Estimaciones de los volúmenes de petróleo y gas Desentrañar y comprender la terminología del petróleo en plan a las reservas probadas

Estimaciones de volúmenes de petróleo y gas; desentrañar y comprender la terminología desde el petróleo en plan a las reservas probadas

 

Un libro blanco escrito por el personal de Ryder Scott para un público que no está familiarizado con los términos comúnmente utilizados en la evaluación de las reservas de petróleo y gas.

 

Noviembre de 2022

 

Introducción

Los profesionales de la industria del petróleo y el gas, como los ingenieros de petróleo y los geocientíficos, suelen utilizar ciertas palabras y terminología específicas del sector. Es importante entender el significado y la diferencia entre estos términos, ya que los comunicados de prensa o las divulgaciones de las empresas de exploración y producción (empresas de E&P) se distribuyen en el dominio público y, por lo tanto, son leídos por un público ajeno a la industria del petróleo y el gas. Cierta terminología específica de la industria puede ser (inadvertidamente) intercambiada de forma inapropiada o simplemente utilizada de forma errónea, causando un daño involuntario relacionado con el uso de la información divulgada. El objetivo de este documento es proporcionar al lector una mejor comprensión de ciertos términos de uso frecuente.

Es importante tener en cuenta la complejidad de la exploración de petróleo y gas y el esfuerzo que supone llevar ese petróleo y gas al mercado. Para empezar, hay que comprender y apreciar que el petróleo y el gas se encuentran muy por debajo de la superficie de la Tierra, desde cientos de metros hasta decenas de miles de metros. Está contenido en la roca que se encuentra bajo la superficie y se encuentra utilizando diversas herramientas y técnicas específicas del sector, como la sísmica, la gravedad y el magnetismo, y la recuperación e interpretación de registros de pozos. Los geocientíficos describen esta roca principalmente como arenisca o caliza. Sin embargo, los recientes avances tecnológicos, como la fracturación hidráulica ("fracing") y la perforación horizontal, han liberado una cantidad significativa de petróleo adicional a partir de una roca mucho más densa (pizarra), tan densa como el hormigón que compone nuestras autopistas interestatales. Todo el petróleo y el gas que utilizamos para generar energía o gasolina fluyó en su día a través de estas rocas, situadas muy por debajo de la superficie de la Tierra, hasta llegar a un pozo y salir a la superficie.

Este documento abordará los términos de cuantificación de volumen, como reservas, recursos e hidrocarburos in situ. Estos términos son significativamente diferentes en lo que se refiere, y el objetivo de la siguiente discusión es proporcionar una comprensión de alto nivel de cada término para minimizar los malentendidos o tergiversaciones en futuros informes y/o publicaciones.

¿Cuánto petróleo y gas existe bajo la superficie?


Hay una cantidad fija de petróleo y gas que queda por descubrir y recuperar bajo la superficie de la tierra; por tanto, el petróleo (a lo largo del documento, el término petróleo se utilizará para referirse al crudo, al gas natural o a la combinación de ambos) se considera un recurso no renovable. Mientras que la cantidad de petróleo en nuestro planeta es fija y, por tanto, limitada, la cantidad de petróleo que podemos recuperar (o producir) en el futuro es variable. Las tres principales razones por las que esta cantidad recuperable cambia con el tiempo son: 1) la nueva información adquirida puede proporcionar estimaciones más refinadas (mejores), 2) el desarrollo de nuevas tecnologías de explotación y 3) la economía relacionada con la producción del petróleo. Cuanto más alto sea el precio del petróleo, mayor será la cantidad que pueda recuperarse: es una simple relación de oferta y demanda. Los proyectos antieconómicos o marginalmente económicos no se desarrollarán con un precio del petróleo más bajo, ya que nadie invertiría en ellos. Cuando el precio del petróleo aumenta, estos proyectos pasan al ámbito de la inversión deseable, con lo que hay más petróleo disponible para la producción.

Estimación de la cantidad de petróleo existente


¿Has participado alguna vez en un reto para adivinar el número de gominolas que hay en un tarro? En ese juego, estimarías el número de gominolas basándote en varios factores, como el tamaño (volumen) del recipiente, el tamaño de las gominolas individuales y tu experiencia y conocimientos generales. El tiempo que dediques a realizar tu estimación, la profundidad del análisis y el nivel de precisión variarán probablemente en función de la información de que dispongas y, en cierta medida, del atractivo del premio. Cualquier cosa es válida, desde una estimación basada en una corazonada hasta la compra de un recipiente similar y el recuento de cuántas gominolas del mismo tamaño se necesitan para llenarlo hasta el mismo nivel. Incluso con este último enfoque, más minucioso, no se llegará a la respuesta exacta, pero se estará más cerca de la cifra real. La estimación del petróleo en el subsuelo es un proceso similar, pero, a diferencia de las gominolas en el tarro (que pueden contarse), no es posible medir la cantidad exacta de barriles de petróleo en el subsuelo. Por lo tanto, el volumen de petróleo en el yacimiento es una estimación que se encuentra dentro de un determinado rango de valores. Nunca sabemos con exactitud la cantidad de petróleo que hay inicialmente en el yacimiento del subsuelo antes de la producción; ni tampoco después de la producción, una vez que los pozos se perforan y se ponen en producción y se agota la cantidad recuperable. En ese momento, suele quedar una cantidad considerable de petróleo en el yacimiento subterráneo que es irrecuperable desde el punto de vista comercial y/o físico.

El número de personas que participen en el reto de las gominolas establecerá el número de conjeturas o el rango de estimaciones de las gominolas en el tarro. ¿Qué hacemos con esto? La experiencia demuestra que cuando se tiene un gran número de estimaciones, éstas tienden a seguir una distribución normal o una curva estándar en forma de campana. El uso final de este número total estimado de gominolas en el tarro determinará cómo se procede y qué número (en la distribución en forma de campana) es importante. Por ejemplo, si una estimación superior al número real conduce a la descalificación, querrá elegir un número de la parte baja, un poco más bajo que la media. Si no hay penalización por pasarse, entonces podría elegir una media de todas las estimaciones. Si hay una penalización por ser demasiado bajo, podría elegir un número alto, un poco más alto que la media. Su elección dependerá de su estrategia para ganar y de las reglas del juego.

Dado que lo que está en juego es mayor, la estimación del volumen de petróleo y gas emplea un enfoque más sofisticado, utilizando todos los datos disponibles, en lugar de simplemente adivinar. Aplicando este enfoque al reto de las gominolas, se utilizarían todos los factores o parámetros disponibles que intervienen en la definición del número de gominolas (J) en el tarro, como por ejemplo

  • Volumen (V) de la jarra, representado en pulgadas cúbicas (in3),
  • Porcentaje o fracción (F) del volumen del tarro que está ocupado por las gominolas, y
  • Tamaño medio (S) de las gominolas representado como in3 por gominola.

Una simple ecuación permitiría estimar el número de gominolas de la siguiente manera:

Como ejemplo, supongamos los siguientes parámetros:

  • V = 50 pulg3: El tarro está lleno hasta arriba de gominolas;
  • F = 0.7: El porcentaje está ocupado por gominolas - el otro 30% está ocupado por el espacio aéreo
  • S = 0,25 pulg3: El tamaño medio de una gominola es de un cuarto de pulgada cúbica.

El número de gominolas ascendería a:

Del mismo modo, los ingenieros y geocientíficos pueden estimar el número de barriles de petróleo que hay en el yacimiento. La ecuación más utilizada es la volumétrica. Los parámetros que intervienen en dicha estimación suelen tener un grado de incertidumbre, generalmente porque se dispone de una cantidad limitada de datos que varían de forma natural para realizar ese cálculo.

Para representar los parámetros inciertos o imprecisos, los ingenieros y geocientíficos asignarán un rango de valores a cada parámetro. El valor más conservador representa el caso bajo. El valor que se considera que tiene la mayor expectativa de ocurrir es el caso medio o más probable, y el valor que representa el lado optimista se considera el caso alto. En general, todos los parámetros inciertos de la ecuación volumétrica están representados por un rango de valores bajos, más probables y altos, lo que se denomina una distribución de valores. A menudo, se realiza un análisis probabilístico en el que se selecciona aleatoriamente un valor para cada parámetro de su distribución de valores asignada y se inserta en la ecuación volumétrica para calcular lo que se denomina el petróleo original en el yacimiento (OOIP), similar al número original de gominolas en el tarro. El mismo cálculo se realiza numerosas veces (normalmente unas 10.000 veces) con un software especializado; cada cálculo (llamado realización) selecciona un conjunto diferente de valores aleatorios dentro del rango establecido para cada parámetro. El resultado es una distribución de valores que define el OOIP calculado para el depósito.

En un análisis probabilístico como éste, la estimación del lado bajo se denomina valor P90, la estimación más probable se denomina valor P50 y la estimación del lado alto es el valor P10. Para un valor P90, que es el valor conservador, debe haber al menos un 90% de probabilidad de que la cantidad real de OOIP sea igual o superior a este valor. Para un valor P50, debe haber al menos un 50% de probabilidad de que la cantidad real de OOIP sea igual o superior a esta estimación más probable o mejor. Dicho de otro modo, debe haber la misma probabilidad de que la cantidad real de OOIP sea igual o menor que este valor. Por último, para un valor P10, que es el valor optimista, debería haber al menos (sólo) un 10% de probabilidad de que la cantidad real de OOIP sea igual o superior a este valor.

Como nota al margen, algunos evaluadores utilizarán un enfoque determinista para estimar los valores bajos, medios y altos de OOIP. El enfoque determinista utiliza valores discretos de los parámetros para cada estimación, sin utilizar el método probabilístico. Se utilizan valores discretos conservadores para el caso bajo, valores más probables para el caso medio o mejor, y valores optimistas para el caso alto. Seguiremos utilizando el método probabilístico para ilustrar el proceso, ya que ayuda a simplificar la discusión.

La estimación del OOIP es importante para los ingenieros de evaluación, los geocientíficos y las empresas de E&P, ya que define el tamaño potencial de un yacimiento que se ha descubierto o que está por descubrir. Además, es el punto de partida para estimar la parte recuperable de petróleo de un yacimiento. En las siguientes secciones se analizan los términos de la industria recursos y reservas. Estos términos describen el volumen de petróleo -o la parte de OOIP- de un yacimiento que se prevé recuperable.

Estimación de la cantidad de OOIP que se puede producir


Como ya se ha dicho, la evaluación del volumen de recursos del subsuelo requiere una estimación de la OOIP. De la OOIP, se considera a continuación la cantidad que podría llegar a producirse, es decir, la parte recuperable. Entre los factores que influyen en la cantidad recuperable se encuentran las características del petróleo real (por ejemplo, viscoso o pesado con escasa capacidad de flujo o ligero con mejor capacidad de flujo), las características de la roca (por ejemplo, porosa con espacio de poros interconectados, lo que permite que el petróleo fluya), las características geológicas del yacimiento y la energía disponible del yacimiento para transportar el petróleo al pozo y elevarlo a la superficie, y el tipo de operaciones gestionadas por el operador (por ejemplo, instalación de unidades de bombeo u otro tipo de elevación artificial para ayudar a elevar el petróleo). Todo ello afecta al porcentaje de OOIP que puede extraerse del subsuelo. Por lo tanto, aunque un yacimiento contenga una gran cantidad de petróleo, sólo se producirá una fracción del mismo, generalmente entre el 10% y el 40% en el caso de los yacimientos de petróleo (rangos superiores en el caso del gas). La fracción del OOIP que se recupera (o que se recuperará) se denomina factor de recuperación (RF). Independientemente de la estimación del OOIP, la cantidad de petróleo que se estima que se recuperará del yacimiento es el volumen más importante desde el punto de vista comercial. Por ejemplo, un inversor debe comprender que, aunque exista una enorme acumulación de petróleo, lo que significa una gran cantidad de OOIP, lo pertinente para el valor económico es la parte del petróleo que es económicamente recuperable.

La estimación de la cantidad de petróleo en el subsuelo que puede producirse de forma económica, así como la probabilidad de que esos volúmenes se recuperen realmente de forma comercial, puede presentar una incertidumbre considerable. Para explicar este aspecto de la exploración y explotación de petróleo y gas, la siguiente sección se centra en ciertos términos aplicables que arrojan luz sobre cómo se clasifican y categorizan técnicamente las estimaciones de petróleo recuperable.

Estimación de la cantidad de OOIP que se puede producir


El Sistema de Gestión de Recursos Petroleros de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE-PRMS) es uno de los sistemas de clasificación de petróleo y gas más utilizados en todo el mundo. El SPE-PRMS define los recursos petrolíferos como "todas las cantidades de petróleo que se encuentran de forma natural en la corteza terrestre, tanto descubiertas como no descubiertas (ya sean recuperables o irrecuperables), más las cantidades ya producidas" (SPE-PRMS 2018 Sección 1.1.0.2).

Como se ha citado anteriormente, los recursos se separan en descubiertos y no descubiertos en el sistema SPE-PRMS. Los recursos recuperables se dividen también en producción (cantidades ya producidas), reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos. La parte recuperable de los recursos petrolíferos es la que potencialmente puede dar lugar a proyectos comerciales que produzcan ingresos para una empresa de E&P. La parte irrecuperable se reconoce generalmente como el volumen que permanecerá en el suelo (dentro de los yacimientos del subsuelo) hasta que la nueva tecnología o las condiciones comerciales cambien de forma que alguna parte adicional pueda considerarse recuperable.

La distinción entre recursos prospectivos y contingentes depende de la existencia o no de uno o varios pozos y/o de otros datos que indiquen que se ha realizado un descubrimiento mediante la perforación de un pozo exploratorio.

La distinción entre recursos contingentes y reservas depende de si un proyecto para desarrollar los recursos petrolíferos descubiertos es comercial o no.

En este sentido, lo comercial define si una empresa considera que un proyecto merece la pena seguir invirtiendo para acabar sacando al mercado volúmenes recuperables.

A continuación se presenta una ilustración del marco de clasificación de los recursos tal y como se recoge en las Directrices SPE-PRMS de 2018.

Fuente: SPE-PRMS - Figura 1.1 Marco de clasificación de los recursos

A continuación se describen las tres clases de recursos, empezando por los más inciertos y de mayor riesgo, pasando por los de mayor probabilidad de recuperación y, por último, los de menor riesgo e incertidumbre. Al definir estos términos, es importante entender que la categoría describe la incertidumbre relacionada con un volumen estimado de recursos recuperables.

Recursos prospectivos: Las estimaciones de los volúmenes de recursos prospectivos son las más inciertas y conllevan el mayor riesgo, dos términos diferentes a la hora de definir los recursos. Los recursos prospectivos no han sido descubiertos y existe el riesgo de que al perforar un pozo exploratorio en busca de esos volúmenes desconocidos, el resultado sea un pozo seco, o que no haya recursos petrolíferos en el yacimiento del subsuelo. Este riesgo se conoce como probabilidad geológica de descubrimiento, un factor que suele ser inferior al 30%. Además, si se produce un descubrimiento, existe el riesgo de que la acumulación descubierta no se desarrolle comercialmente; un riesgo conocido como probabilidad de desarrollo. La multiplicación de estos dos factores de riesgo (probabilidad de descubrimiento multiplicada por probabilidad de desarrollo) se conoce como probabilidad de comercialidad y describe el riesgo global que se asocia a un volumen estimado de recursos prospectivos.

Las estimaciones de los recursos prospectivos se clasifican además en función de la incertidumbre relacionada con la cantidad de petróleo que puede producirse potencialmente, suponiendo que se haya realizado un descubrimiento. Como se ha descrito anteriormente, para representar esta incertidumbre, los estimadores suelen expresar los volúmenes potencialmente recuperables de los recursos prospectivos en términos de una estimación baja, una estimación más probable o mejor, y una estimación alta, en orden de incertidumbre creciente. Estas tres estimaciones (baja, media y alta) se conocen como categorías de recursos. Según el método probabilístico, suponiendo que el descubrimiento tenga éxito, debería haber al menos un 90% de probabilidad (P90) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación baja (1U), debería haber al menos un 50% de probabilidad (P50) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la mejor estimación (2U) y debería haber al menos un 10% de probabilidad (P10) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación alta (3U). Puede haber una gran diferencia de volumen entre una estimación baja y una estimación alta (nótese que las abreviaturas 1U, 2U y 3U se especifican en el documento del PRMS).

Identificar el riesgo y la incertidumbre relacionados con los volúmenes declarados de recursos prospectivos es fundamental para comprender la viabilidad potencial y el valor de dichas cantidades declaradas. Aquí es donde la experiencia y el juicio de los evaluadores de ingeniería y geología son importantes.

Recursos contingentes: La SPE-PRMS define los recursos contingentes como "aquellas cantidades de petróleo que se estima que, a una fecha determinada, son potencialmente recuperables a partir de acumulaciones conocidas, mediante la aplicación de proyecto(s) de desarrollo que actualmente no se consideran comerciales debido a una o más contingencias" (SPE-PRMS 2018, Sección 1.1.0.6B).

Dos de las contingencias más destacadas están relacionadas con las condiciones económicas: los precios de los productos y los costes de producción, y la tecnología. Ambas contingencias generan riesgo e incertidumbre en relación con la recuperación de esos volúmenes. Desde el punto de vista económico, un precio bajo del petróleo puede hacer que los volúmenes no sean rentables, por lo que un productor de petróleo no invertiría capital para recuperar esos volúmenes. Un ejemplo de contingencia tecnológica es que el equipo o las metodologías para extraer el petróleo del subsuelo no estén disponibles en el momento actual para producir los volúmenes de forma económica. Como se indica en el SPE-PRMS, "para los recursos contingentes, los evaluadores deben centrarse en la recopilación de datos y la realización de análisis para aclarar y luego mitigar aquellas condiciones o contingencias clave que impiden el desarrollo comercial" (SPE-PRMS 2018, Sección 1.1.0.6B).

Mientras que los recursos prospectivos tienen una probabilidad de descubrimiento geológico y una probabilidad de desarrollo, los recursos contingentes sólo tienen la probabilidad de desarrollo, puesto que ya se ha producido un descubrimiento. La posibilidad de desarrollo describe la probabilidad (riesgo) de que un yacimiento conocido (ya descubierto) se desarrolle comercialmente. En otras palabras, describe la probabilidad de que se resuelvan todas las contingencias y se analice si el proyecto es comercial. Además, la empresa petrolera ha demostrado su firme intención de seguir adelante con el desarrollo del proyecto.

Las estimaciones de los recursos contingentes también se clasifican en función de la incertidumbre relacionada con la cantidad de petróleo que puede producirse. Al igual que en el caso de los recursos prospectivos, para representar esta incertidumbre, los estimadores suelen expresar los volúmenes potencialmente recuperables de los recursos contingentes en términos de una estimación baja, una estimación más probable y una estimación alta, en orden de incertidumbre creciente. Utilizando el método probabilístico, debe haber al menos un 90% de probabilidad (P90) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación baja (1C), debe haber al menos un 50% de probabilidad (P50) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación más probable (2C), y debe haber al menos un 10% de probabilidad (P10) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación alta (3C). Una vez más, puede haber una gran diferencia de volumen entre una estimación baja (1C) y una alta (3C).

Reservas: La tercera y más alta clasificación de los recursos en términos de madurez comercial son las reservas. La SPE-PRMS define las reservas como "las cantidades de petróleo que se prevé que sean comercialmente recuperables mediante la aplicación de proyectos de desarrollo a acumulaciones conocidas a partir de una fecha determinada y en condiciones definidas". Las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben ser descubiertas, recuperables, comerciales y restantes (a partir de una fecha determinada) en función del proyecto o proyectos de desarrollo aplicados" (SPE-PRMS 2018, Sección 1.1.0.6A).

Dado que los volúmenes de reservas estimados han sido descubiertos y desarrollados o comprometidos para su desarrollo, no se les atribuye un factor de riesgo (probabilidad de descubrimiento geológico o probabilidad de desarrollo). Dicho esto, hay que entender que las reservas están todavía en el subsuelo y aún no se han producido. No son volúmenes que se encuentran en tanques de almacenamiento en la superficie o en un oleoducto en el punto de transferencia. Barril por barril, estos futuros volúmenes recuperables son los que más repercuten en el valor o el valor de una empresa en lo que respecta a las operaciones de exploración y producción. Las empresas de petróleo y gas publican periódicamente un informe de reservas que refleja los volúmenes que esperan recuperar en determinadas condiciones económicas. La Comisión del Mercado de Valores de Estados Unidos (SEC) exige que las empresas petroleras públicas divulguen sus reservas estimadas en un informe anual que se presenta a la Comisión. Para demostrar la imparcialidad de esas estimaciones, las empresas petroleras suelen contratar a terceros evaluadores, como Ryder Scott , para que estimen esos volúmenes. Por norma, el informe de un tercero (como un informe de Ryder Scott ) se incluye en la presentación anual de la empresa (10K para una empresa nacional y 20F para una empresa extranjera) si se hace referencia a ese tercero en la presentación.

Las estimaciones de las reservas también se clasifican en función de la incertidumbre relacionada con la cantidad de petróleo que puede producirse. Al igual que ocurre con los recursos prospectivos y contingentes, para representar esta incertidumbre, los estimadores suelen expresar los volúmenes recuperables de las reservas en términos de una estimación baja, una estimación más probable y una estimación alta, en orden de incertidumbre creciente. Según el método probabilístico, debe haber al menos un 90% de probabilidad (P90) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación baja (probada o 1P), debe haber al menos un 50% de probabilidad (P50) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación más probable (probada más probable o 2P) y debe haber al menos un 10% de probabilidad (P10) de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o superiores a la estimación alta (probada más probable más posible o 3P). Una vez más, puede haber una gran diferencia de volumen entre una estimación probada (1P) y una estimación probada más probable más posible (3P).

Las reservas probadas ofrecen la menor incertidumbre o la mayor probabilidad de ser recuperadas. Aunque siguen siendo una estimación y no hay garantía de que los volúmenes se recuperen finalmente, si se estiman correctamente, la probabilidad es alta, del 90%. Barril por barril, las reservas probadas poseen el mayor valor.

La diferencia de volumen entre las reservas 2P y 1P se denomina reservas probables. La SPE-PRMS define las reservas probables como "aquellas reservas adicionales cuyo análisis de los datos geocientíficos y de ingeniería indican que es menos probable que se recuperen que las reservas probadas, pero más seguro que se recuperen que las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades restantes reales recuperadas sean mayores o menores que la suma de las Reservas Probadas más Probables (2P) estimadas (SPE-PRMS 2018, Sección 2.2.2.8B).

Muchas empresas petroleras basan sus planes de desarrollo futuro en las reservas 2P, considerándolas, como su nombre indica, su estimación más probable. Sin embargo, tal y como aclara la definición, la incertidumbre relacionada con estos volúmenes es mayor que la de los volúmenes probados. Barril por barril, a las reservas probables se les debe atribuir un valor económico inferior al de las reservas probadas debido a la mayor incertidumbre relativa a su recuperación.

La diferencia de volumen entre las reservas 3P y 2P se denomina reservas posibles. La SPE-PRMS define las reservas posibles como "aquellas reservas adicionales que el análisis de los datos geocientíficos y de ingeniería sugiere que es menos probable que sean recuperables que las Reservas Probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de Probadas más Probables más Posibles (3P), lo que equivale al escenario de alta estimación. Cuando se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos un 10% de probabilidad de que las cantidades reales recuperadas igualen o superen la estimación 3P (SPE-PRMS 2018, Sección 2.2.2.8C).

De ello se desprende que las reservas posibles poseen un alto grado de incertidumbre, mucho mayor que las reservas probadas y probables. Como es de esperar, a las reservas posibles se les debe atribuir un valor económico por barril inferior al de las reservas probadas y probables, debido a la mayor incertidumbre que existe sobre su recuperación.

Divulgación pública

Los diferentes organismos reguladores de todo el mundo tienen normas específicas para la información de las empresas sobre las reservas y/o los recursos. Por ejemplo, en Estados Unidos, la Comisión de Valores y Bolsa (SEC) sólo permite informar de las reservas (probadas, probables y posibles), y la mayoría de las empresas sólo informan de las reservas probadas, aunque puedan informar de las tres categorías. Muchas empresas prefieren informar al público inversor de lo que es muy probable que se recupere (es decir, las reservas probadas), proporcionando así un alto nivel de confianza en las estimaciones junto con una mayor certeza en su capacidad para entregar los volúmenes.

Los organismos reguladores de fuera de EE.UU. pueden permitir o incluso exigir que se informe de otras clasificaciones y categorías de recursos en la divulgación al público inversor. Por ejemplo, el Instrumento Nacional 51-101 (NI 51-101), que rige la divulgación de las actividades de petróleo y gas a efectos de regulación de valores en Canadá, exige que se informen las reservas probadas y probables y permite que se informen los recursos contingentes y prospectivos.

En resumen

Este documento pretende ofrecer una visión general de alto nivel de toda la gama de volúmenes de recursos, desde la cantidad estimada de (el total) petróleo no descubierto y descubierto en el suelo (OOIP), pasando por los volúmenes potencialmente recuperables aún no descubiertos (recursos prospectivos), los volúmenes potencialmente recuperables pero no comerciales de los recursos descubiertos (recursos contingentes) y, por último, las estimaciones de las reservas restantes comercialmente recuperables.

Hemos descrito las categorías de recursos, que corresponden a la incertidumbre en el rango de volúmenes recuperables que se asignan a cada una de las clasificaciones de recursos anteriores. En este sentido, para los recursos prospectivos tenemos las estimaciones 1U, 2U y 3U; para los recursos contingentes tenemos las estimaciones 1C, 2C y 3C; y para las reservas tenemos las estimaciones probadas (1P), probadas más probables (2P) y probadas más probables más posibles (3P). Para cada clasificación (prospectiva, contingente o reservas), cada categoría sucesiva conlleva un mayor nivel de incertidumbre.

Aunque puede ser útil saber cuánto petróleo se estima que hay en el subsuelo, determinar la cantidad que puede recuperarse es más importante y esencial a efectos de inversión. Los volúmenes recuperables de recursos dependen de muchos factores, entre otros, la naturaleza geológica de los yacimientos, la composición de los fluidos de hidrocarburos, los métodos de explotación y el tipo de equipo utilizado, y el entorno comercial o económico (precios del petróleo y costes de perforación, producción y transporte de productos). Muchos de estos factores son complejos y requieren el conocimiento y la experiencia de muchos profesionales formados en las profesiones de geología e ingeniería.

Las normas y directrices mundiales, como el SPE-PRMS, se establecieron para ayudar a la industria petrolera a definir los volúmenes de sus recursos. También pretenden ayudar al público a comprender el riesgo y la incertidumbre relacionados con las distintas fases de explotación de los recursos de hidrocarburos. No es infrecuente que los anuncios públicos sean inadvertidamente poco claros o inespecíficos en cuanto a los tipos de volúmenes comunicados. Es posible que una empresa o un reportero sólo comunique la estimación elevada y no revele la gran incertidumbre y el riesgo relacionados con ese volumen, o que no se revele la clasificación (reservas, contingentes o prospectivas). Es importante que cualquier persona que se interese por las oportunidades de inversión en el sector del petróleo y el gas comprenda los elementos fundamentales de estas directrices, tal y como se presentan en este documento.

Una última nota

El debate anterior ha sido de alto nivel y no profundiza especialmente en la compleja naturaleza técnica de muchos de los términos y conceptos presentados. Esto ha sido deliberado, ya que la exploración y producción de petróleo y gas es bastante complicada, tanto en lo que se refiere a la estimación de los volúmenes de recursos como a la propia exploración, perforación, terminación y producción de dichos hidrocarburos. Los equipos de ingenieros petroleros y geocientíficos trabajan para maximizar la recuperación de petróleo y gas, limitando al mismo tiempo el impacto medioambiental de las operaciones, para maximizar el rendimiento de la inversión en la comercialización de estos productos. Póngase en contacto con info@ryderscott si desea un debate más profundo sobre los detalles relacionados con las diferentes directrices y sistemas de información (especialmente en torno a la inversión en petróleo y gas en Norteamérica y en todo el mundo).