Certificacion y Reservas, y el Proyecto Magna Reserva

Para conocer como se determina la Reserva Petrolera es tambien preciso definir lo que es factor de recobro, POES, cuantificacion y certificacion.

Factor de Recobro

El factor de recuperación o de recobro se calcula en todos los yacimientos del mundo antes de certificar los POES (Petróleo Original en Sitio o el 100% del reservorio total del petroleo) como “reservas”, sean estas reservas probadas (con inversión garantizada), probables o posibles (estas clasificaciones se detallaran mas adelante en este articulo). Jamás se extrae 100 por ciento de un reservorio de crudo. Es técnicamente imposible.[57] 

El factor de recobro Fr se define entonces como la relación expresada en porcentaje que existe, de acuerdo con métodos reconocidos por la industria petrolera, entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo yacimiento.
Teóricamente la fuerza de gravedad puede originar factores de recobro de hasta el 80 %, produciendo el yacimiento a través de pozos localizados en la parte más baja de la estructura. [59]

El factor de recobro se determina de acuerdo al tipo mecanismo de empuje hidrostatico que puede ser lateral o de fondo. [58]

Evolucion del Factor de Reserva (Fr) en las estimaciones de las Reservas de la Faja (FPO):

Historicamente, el factor de recobro que se usó en La Faja los años 80 del siglo 20 fue 4,3%, el cual considerando mejoras en los procesos,  lógicamente se ha incrementado para final del año 2007 a 8,5%, en base a la experiencia de la explotación del campo por las asociaciones estratégicas y a las mejoras tecnológicas. [56]. Fuentes indican que actualmente  se toma un factor de 20% para las estimaciones del petroleo de la Faja, sin embargo otras fuentes aseguran en el 2014 que el FR ha oscilado en la ultima decada entre el 8% y 10 %, y en algunos pozos en el país  como lo es en el campo Boscan (Petroboscan ) el factor de recobro está entre 12% y 15%. La estadal petrolera  acelera planes para incrementar durante el 2014   el FR a un valor entre 15% y  18% .[62]

Nos preguntaremos ¿Que es lo que determina el Factor de Recobro? , pues bien,  el Fr esta directamente relacionado con las Tecnicas de extraccion que se implementaran para poder obtener finalmente el porcentaje de petroleo recuperado del total del POES . Y asi, tratandose de petroleo pesado, las tecnicas usadas son basadas en procesos termicos de extraccion. El desarrollo de una tecnica mas eficiente para un pozo, garantizara un factor de recobro mayor.

Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que im plican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento (Inyeccion de Vapor, Inyeccion de Agua Caliente, etc ) y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento o “Procesos In Situ” (Combustión In Situ: convencional, humeda, y en reverso, Thai,  Capri)[61]

Las técnicas en el mercado más utilizadas para subir el factor de recobro en campos de crudos pesados  son:  Sagdi, combustión in situ, Thai, Bapex e inyección continua y alterna de vapor, pero no son aplicables a pozos no completados térmicamente como es común en la Faja. [60,62]

Aunque las Reservas Recuperables han sido calculadas utilizando un Factor de Recobro de 20%, este no ha sido alcanzado en la FPO,  lo de inyección alterna de Vapor de Agua para recuperación Secundaria, dio resultado en los dos primeros ciclos, al ir a un  tercer ciclo los pozos produjeron casi 100 % de agua; a la fecha de 2012 no existia método aplicable en la FPDO para alcanzar 20 % de recobro y mucho menos de 40 % [63], aun utilizando tecnicas como el mencionado  “Combustión In Situ” (CIS) [64] tambien conocido comoFireflooding«, Inundación De Fuego o «incendio controlado» bajo tierra.

Uno de los basamentos para considerar este incremento del FR  por parte de la estadal de petroleos es que el Servicio de Geología de los Estados Unidos establecio para la FPO un factor de recobro de que pudiera  ser de  hasta un 40% [63] En publicaciones de este mismo organismo, para el año 2009 se menciona que el factor de recobro puede ser en promedio 45% con la aplicacion de perforaciones horizontales y aplicacion de metodos termicos de recuperacion , ademas  indican  que pudiera llegar a 70%  [69] considerandolo para el momento en que  se  desarrollaran nuevas tecnologías que lo permitieran [63] y que se aplicasen en gran escala[69].

En una entrevista para  la primera edicion de la revista Revista Orinoco Magna Reserva,  pubicada por PDVSA, el presidente de esta empresa estadal,  Rafael Ramirez, considerando proyecciones del Servicio de Geología de los Estados Unidos , indica que los proyectos en la FPO tienen suficiente área para tener una vida de 40 años con un factor de recobro de 20%,  por lo que se insiste a las empresas que  aumenten su factor de recobro por encima aun de este 20%   y se invitan a participar a empresas de alta capacidad tecnológica.

Cuantificacion

La cuantificación, es el proceso técnico de la determinación, tan perfectamente como lo permita la incertidumbre. La estimacion de las reservas puede ser un proceso deterministico para un solo valor de reservas si esbasado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos, y probabilistico si proporciona un rango de valores de reservas y sus probabilidades asociadas característica del procedimiento, de los volúmenes de reservas de un yacimiento de hidrocarburos.

La cuantificación es la estimación de las cantidades de reservas y recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo. Por cuanto respecto a tales volúmenes en el subsuelo existe un grado de incertidumbre variable, inherente e irreducible, el proceso tiene que ser eminentemente técnico y requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente. El volumen del petróleo-originalmente-en-el-sitio es la mejor estimación posible y razonable, conforme al conocimiento que en ese momento se tenga de los reservorios. El factor de recobro, que determina cuánto será la recuperación final, tiene que usarse con propiedad científica y no debe ser objeto de manipulación alguna. [55]

Certificacion

Certificación de reservas, en contraste, es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de las magnitudes estimadas como reservas de petróleo.
La certificación de los evaluadores de reservas de petróleo es una necesidad perentoria, que permite asegurar el profesionalismo, la competencia y la idoneidad de las personas que realizan la estimación de las reservas, conforme a las definiciones de uso general y las normas de aceptación universal. [54]

Las certificaciones son hechas por los organismos competentes nacionales y avalados por otras organizaciones internacionales. Ryder Scott Company es la firma usada por Petróleos de Venezuela para certificar su petroleo. Otras empresas, la Netherland, Sewell International y DeGolyer and McNaughton , se encargan tambien de la certificación de las reservas de otras principales empresas petroleras internacionales.

Reservas

La determinacion de las reservas  asi como el método de certificación a seguir en todos los casos se hacen de acuerdo a las definiciones y deberán ser los aprobado por los Congresos Mundiales de Petróleo -Word Petroleum Congress (WPC) aprobadas en octubre de 1996-, por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo-Society of Petroleum Engineers (SPE) aprobadas en marzo de 1997 -y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros AAPG, adoptadas por la Naciones Unidas [4]

Se definen las resevas como: «Las reservas son todo volumen de petroleo que puede ser extraido del yacimiento bajo las condiciones tecnicas y economicamente rentables a partir de una determinada fecha en adelante . Todos los calculos de reservas incluyen cierto grado de Incertidumbre«

Las Reservas petroleras pueden ser clasificadas, según el grado de certidumbre, en dos grupos [61,67]:

  • Probadas (recuperables en base a un  factor de recuperacion).  Se trata de aquellas que mediante el analisis de los datos geologicos y de ingenieria pueden ser estimadas con «razonable certeza» que serán recuperables comercialmente u economicamente años futuros con un 90%[65] de probabilidad, a partir de una fecha dada. Se tratan estos de reservorios conocidos y donde se fijan a la fecha de la estimacion las condiciones del momento : Las económicas (precios y costos a la fecha), condiciones tecnicas (métodos de operación) y regulaciones y si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado están en operación a esa fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas.  Pueden ser clasificadas:
    •  De acuerdo a la condición para extraer el hidrocarburo del reservorio[58] o energía del yacimiento:
      • Primarias:  Pueden ser recuperadas debido a la energía propia o natural del yacimiento en condiciones económicamente rentables  o mediante la utilización de cualquier sistema de levantamiento artificial (bombeo)[58, 68] .
      • Secundarias o suplementarias:  Conocida tambien como Reservas Desarrolladas Suplementarias [67]. Es el volumen adicional  de reservas probadas de hidrocarburo que se produce  por la implantación exitosa de algún sistema o proyecto de recuperación  mejorada o suplementaria . Para poder extraer este tipo de reservas es necesario proporcionar energía adicional al yacimiento,  [58,67]  usando procesos tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.
    • De acuerdo con la facilidad para su produccion comercial [67] o grado de desarrollo:
      • Desarrolladas:  Representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. [66]. Esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generan potencial. Se pueden subdividir en Productoras,  No Productoras [67].
        • Reservas Desarrolladas Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.
        • Reservas Desarrolladas No Productoras: cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en que se inició la misma.
      • No desarrolladas:  Son volúmenes que se esperan recuperarcomercialmente a mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos (pozos adicionales) en áreas no drenadas, con la culminación de pozos existentes e instalaciones existentes o futuras.  [67,66]. Han mostrado producción comercial, es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo, están acorde con la regulación existente referida en espaciamiento, y es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas [61].
  •  No probadas. Por incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas . Pueden ser:
    • Reservas Probables:  Son menos ciertas que las probadas. Es la estimación en estructuras ya penetradas, pero que requieren confirmación mas avanzada para ser clasificadas como reservas probadas (50% de probabilidad)[65]
    • Reservas Posibles:  Son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. Es la estimación a partir de datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas (10% de probabilidad)[65]

La cuantificacion de las reservas de crudo

Para la cuantificacion de las reservas de crudo se utilizan comúnmente seis parámetros. [58].

La fórmula empleada para el cálculo de la reserva (R), es la siguiente:

R=[0.77758×A×t×Φ×(1-SwFr] / [F_VF]

Reserva (R)

donde:
R es el crudo recuperable dado en barriles de almacenamiento de petróleo,
A
es el área del yacimiento o reservorio productor (en acres),
t
es el espesor efectivo de petroleo (pies),
7.7758 es el número de barriles en 1 acre/pie,
Φ es la porosidad efectiva expresada como fracción decimal,
Sw es la saturación de agua expresada como fracción decimal,
F_VF es el factor volumetrico inicial de formación de volumen de petroleo (βo) , y
Fr es el factor de recuperación  o recobro de petróleo expresada como fracción decimal. [56, 59]

El crudo recuperable tambien puede ser expresado en base a la ecuacion anterior como R=POES×F_r   (POES: Petroleo Original En Sitio) [56]

El factor volumétrico de formación del petróleo  F_VF  o  βo es siempre mayor que 1, y consiste en la relación que existe entre el volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura de yacimiento entre el volumen que existe a condiciones de presión y temperatura normales. [59] y se expresa como:

βo= volumen de crudo en sitio/volumen de crudo en superficie

La Faja: Projecto Magna Reserva

Durante el año 1943, bajo el Gobierno de Isaías Medina Angarita se hizo el primer registro de reservas de hidrocarburos en Venezuela, por el orden de unos 5 mil 752 millones de barriles (5,752 MMMBls).

El primer estudio completo de la Faja lo hicieron Galavís y Velarde en 1967 y generó un debate que se prolongó hasta 1982 y que dio lugar al levantamiento de 120 mil kilómetros de sísmica por parte del Menpet, lo cual tomó siete años.
En marzo de 1984 se estimaron 187.800 millones de barriles de petróleo (187,8 MMMBls) original en sitio[56]

Plan de Certificación de la FPO

La FPO posee un Petróleo Original en Sitio (POES) de 1360 MMMBls; Sus reservas recuperables estimadas basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de los  272 MMMBls.

El plan inicial de certificación que se iniciaria en el año 2005, propuesto por el Gobierno Venezolano de reservas de crudo llamado Proyecto Orinoco Magna Reserva  (POMR) cuyo principal propósito se basaba en que esta documentaría a traves de la cuantificación y certificación de sus reservas, la existencia de esos 272.000 millones de barriles de petróleo (272 MMMBls) de reserva, basadas, como tambien se indico, en un factor de recobro total de 20 por ciento.

En un articulo publicado por PDVSA en el año de 2003 se señala que Venezuela posee reservas de petróleo por el orden de los 312 millardos de barriles (cerca de 77 millardos de barriles de crudos convencionales* y 235 millardos de barriles (235 MMMBls) de crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco) y 147 billones de pies cúbicos de gas, así como expectativas de descubrimiento de 62 millardos de barriles de crudo y 196 billones de pies cúbicos de gas. [10]. (*76 mil 108 millones de barriles en 1996[15])

Asi, de esta manera,  la reservas estimadas de la faja para el 2003 se establecieron que estaban en el orden de 235 millardos de barriles, ya que al incluirlas Venezuela poseerá la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos en el ámbito mundial, con el aproximado total ya indicado de 312 millardos de barriles (312 MMMBls), lo que se mantenia para el año 2005. [5]. En este mismo año se estimaba una proyeccion  para el año 2012, de que la Producción de la Faja se ubicará en 1,2 MMBD (millones de barriles diarios).

En base a esto se estimo que este último balance es el mas rentable de todo el POES. Posteriormente los resultados de las oficializaciones de la reserva han sido los siguientes [5]:

  • 37 MMMBls se tenían oficializados en el año 2005, quedando por oficializar 235 MMMBls, meta en la cual se basa el POMR.
  • 7,6 MMMBls se oficializaron ante el MENPET para el año 2006 en el área de Carabobo; lo que significó a esa fecha un total de 87,621608 MMMBls de reservas probadas entre valores convencionales y de la faja.
  • 12,4 MMMBls fueron oficializados e incorporados a las reservas en el año 2007, en la misma area de Carabobo.
  • 74,1 MMMBls se oficializaron ante el MENPET en el año 2008 en las áreas de Junín, Boyacá y Ayacucho [5, 15] este año las cifras totales fueron de 172,323MMMBls certificados, y las Reservas de Petróleo en Proceso de Certificación (Estimado) 141 MMMBls .
  • 39.236499 MMMbls de los bloques Junín 7 (distrito Cabrutica) , Ayacucho 3, Ayacucho 5, Boyacá 2, Boyacá 5 y Ayacucho 8 de la Faja Petrolífera del Orinoco, fueron certificados al cierre del 2009 (31 de diciembre)[18].

Estas certificaciones permitieron elevar las reservas oficiales en la faja a 133.336 MMMBls . Dejando aún pendiente por oficializar un estimado de 138.664 MMMBls.

Un total de 211.173193 MMMBls ( entre convencionales y de la faja ) se certificaron en Venezuela hasta el 2009, para asi ocupar el segundo lugar mundial detrás de Arabia Saudita con algo más de 264 MMMBls. Esto con la incorporación al cierre oficial de 2009, de 39 mil 949 millones de barriles procedentes de las áreas tradicionales de Barcelona, Maracaibo, Maturín y Cumaná así como de los bloques Junín 10, Junín 7, Ayacucho 3, Ayacucho 5, Boyacá 2, Boyacá 5 y Ayacucho 8 de la Faja Petrolífera del Orinoco.[41]

El 17 de septiembre de 2010 el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez anunciaba que las reservas oficiales totales de elevaban a 251.MMMBls continuando en segundo lugar en cantidad de reservas mundiales.[26]

El miercoles 19 de enero de 2011, el ministro de energia y president de PDVSA anunciaba que a finales del año 2010 venezuela contaba con un nivel de 217.000 millones de barriles de petróleo , y para esta fecha ya se logro un volumen de reservas de 297.000 millones de barriles de petróleo de los cuales 220.000 millones son de la Faja del Orinoco. De ello implica que en el 2010 se certificaron 86.400 millones de barriles, elevando en un 40,64% sus reservas probadas de petróleo.

Fuente: OPEP, créditos AFP [21]

Enero 2011. Fuente [53] Creditos AFP

Según la Estatal PDVSA, Venezuela cuenta con las mayores reservas mundiales de crudo.

Ver resumen y fuentes en:

https://angelmagallanes.wordpress.com/2010/04/09/cultura-petrolera-la-faja-petrolifera-del-orinoco-y-la-orimulsion/

Un comentario en “Certificacion y Reservas, y el Proyecto Magna Reserva”

  1. Muy buenas referencias historicas sobre la industria petrolera en Venezuela en especial los 15 años de discusión entre 1967 y 1982 sobre las reservas de la Faja.

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