domingo, 26 de diciembre de 2010

Discrepancia en el cálculo de reservas de hidrocarburos-Campo Tupi-Brasil


Mapa generalizado del campo Tupi (publicado por “SUBSEAIQ”) en la margen continental de Brasil, Cuenca de Santos, área del alto subsalino de Sao Paulo Plateau.
Petrobras y BG han publicado

anuncios, en días recientes, relacionados al campo Tupi, corroborando o aclarando la cantidad de: “recoverable oil equivalent” o “certify resources”. Ésta última connotación de “resources” la explican como: “the aggregate of proved and probable reserves and discovered resources”.
De acuerdo a los anuncios de las empresas las diferencias de estimativos son muy grandes y varían desde “2,7 BBOE” a “5-8 BBOE” (billones de barriles de petróleo equivalente). Tenemos que decir que cualquier valor de estos es en general bastante considerable para el tamaño de un campo.


Aunque la discrepancia absoluta es muy grande, estas diferencias y en este rango no son sorprendentes para el presente caso de calcular reservas de un campo que no está en producción sino que se está en exploración y en proceso de ponerlo en explotación.

El cálculo de la cantidad de “RESERVAS RECUPERABLES” no es una ciencia exacta y depende de muchos factores que en muchos casos se obtienen extrapolando información pues como no hay muchos pozos las extrapolaciones son de carácter subjetivo.

Las reservas de los yacimientos dependen directamente de los siguientes factores que son: la extensión del yacimiento o área de drenado, la porosidad del reservorio, la saturación de aceite y la columna neta impreganda de hidrocarburos. También depende entre otras cosas de la presión del yacimiento, la viscosidad del crudo y el mecanismo de recuperación de yacimiento.

Es obio que en muchos casos en un yacimiento que en principio es bastante extenso y que solo existen unos cuantos pozos de confirmación con algunas pruebas de producción, la mayoría de los datos para el cálculo total de las reservas del campo van a tener que ser deducidos de los mapas geológicos/geofísicos y obtenidos mediante extrapolación/estimación. Esto hace que los datos sean bastante subjetivos.

En cuencas donde tengamos ya muchos campos en producción es posible obtener de los campos que han producido hidrocarburos el “factor de riqueza”. Este factor nos proporciona la cantidad de hidrocarburos que recupera un yacimiento por unidad de extensión y espesor. Sin embargo en áreas totalmente nuevas no podemos obtener este factor.

Existe otro hecho que ha ocurrido en el cálculo de las reservas y es cuando se habla de reservas que no sean “probadas” se han utilizado, por muchos años, con intereses políticos debido a que precisamente existe un rango mínimo a máximo de acuerdo a como se calcule ya sea más o menos optimístico.


Recientes modelos de cálculo de reservas donde se utilizan no solo sistemas determinísticos sino probabilísticos pareciera que nos diera valores mas exactos o correctos, pero la realidad es que aún usando estos modelos con infinidad de cálculos/iteraciones la base de la información es asumida o extrapolada lo cual no nos da más precisión intrínseca al cálculo.

Es muy obio que necesitamos un valor que nos de la confianza necesaria para efectuar los cálculos de inversión/desarrollo del yacimiento y por supuesto llegar a calcular la potencial ganancia que se tendría con la explotación de las reservas de hidrocarburos a desarrollar. Sin embargo se pueden presentar grandes diferencias en el cálculo de reservas recuperables en campos a desarrollar, sobretodo cuando de pasa de reservas probadas a no-probadas o probables.

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