para la exploración es de siete años, pudiendo ser extendido, en el caso de una descubierta, por cinco años más, para crudo, o diez años, para gas y condensado. El período de producción es el tiempo que resta entre la declaración de comercialidad y el final del plazo de 30 años.

En Venezuela, desde el 1º de enero de 2002, las actividades relativas a hidrocarburos líquidos son reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos, del 13 de noviembre de 2001. En esta ley está establecido que el Estado debe tener participación superior a 50% en las actividades de petróleo, así como da al Ministerio de Minas e Energía el poder de licenciamiento de las operaciones de petróleo, a través de la firma de contratos de concesión. La compañía nacional de Venezuela se llama Petróleos de Venezuela S.A. y es a través de sus subsidiarias que el Estado participa de los contratos. En lo tocante a duración de los contratos, no se especifica el tiempo para la actividad exploratoria, pues el contrato prevé un tiempo total de 25 años, pudiendo



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ser extendido por un máximo de 15 años más.

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E&P-ENGP/RR/DPR JNTER-TEC/PR

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Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSION2004-Revision 0

En los puntos subsecuentes seran descritos ICG criteriCG de Ia SEC y de Ia SPE. Los terminos que pueden causar subjetividad seran interpretados en el Volumen II de este manual y, en Ia descripci6n de los criterios, estaran subrayadCG

7 .

7 Las interpretacicnes tienen cano base el documento 'Division of Corporation Finance: Frequently Requested Accounting and

E&P-ENGP/RR/DPR JNTER-TEC/PR

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Finarcial R<Portirg Jnta'pretations and Guidancedivulgado par Ia s::c enmarzo de a:JOl.



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8.1 U.S. SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION - SEC

Las definiciones de reserva probada adoptadas por la “Securities and Exchange Commission” (SEC)8 en diciembre de 1978 por el ASR (“Accounting Series Release”) nº 257 son del Departamento de Energía de los EUA (U.S. DOE) y están divulgadas en el SFAS (“Statement of Financial Accounting Standards”) nº 259.

8.1.1 Reserva Probada

Constituyen reservas probadas de petróleo los volúmenes estimados de crudo, gas natural y líquido de gas natural que, por el análisis de los datos geológicos y de ingeniería, estos presentan razonable certeza de ser recuperables, en el futuro, a partir de reservorios conocidos bajo cond i c i ones econ ó micas, regl a mentos y m étodos de o peración ex i stentes , o sea, a precios y costos vigentes en la época de la evaluación. Para el análisis económico de reserva solamente puede ser considerado el precio del crudo comercializado en el último día del año fiscal (31 de diciembre)10. El crudo de referencia adoptado en el análisis, con los debidos factores de consistencia11, para valorar el crudo en el análisis económico fue el crudo del tipo Brent. El precio debe ser constante para todo el flujo de caja y alteraciones de precios (P. Ej. : proyecciones o promedios históricos) pueden ser usadas solamente si constaren en los contratos12. La tasa de descuento a ser utilizada en la evaluación económica debe ser de 10% aa13.

Los reservorios son considerados comprobados si la productividad es sustentada por producción actual, o si existe prueba de formación conc l u siv a . El área del reservorio considerada como probada incluye (a) la porción delineada por la perforación y contactos crudo-agua y gas- crudo, (b) porciones adyacentes aún no perforadas, pero que pueden ser consideradas económica m ente productivas basadas en las informaciones de geología e ingeniería. Ante la ausencia de informaciones de contactos de fluidos, la ocurrenc i a inferior conocida de h i drocarburos (L.K.H. – “Lowest Known Occurence of Hidrocarbon”) controla el límite inferior comprobado del reservorio (nivel obtenido de pozos perforados).

Volúmenes que pueden ser producidos económicamente, a través de la aplicación de métodos de recuperación suplementaria, como inyección de fluido, son considerados comprobados cuando probados con éxito por proyecto piloto, o cuando la operación de un proyecto instalado en el reservorio provee datos para análisis de ingeniería que comprueben a su viabilidad económica. Volúmenes provenientes de recursos minerales que sean económicamente viables pueden ser

8 También descrito en el documento “Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant to theFederal Securities Laws and the Energy Policy and Conservation Act of 1975”, regulamento S-X, parte 210, código 4-10.9 Apéndice B del FAS25 (“Financial Accounting Standards”), páginas 309/310 (“Financial Accounting Standard Board” – FASB,



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2002/2003).10 Divulgado no FAS69, página 682, parágrafo 30 a (FASB, 2002/2003). Esta información está contenida en el ASR 253 (FAS69,página 697, párrafo 78).11 Factor de consistencia o “Spread” que ajusta la calidad del crudo a ser evaluado con la calidad del crudo Brent (el crudo Brentpresenta 39,4ºAPI).12 FAS19, página 278 (nota de pié de pagina 12).13 Divulgado en el FAS69, página 686 (FASB, 2002/2003).



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considerados reservas; como, por ejemplo, el volumen de crudo a ser producido a partir del esquisto piro-bituminoso de la Formación Irati (São Mateus do Sul, Paraná, Brasil)14.

En los contratos de división de producción, el gobierno posee los derechos sobre los volúmenes de hidrocarburos presentes en el subsuelo, entretanto, es la empresa contratante que asume todos los costos y riesgos para explorar y desarrollar el área en estudio. Cuando ladescubierta es hecha, el contrato prevé que la contratante puede recuperar sus gastos en exploración y en el desarrollo de la producción (recuperación de costos o “cost oil”). En algunos casos, la recuperación de costos puede llegar a 50% del ingreso generado a partir del volumen de crudo producido en el año; los costos que sobrepasaren este límite deben ser atribuidos en lospróximos ejercicios. El ingreso no destinado a la recuperación de costos, tras la retirada del impuesto a la renta y de la parte destinada al gobierno, se divide entre las contratantes (profit share).

En general, dos métodos se proponen para la estimativa de reservas de crudo, condensado y gas para ese tipo de contrato:

a) Método del “working interest” (WI). En ese método, la estimativa de reservas PROBADAs totales es multiplicada por el WI dispuesto en el contrato de la compañía, exento de cualquier tipo de royalties, aún cuando el pago de los royalties fuere hecho en especie (crudo), de acuerdo con el criterio estipulado por el gobierno.

b) Método del “economic interest”. En ese método, la estimativa de reservas se hace sumándose la participación de la compañía en la recuperación de los costos, de exploración y de producción (“cost oil”), y del “profit share”, que es la parte de la producción que cabe a la empresa después haber sido hecha la división de producción y descontado el impuesto a la renta. Este valor es convertido para volumen utilizándose el precio del crudo comercializado en el último día del año. Por lo tanto, mientras menor sea el precio del óleo, mayores son los volúmenes de reserva contabilizados, y viceversa.

Si el WI fuere diferente del beneficio por derecho de la compañía (“profit entitlement”), el método del “economic interest” es aceptable para la SEC por que presenta valores más próximos al volumen de reservas real que pueden ser monetizadas por la compañía. El uso del método (“economic interest”) también previene la violación del párrafo 10 del FAS69, que prohíbe la divulgación de reservas pertenecientes a terceros.

La reserva probada puede ser dividida en dos clasificaciones:

a) Reserva probada desarrollada - volumen a ser recuperado a través de los pozos existentes con los equipos y métodos operacionales existentes, bajo las condiciones económicas, operacionales, obligaciones contractuales y reglamentaciones gubernamentales vigentes en la época de la evaluación de las reservas. Los incrementos de volúmenes oriundos de métodos de mejoría de



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recuperación son considerados desarrollados

14 Este item se encuentra en análisis y fue incluído en los criterios SEC y SPE/WPC/AAPG debido a la incorporación de reservas de betumen en Canadá en 2003; tanto en CSA (“Canadian Security Administrators”) como en SPE.



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solamente después de la prueba por proyecto piloto o después de la entrada en operación de un proyecto que haya confirmado el aumento de la recuperación de óleo.

b) Reserva probada no desarrollada - volumen a ser recuperado a través de pozos a ser perforados en acumulaciones conocidas en áreas no perforadas, o de pozos existentes con altos costos necesarios para recomp l etar . Las reservas de áreas con perforación futura de pozos para complementación de la malla original o para extensión sólo son contabilizadas como probadas no desarrolladas cuando el área no perforada tenga c o nt i nuidad comprobada con un área probada que ya sea productora. Bajo ninguna circunstancia deben ser considerados los volúmenes asociados a métodos de recuperación suplementarios, a menos que la técnica haya sido probada con éxito en el área y en el mismo reservorio.

La reserva probada total es la suma de la reserva probada desarrollada con la

reserva probada no desarrollada.

La estimativa de reservas probadas no incluye los siguientes casos:

a) Volúmenes de crudo de reservorios conocidos, pero clasificados separadamente como indicativo de reserva adiciona l ;

b) Volúmenes de crudo, gas natural y líquido de gas natural cuya recuperación posee incertidumb r es de geología, de carac t erísticas de r eservorio o de economía ;

c) Volúmenes de crudo, gas natural y líquido de gas natural que pueden ocurrir en prospectos no perforados;

d) Volúmenes de crudo, gas natural y líquido de gas natural que pueden ser recuperados a partir de gilsonita (asfaltita) y otras fuentes.


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8.2 SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS/WORLD PETROLEUM CONGRESS/AMERICAN ASSOCIATION OF PETROLEUM GEOLOGISTS – SPE/WPC/AAPG

La definición de Reserva SPE fue consolidada, en febrero de 2000, partiendo de los documentos existentes sobre clasificación de reservas de los trabajos realizados en 1987. En ellos los tres principales organismos internacionales de las áreas de exploración y producción de petróleo, SPE, WPC e AAPG, aprueban el documento sobre clasificación y definición de recursos petrolíferos – (“Petroleum Resources Classification and Definitions”).

En este texto, se considera que, al mencionar los criterios SPE, estamos utilizando como referencia el documento aprobado por las instituciones arriba. Este documento establece criterios para la clasificación de los recursos en RESERVA, RECURSO CONTINGENTE y RECURSO PROSPECTIVO (TABLA 8-2). Para estas clasificaciones fueron definidos tres grupos para Reserva: Probada (1P), Probada + Probable (2P), y Probada + Probable + Posible (3P); y dos para Recursos: Contingente y Prospectivo, los cuales a su vez fueron subdivididos en Baja, Media y Alta Estimativa.

Clasificación de los volúmenes de óleo Status proyecto Escala de riesgo

VOLU

MEN

TOT

AL D

E CR

UDO

ORIG

INAL

(VOI

P =

VOLU

MEN

DE

CRUD

O IN

PLA

CE)

DESC

UBIE

RTO

COM

ERCI

AL

PRODUCCIÓN EN PRODUCCIÓN

Riesgo menor

Riesgo mayor

RESERVA

PROBADA PROBADA + PROBABLE

PROBADA + PROBABLE + POSIBLE

EN PRODUCCIÓNEN DESARROLLO

EN PLANIFICACIÓN

SUBC

OMER

CIAL

RECURSO CONTINGENTE

BAJA ESTIMATIVA

MEJOR ESTIMATIVA

ALTA ESTIMATIVA

DESARROLLO PENDIENTE

DESARROLLO EN ESPERA

DESARROLLO NO VIABLE

NO RECUPERABLE

NO

DESC

UBIE

RTO RECURSO PROSPECTIVO

BAJA ESTIMATIVA

MEJOR ESTIMATIVA

ALTA ESTIMATIVA

PROSPECTOLEADPLAY

NO RECUPERABLE -


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Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSIÓN 2004 – Revisión 0TABLA 8-2 – Clasificación de reservas SPE/WPC/AAPG


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8.2.1 Reserva Probada

Es el volumen de petróleo de acumu l aciones con o cidas que, por el análisis de los datos de geología e ingenier ía , puede ser estimado con raz o nable certeza de ser com e rcialmente recuperable, bajo condiciones económicas, reglamentos y con métodos de operación vigentes en la época de la evaluación.

Si métodos determinist a s son utilizados, el término razonable certeza expresa el alto grado de confianza de que los volúmenes serán recuperados. Si métodos probabilísticos son utilizados, deberá haber, como mínimo, 90% de probabilidad de que la cantidad a ser recuperada sea igual o mayor que el volumen estimado.

Para el establecimiento de las condiciones económicas a ser utilizadas en la estimativa de las reservas, se debe considerar el histórico de precios de crudo y costos asociados, las obligaciones contractuales, los procedimientos corporativos y las reglamentaciones o normas gubernamentales.

Las reservas son consideradas probadas cuando:

• Los reservorios están en producción comercial o los fluidos en ellos contenidos tienen su existencia probada por pruebas de formación. En este contexto, el término “reserva probada” se refiere a las “reservas de petróleo” y no apenas a los volúmenes relativos a la productividad del pozo o del reservorio.

• Los reservorios, a pesar de no probados, pueden ser considerados evaluados basados en la correlación de perfiles15 o por el análisis de testigos. Esta correlación puede ser (1) vertical: cuando el horizonte en análisis presenta características de perfiles iguales o mejores que otros intervalos probados del mismo pozo; u (2) horizontal: cuando, a pesar de reservorios diferentes, el horizonte en cuestión pertenezca, comprobadamente, a la misma zona estratigráfica, que haya sido probada o que se encuentre en producción en otropozo. En ambos casos, solo se podrá considerar el reservorio evaluado cuando no persistieren dudas con relación al resultado que se obtendría en caso que fuese probado.

• En las dos ocurrencias es necesario considerar las facilidades de proceso y transporte al momento de la estimación, o la razonable expectativa de que tales facilidades vengan a ser instaladas.

El área del reservorio considerada como probada incluye (a) el área de f inida por los pozos perfo r ados y por c onta c tos de fluido s , si existieren; (b) porciones adyacentes del reservorio aún no perforadas, pero que pueden ser consideradas económicamente productivas con base en las informaciones dispon i bl e s de geolog í a e ing e nier í a .


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15 En general, el conjunto básico de perfiles corresponde a: rayos gama, eléctricos (inducción o lateroperfiles), densidad, neutrón. Adicionalmente pueden ser incluidos el sónico y el de resonancia magnética.



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Ante la ausencia de datos sobre el contacto de fluidos, es posible demarcar el límite inferior del reservorio comprobado con base en la estructura más baja de hidrocarburos representada en mapas por los pozos perforados (L.K.H. u o c urren c ia inferior c onocida de hidrocar b u r o s ); o partiendo de datos definitivos de geología o de ingeniería que suministren otro indicativo de límite inferior para el volumen comprobado.

Volúmenes de petróleo pueden ser clasificados como probados si las instalaciones de proceso, transporte y comercialización están operacionales al momento de la estimación o existe razonable certeza de que vengan a ser instaladas. Reservas en lugares no desarrollados pueden ser clasificadas como probadas cuando existe razon a ble certez a de que los sitios serán desarrollados y (1) las localidades se sitúan directamente en el intervalo ( “offset” ) y existe indicación de producción comercial para el reservorio, (2) existe razonable certeza de que las localidades están dentro de los límites comprobados conocidos del reservorio, (3) las localidades están dentro del intervalo adecuado, cuando aplicado.

Reservas asociadas a otras localidades se clasifican como probadas no desarrolladas solamente donde las interpretaciones de geología, ingeniería y datos de pozos indican con razonable certeza que la formación es lateralmente continua y contiene volúmenes comerciales recuperables de crudo en localidades más allá de la línea de intervalo (“offset”).

Volúmenes de petróleo que puedan ser económicamente recuperados debido a la aplicación de métodos de mejoría de recuperación pueden ser clasificados como PROBADOS cuando hubiere:

• Un proyecto piloto probado con éxito, o un programa ya implantado en el mismo reservorio o análogo, con propiedades de roca y fluido similares, desde que esté basado en análisis de ingeniería en el cual el proyecto o programa se basa; y

• Razonable certidumbre de que el proyecto será instalado.

Volúmenes provenientes de recursos minerales que sean económicamente viables pueden ser considerados reservas; como, por ejemplo, el volumen de crudo que será producido a partir del esquisto piro-betuminoso de la Formación Irati (São Mateus do Sul, Paraná - Brasil).

Las RESERVAS PROBADAS pueden ser subdivididas en dos subclases:DESARROLLADA y NO DESARROLLADA.

RESERVA PROBADA DESARROLLADA – corresponde al volumen a ser recuperado a través de los pozos existentes, incluyendo los volúmenes atrás de la co l u mna o “ beh i nd pip e ”. Los incrementos de volúmenes debidos a métodos de mejoría de recuperación son considerados desarrollados solamente después que el



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proyecto ha sido instalado o cuando los costos para concluir su instalación fueren relativamente pequeños. La reserva probada desarrollada puede ser subdividida en PRODUCTORA y NO PRODUCTORA.


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Productora - es el volumen a ser recuperado de intervalos completados y en producción, en la época de la estimativa; no siendo necesario que las instalaciones de producción, transporte y almacenamiento estén en plena operación. Incrementos de volúmenes debidos a métodos de mejoría de recuperación son considerados productores solamente cuando el proyecto esté en operación.

No Productora - es el volumen a ser recuperado de intervalos completados, sin embargo cerrados (debido a las condiciones de mercado, problemas mecánicos o no relacionados al sistema de producción) y “behind pipe” (zonas existentes en los pozos que necesitan ser completadas a futuro o recompletadas para iniciar la producción). Se debe considerar que las inversiones a ser hechas son pequeñas.

RESERVA PROBADA NO DESARROLLADA – es el volumen a ser recuperado cuando hubiere necesidad de:

• Perforación de nuevos pozos en las áreas no drenadas;

• Profundización de pozos existentes para alcanzar reservorios diferentes, que estén posicionados en horizontes estratigráficos inferiores;

• Realización de altas inversiones para recompletar pozos existentes; o instalación de instalaciones de producción y transporte para proyectos primarios o de incremento de recuperación probados por proyectos-piloto en el área;

• Perforación futura de pozos para complementar la malla original o para extensión de esta, en áreas de comprobada continuidad con el área probada ya productora.

8.2.2 Reserva no probada

Corresponde al volumen de petróleo basado en datos de geología y/o ingeniería, similares a los utilizados en la estimación de las reservas probadas, pero que, debido a incertidumbres técnicas, económicas, contractuales o gubernamentales, no puede ser clasificado como reserva probada. Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condici o nes económicas futuras diferentes de aquellas utilizadas para las reservas probadas en la época de la evaluación. La reserva no probada puede ser clasificada como PROBABLE o POSIBLE. Los efectos provenientes de la mejoría de las condiciones económicas y tecnológicas futuras pueden ser expresados por la distribución de reservas para estas clasificaciones.


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Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSIÓN 2004 – Revisión 0Reserv a Probable



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Reservas probables corresponden a las reservas no probadas cuyos datos de ingeniería y geología sugieren mayor riesgo de recuperación con relación a la reserva probada. Al utilizar métodos probabilísticos en el proceso de estimación, se debe considerar la probabilidad de50% (P50) de que el volumen a ser recuperado sea igual o superior a la suma de los volúmenes comprobados y probables estimados.

En general las reservas probables pueden incluir:

• Volúmenes más allá del límite de lo probado, cuando elementos de control de sub-superficie

(datos de geología e ingeniería) fueren inadecuados para clasificarlos como probado.

• Volúmenes en formaciones que parecen ser productoras basado en las características de perfiles de pozos, pero que no poseen datos de testigos, pruebas de formación y correlación con reservorios comprobados en el área.

• Incremento de reserva debido a la reducción del intervalo entre pozos (”infill drilling”), cuyo intervalo entre pozos haya sido aprobado, en la fecha de la estimativa, por el órgano regulador.

• Reservas atribuidas a métodos de recuperación suplementarios que tengan comprobada aplicación comercial cuando (1) el proyecto o el piloto está planeado, pero no en operación; (2) las características de roca, fluido y reservorio parecen favorables a la aplicación comercial.

• Reservas de un área de la formación que parece estar separada de la porción probada por falla y la interpretación geológica indica ser esta área estructuralmente más alta que la probada.

• Reservas atribuidas a futuras reparaciones y limpieza de pozos (“workovers”), tratamientos, cambios de equipos, u otros procedimientos mecánicos, cuando tales procedimientos no hayan sido probados con éxito en pozos que presenten comportamiento similar en reservorios análogos .

• Incremento de reserva en reservorios comprobados productores, donde una interpretación alternativa de desempeño o datos volumétricos indiquen un aumento de reservas.

• Incremento de volumen debido a método de recuperación suplementaria, con el objetivo de ganancia de tecnología, considerado de alto riesgo técnico y económico, aprobado por el órgano regulador, y en implantación.

Reserva Posible

Es el volumen de petróleo no probado, cuyos datos de ingeniería y geología sugieren mayor riesgo en su recuperación con relación a la reserva probable y a la probada. En el caso de utilizarse un abordaje probabilístico, se debe considerar una probabilidad de 10% (P10) de que el volumen a ser recuperado sea igual o superior a la suma de



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los volúmenes probados, probables y posibles estimados.



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En general las reservas posibles pueden incluir:

• Volúmenes más allá del límite probable, cuando e control de sub-superficie (dados de geología e ingeniería) fuere inadecuado para clasificarlos como probables.

• Reservas en formaciones que presentan características que pueden comprobar que son portadoras de hidrocarburos, basadas en correlaciones de perfiles y análisis de testigos, pero que pueden no producir con caudales comerciales.

• Incremento de reserva debido a la reducción de intervalo entre pozos del campo (“infill drilling”) sujeto a incertidumbres técnicas.

• Reservas atribuidas a métodos de recuperación suplementarios cuando el proyecto o el piloto esté planeado, pero no en operación.

• Reservas de un área de la formación que parece estar separada de la porción probada por falla y la interpretación geológica indica ser esta área estructuralmente más baja que la probada.

• Volumen técnicamente recuperable, evaluado individualmente como de alto riesgo económico, sin embargo viable económicamente si es combinado con otros volúmenes que existan o vengan a existir en las proximidades, conforme estrategia de la compañía.

• Volumen descubierto, cuyas evaluaciones del proyecto indican alto riesgo económico, principalmente debido a la falta de mercado, tecnología de transporte o comercialización y costos, según estrategia vigente de la compañía.

• Volumen pequeño, técnicamente recuperable, aislado y sin posibilidad de desarrollo futuro, según estrategia vigente de la compañía.

• Volumen descubierto, pero que debido a las características de roca, fluido, reservorio y localización no posee tecnología de producción.

• Incremento de volumen debido a método de recuperación suplementario, con el objetivo de ganancia de tecnología, considerado de alto riesgo técnico y económico, no aprobado por órgano regulador.

Recurso Contingente

Es el volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, potencialmente recuperable de reservorios conocidos, pero no económicamente explotables en la época de la evaluación, en función de las condiciones técnicas y económicas existentes tales como: aprobación gubernamental para explotación de las reservas, demanda de mercado, precio, tecnología de producción.

Existe especialmente una cierta ambigüedad entre las definiciones de



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recurso contingente y reservas no probadas. Esto refleja la variación de las prácticas aceptadas por la industria. Cuando el grado de comprometimiento no es tal como para esperar que la acumulación



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sea desarrollada y colocada en producción en un período razonable de tiempo, se recomienda clasificar el volumen estimado como recurso contingente.

Recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, acumulaciones que no poseen mercado viable, o en las situaciones cuya recuperación comercial dependa del desarrollo de nuevas tecnologías, o cuya evaluación de la acumulación aún esté en la fase inicial.

Recurso prospectivo

Es el volumen de petróleo, expresado en las condiciones básicas, potencialmente recuperable de reservorios no descubiertos, en la época de la evaluación.



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9 METODOLOGÍA PARA ESTIMACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONTINGENTES

9.1 ABORDAJE DETERMINÍSTICO Y PROBABILÍSTICO

Tanto la metodología probabilística como la determinista son aceptables para la evaluación de reservas. La metodología adoptada se expresará y registrará en los libros de la empresa como un valor único. Todas las estimaciones de reservas, independientemente de sus cálculos, deberán estar fundamentadas en sólida información de ingeniería y geología, y respaldadas mediante documentación propia para que sean auditadas.

La estimación de reservas por el método determinístico utiliza valores únicos (“la mejor estimativa”) en las ecuaciones volumétricas (o en los cálculos de la declinación) para cada uno de los parámetros del reservorio. Esto resulta en la estimativa de un único volumen de hidrocarburos recuperables.

El método probabilístico utiliza rangos y diferentes grados de certeza para cada uno de los parámetros utilizados en el cálculo de reservas, sometiendo la confiabilidad de cada parámetro a análisis. Los métodos probabilísticos como la simulación de Monte Carlo o los árboles de decisión se utilizan para desarrollar la función reserva-probabilidad. La representación gráfica “reservas vs. probabilidad acumulada” es útil para registrar los valores específicos de reservas en las categorías correspondientes.

El profesional responsable escogerá entre las dos técnicas la más apropiada para la evaluación de las reservas en cuestión.

La introducción de la teoría de estimativa de reservas con abordaje probabilístico está descrita junto con los estudios de caso en el anexo de este manual.


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Probabilístico Determinístico

Campos con poco histórico de producción o incertidumbre en los parámetros básicos de cálculo (porosidad, permeabilidad, saturación, área de drenaje, etc.).

Campos con históricos de producción que indican la proximidad del final de su vida útil.

Cuando no se conoce el mecanismo de drenaje: puede tratarse de una simple expansión monofásica o de un fuerte influjo de agua. Se necesita de más histórico de producción para refinar el factor de recuperación.

Cuando la única incertidumbre importante es el área, se puede usar L.K.H. para Probadas, adicionar un espesor para Probables e utilizar el HKW16 o punto de fuga (“Spill Point” ) para las Posibles.

Curva de declinación imprecisa dificultando la extrapolación de la producción o cambios abruptos recientes en el estándar de declinación.

Cuando la extrapolación de la curva de producción presenta poca incertidumbre y las situaciones extremas llevan a resultados semejantes.

Comienza a responder a la inyección de agua; pero el histórico de producción es insuficiente para un buen pronóstico. Se pueden considerar diferentes escenarios.

El total de reservas involucradas es pequeño. No se justifica el tiempo necesario para realizar el análisis probabilístico.

TABLA 9-1 - Principios para la utilización de los abordajes en la estimación de reservas.

16 HKW = “Highest Known Structural Occurence of Water” (ocurrencia superior conocida de agua, obtenida a


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Manual de Procedimientos de Estimativa de Reservas del Sistema PETROBRAS VERSIÓN 2004 – Revisión 0través de pozo perforado).



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9.2 MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONTINGENTES

Los siguientes métodos pueden ser empleados para la estimación de reservas y recursos contingentes:

9.2.1 Métodos análogos

Métodos análogos son utilizados, generalmente, para estimar la recuperación de prospectos aún no perforados y para complementación de los métodos de estimativa de reservas al comienzo de las etapas de desarrollo y producción. Estos métodos también pueden ser utilizados para estimar recursos contingentes en pozos exploratorios.

La metodología está basada en la hipótesis de que los reservorios o pozos análogos sean comparables al reservorio o pozo en cuestión, con relación a los aspectos que controlan la recuperación de crudo y/o gas. La fragilidad del método está en la incertidumbre asociada a esta hipótesis, y sólo puede ser disminuida cuando el reservorio en cuestión haya estado en producción por tiempo suficiente para que sea posible estimar sus reservas con base en métodos volumétricos o de rendimiento.

Los reservorios pueden ser similares con relación a:

• Configuración estructural,• Litología y ambiente de deposición,• Naturaleza y grado de heterogeneidad principal,• Espesor promedio y razón “net-to-gross”17,• Petrofísica del sistema roca / fluido,• Temperatura y presión iniciales,• Propiedades del fluido y mecanismo de producción,• Relación espacial entre gas libre, crudo y acuífero en las condiciones iniciales,• Intervalo entre pozos.

Raramente se observa similitud en todas estas condiciones existiendo necesidad de promover ajustes para compensar eventuales diferencias.

Existen dos categorías de métodos análogos: analíticos y estadísticos.

Los analíticos incluyen el uso del factor de recuperación y de la fracción recuperada de los reservorios análogos para estimar el factor de recuperación del reservorio en estudio. El factor de recuperación se calcula por el cociente entre el volumen recuperable y el volumen original, y la fracción recuperada representa el porcentual del fluido original que fue producido hasta un determinado instante.



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17 “Net-to-gross” = relación entre espesores permeables / porosos y el espesor total contenido en el intervalo considerado.



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Los métodos estadísticos utilizan la recuperación de crudo o gas obtenida en pozos análogos situados en el mismo contexto de producción o en ambientes geológicos semejantes para estimar la recuperación de los pozos en estudio. La similitud entre los pozos engloba el completar el pozo, procedimientos de estimulación, métodos de producción, AOF18, IP (índice de productividad) para pozos productores de crudo y el límite económico.

9.2.2 Métodos volumétricos

Métodos volumétricos se usan cuando los datos de sub-superficie y de sísmica son suficientes para determinación de la estructura y de la representación en mapas del reservorio. Los objetivos de la representación en mapas son (a) estimación del crudo, condensado y/o gas inicialmente “in place” y (b) extensión del área de desarrollo del campo. La fracción del crudo, condensado y/o gas comercialmente recuperable puede ser estimada usando la combinación de métodos análogos y simulación de reservorios.

El método volumétrico provee una estimación razonable de crudo, condensado y/o gas inicialmente “in place” en áreas con facciones geológicas no muy complicadas aún con escaso control de sub-superficie. En situaciones geológicas complejas, caracterizadas por fallas y/o por estratigrafía compleja, la precisión en las estimaciones volumétricas solo se alcanza cuando el campo está casi totalmente desarrollado.

9.2.3 Métodos de desempeño

Se utilizan en campos, reservorios, o en pozos que hayan estado en producción por un período largo lo suficiente como para que se pueda identificar una tendencia en los datos de presión y/o producción. El análisis del histórico de producción (presión y producción de crudo, agua y gas) permite estimar crudo, condensado y/o gas inicialmente “in place” y producción futura. Este análisis puede involucrar (a) balance de materiales, (b) simulación numérica computacional, (c) análisis de declinación.

9.2.4 Balance de materiales

El término balance de materiales generalmente se refiere a procedimientos computacionales en los cuales se consideran las propiedades de los fluidos y el histórico de presión- producción del reservorio. En este caso, el reservorio es tratado como un “tanque” con propiedades permeables y porosas medias constantes. Las ecuaciones de balance de materiales permiten el cálculo de los volúmenes de crudo, condensado y/o gas “in place”, y la determinación del mecanismo de producción.



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18 AOF = “Absolute Open Flow Potential”. Es una prueba de producción que evalúa el máximo caudal que un pozo localizado en reservorio de gas podría asegurar si fuese posible mantener la presión atmosférica en la profundidad promedio de los intervalos cañoneados.



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9.2.5 Simulación numérica computacional

La simulación numérica computacional puede ser considerada como la forma de análisis en la cual se considera la distribución espacial de la roca, del fluido y de las propiedades roca / fluido en el reservorio. El sistema reservorio es representado por un modelo de flujo subdividido en células que componen el “grid” de simulación. El modelo computacional puede ser usado para calcular crudo, condensado y/o gas “in place”, para combinar el histórico de producción y desempeño observados, y para prever caudales de producción futuros.

9.2.6 Análisis de declinación y desempeño

Los análisis de declinación y desempeño generalmente se utilizan en campos maduros cuando se observa una clara tendencia de desempeño en los pozos del reservorio. Los procedimientos de análisis pueden ser considerados bajo dos aspectos: (a) análisis de tendencia de los indicadores de desempeño y (b) análisis de declinación de producción.

El término “análisis de declinación de producción” se refiere al análisis de la tendencia de declinación de los caudales de producción de crudo, condensado o gas versus tiempo o versus producción acumulada para estimar reservas.

La declinación de producción presenta básicamente tres tipos de comportamiento: el armónico, el hiperbólico y el exponencial.

La declinación armónica presenta tasas de declinación decrecientes a lo largo del tiempo, por lo tanto un tipo de declinación extremamente favorable, pero raramente observado, a excepción de ciertas fases de la vida productiva de reservorios con mecanismo acentuado de influjo de agua.

Por otro lado, la denominada declinación exponencial presenta tasas constantes, por lo tanto un caso bastante desfavorable. Normalmente ocurre en reservorios o pozos que producen por mecanismo de gas en solución, o al final de la vida productiva de reservorios con otros mecanismos de producción.

reservorios.

La declinación hiperbólica es un caso intermediario que ocurre en la mayoría de los

Dependiendo del mecanismo de producción operante, sin embargo, puede ser posible estimar reservas de pozos individuales antes que haya declinación de la producción. Este procedimiento, llamado análisis de tendencia de desempeño, involucra el análisis de indicadores de desempeño que, dependiendo del tipo de reservorio y mecanismo de producción, incluyen, entre otros:

• Razón agua-petróleo,• Razón agua-gas,• Razón gas-petróleo,• Razón condensado-gas,• Presión de fondo de pozo.


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En reservorios de petróleo cuyo mecanismo de producción es el gas en solución, la recuperación final de crudo puede ser determinada en un gráfico Gp (gas producido acumulado) versus Np (crudo producido acumulado). La extrapolación de la tendencia observada para el crecimiento de Gp hasta el valor de Gsi (gas inicialmente en solución “in place”) provee la recuperación final de crudo.

De modo similar, en reservorios sujetos a la inyección de agua, un gráfico de caudal de crudo versus Np permite determinar la recuperación final de crudo con base en criterios de economía (caudal de crudo en la condición económica límite).



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10 INDICADORES RELACIONADOS

Abajo presentamos los indicadores asociados a las reservas.

10.1 COSTO DE APROPIACIÓN DE RESERVAS (“Finding and development cost” - F&DC)

Definición: Es el promedio móvil de un período de 5 años de la relación entre la Inversión de Exploración y Producción en el período y la Variación del Volumen Recuperable Comprobado de petróleo equivalente en cada año del período.

Unidad: US$/boe Periodicidad: Anual

Objetivo: Indicar el costo promedio de reposición de las reservas.

Fórmula:

[ Inversión ( Exploración + Producción ) ] período

F&DC = ———————————————————————————

apropiación de reservas período

apropiación de reservas período = [var. res. PVD + (producción – inyección)] períodovar. res. PVD = Reserva PVD Actual – Reserva PVD del año Anterior

10.2 ÍNDICE DE REPOSICIÓN DE RESERVAS (IRR)

Definición: Relación entre la variación de los volúmenes recuperables de crudo equivalente entre dos períodos y la producción líquida en términos de petróleo equivalente de este período.

Unidad: tasa Periodicidad: Anual

Objetivo: Hacer seguimiento de la variación de los volúmenes recuperables. Ese indicador debe ser analizado para un período, observándose el comportamiento de la



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producción en este intervalo para obtenerse una evaluación correcta de la variación de las reservas de la compañía.

Fórmula:

apropiación de reservas períodoIRR = ——————————————————————

[ (Producción – Inyección) ] período



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10.3 RELACIÓN RESERVA PRODUCCIÓN (R / P)

Definición: Relación entre la reserva probada de petróleo equivalente al cierre de un período y la producción líquida en términos de petróleo equivalente de este período.

Unidad: Año Periodicidad: Anual

Objetivo: Presentar una estimación de vida útil de las reservas de la compañía, en caso que se mantenga el actual nivel de producción.

Fórmula:

Reserva ProbadaR/P = —————————————————

[ (Producción – Inyección) ] período

10.4 RESERVA PROBADA (Res_PVD)

Definición: Es el volumen de hidrocarburos, de reservorios conocidos, que, a través del análisis de los datos de geología e ingeniería, puede ser estimado con razonable certidumbre de ser recuperable comercialmente, bajo las condiciones económicas, reglamentos y con métodos de operación vigentes en la época de la evaluación, según los criterios de estimación de reservas definidos.

Unidad: Millón de boe Periodicidad: Anual

Objetivo: Indicar el volumen de las reservas probadas de petróleo equivalente en 31 de diciembre del año de referencia.



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11 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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