Reservas de petróleo para niños
Las reservas de petróleo son la cantidad de petróleo crudo que se puede sacar de la tierra de forma práctica y a un costo que sea rentable con el precio actual del petróleo. Esto significa que la cantidad de reservas puede cambiar si el precio del petróleo sube o baja. A diferencia de las reservas, los recursos petroleros incluyen todo el petróleo que se puede extraer, sin importar el costo. Las reservas pueden ser de un solo pozo, de un yacimiento, de un campo petrolero, de un país o de todo el mundo. Hay diferentes formas de clasificar las reservas según qué tan seguros estemos de su existencia.
La cantidad total de petróleo que se calcula que hay en un yacimiento de petróleo, incluyendo el que se puede sacar y el que no, se llama petróleo in situ. Sin embargo, debido a cómo son los yacimientos y las limitaciones de las tecnologías para extracción de petróleo, solo una parte de ese petróleo puede llegar a la superficie. Solo esa parte que se puede extraer es la que se considera una reserva. La relación entre las reservas y la cantidad total de petróleo en un yacimiento se llama factor de recuperación. Este factor depende de cómo se extrae el petróleo y de los avances tecnológicos.
Según datos de la OPEP de principios de 2013, los países con las mayores reservas probadas de petróleo (incluyendo yacimientos no convencionales) son Venezuela (con el 20% de las reservas mundiales), Arabia Saudita (18%), Canadá (13%) e Irán (15%).
Como no podemos ver directamente lo que hay bajo tierra, usamos técnicas especiales para calcular cuánto petróleo hay y cuánto se puede extraer. Aunque las nuevas tecnologías han mejorado estas técnicas, todavía hay algunas dudas. Por lo general, las primeras estimaciones de las reservas de un campo petrolero suelen ser más bajas y aumentan con el tiempo. A esto se le llama crecimiento de reservas.
Muchos países que producen petróleo no comparten todos los detalles técnicos de sus yacimientos. En su lugar, dan cifras de sus reservas de petróleo que no han sido revisadas por expertos externos. Se cree que algunos gobiernos pueden ajustar estas cifras por razones de interés nacional.
Tipos de reservas de petróleo
Todas las estimaciones de reservas tienen cierto grado de incertidumbre. Esto depende de cuántos datos geológicos y de ingeniería confiables tengamos y de cómo interpretemos esa información. Para mostrar esta incertidumbre, las reservas se dividen en dos grupos principales: "comprobadas" y "no comprobadas". Las reservas no comprobadas se dividen a su vez en "probables" y "posibles", para indicar qué tan seguros estamos de que existen. Las definiciones más usadas para estas categorías son las aprobadas por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) y el Consejo Mundial del Petróleo (WPC) en 1997.
¿Qué son las reservas comprobadas?
Las reservas comprobadas son aquellas de las que se tiene una certeza razonable (normalmente al menos un 90% de seguridad) de que se pueden extraer. Esto debe ser posible con las condiciones económicas y políticas actuales, y usando la tecnología que ya existe. Los expertos de la industria las llaman "P90", lo que significa que hay un 90% de probabilidad de que se puedan obtener. En la industria, a las reservas comprobadas se les conoce como "1P".
Las reservas comprobadas se dividen en "comprobadas desarrolladas" y "comprobadas no desarrolladas". Las reservas comprobadas desarrolladas son las que se pueden extraer con los pozos y equipos que ya existen, o de otros yacimientos con muy poca inversión extra. Las reservas comprobadas no desarrolladas, en cambio, necesitan nuevas inversiones (como perforar más pozos) para poder extraer el petróleo.
Hasta finales de 2009, la Comisión de Bolsa y Valores (SEC) de Estados Unidos solo permitía a las compañías petroleras informar a los inversores sobre las reservas comprobadas "1P". Las empresas que cotizan en bolsas de valores de EE. UU. deben justificar sus estimaciones. Sin embargo, muchos gobiernos y compañías petroleras nacionales no muestran los datos que respaldan sus estimaciones. Desde enero de 2010, la SEC permite a las empresas dar información adicional opcional, como las reservas 2P (comprobadas más probables) y 3P (comprobadas más probables más posibles). Esto es posible siempre que un consultor externo calificado revise la evaluación. Aun así, muchas empresas prefieren usar las estimaciones 2P y 3P solo para su uso interno.
¿Qué son las reservas no comprobadas?
Las reservas no comprobadas se basan en datos geológicos o de ingeniería similares a los de las reservas comprobadas. Sin embargo, hay dudas técnicas, contractuales o legales que impiden que se clasifiquen como comprobadas. Las compañías petroleras y las agencias de gobierno pueden usar las reservas no comprobadas para planificar a futuro, pero no se suelen publicar de forma regular. Se dividen en probables y posibles.
Las reservas probables se refieren a acumulaciones conocidas de petróleo y tienen un 50% de probabilidad de ser extraídas. Los expertos las llaman "P50", lo que significa que hay un 50% de certeza de que se producirán. La suma de las reservas comprobadas más las probables se conoce en la industria como "2P".
Las reservas posibles son aquellas acumulaciones de petróleo conocidas de las que se tiene menos certeza de que se puedan extraer que las reservas probables. A menudo, este término se usa para reservas que se estima tienen al menos un 10% de probabilidad de ser extraíbles ("P10"). Para clasificar las reservas como posibles, se consideran diferentes interpretaciones de la geología, reservas que no son rentables con los precios actuales, dudas sobre si el petróleo se moverá de áreas cercanas al yacimiento, y reservas que se esperan obtener con métodos de extracción futuros. El volumen total de la suma de reservas comprobadas, probables y posibles se llama "3P".
Categorías de reservas en Rusia
En Rusia, las categorías de reservas A, B y C1 son parecidas a las "comprobadas desarrolladas en producción", "comprobadas desarrolladas que no están en producción" y "comprobadas no desarrolladas", respectivamente. La designación ABC1 corresponde a las reservas comprobadas. La categoría rusa C2 incluye las reservas probables y posibles.
Reservas estratégicas de petróleo
Muchos países guardan reservas de petróleo controladas por el gobierno. Esto lo hacen por razones económicas y para su seguridad nacional. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos, hay aproximadamente 4100 millones de barriles (650,000,000 m³) de petróleo que se consideran reservas estratégicas. De estas, 1400 millones son controladas por gobiernos. Generalmente, estas reservas no se cuentan cuando se informa sobre las reservas de petróleo de un país.
Recursos de petróleo
En 2007, varias organizaciones importantes (la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, el Consejo Mundial del Petróleo, la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo y la Sociedad de Ingenieros de Evaluación de Petróleo) adoptaron un sistema más avanzado para evaluar las acumulaciones de petróleo. Este sistema incluye las definiciones de reservas de 1997, pero añade categorías para recursos contingentes y recursos prospectivos.
Los recursos contingentes son cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar de acumulaciones conocidas, pero que aún no se consideran listas para ser explotadas comercialmente. Esto puede deberse a que no hay mercados viables, la extracción depende de tecnologías en desarrollo, o la evaluación del yacimiento no es suficiente para saber si es rentable.
Los recursos prospectivos son cantidades de petróleo que se estima que se pueden recuperar de acumulaciones "no descubiertas" en el futuro. Estos recursos tienen una probabilidad de ser descubiertos y una posibilidad de ser desarrollados.
El Servicio Geológico de Estados Unidos usa los términos recursos técnicamente y económicamente recuperables. Los recursos técnicamente recuperables son la parte del petróleo que se puede extraer con la tecnología actual, sin importar el costo. Los recursos económicamente recuperables son el petróleo técnicamente recuperable para el cual los costos de descubrimiento, desarrollo, producción y transporte, incluyendo las ganancias, se pueden recuperar a un precio de mercado determinado.
Existen "recursos no convencionales" en grandes áreas. Algunos ejemplos son el petróleo extrapesado, las arenas petrolíferas y los depósitos de esquisto bituminoso. A diferencia de los "recursos convencionales", que se extraen con pozos y necesitan poco procesamiento, los recursos no convencionales requieren tecnología de extracción especial. Por ejemplo, se usa vapor o solventes para mover el betún y extraerlo. Además, el petróleo extraído puede necesitar mucho procesamiento antes de venderse. La cantidad total de recursos petroleros no convencionales en el mundo es mucho mayor que la de las reservas convencionales, pero son mucho más difíciles y caros de desarrollar.
Cómo se calculan las reservas
La cantidad de petróleo en un yacimiento subterráneo se llama "petróleo in situ". Solo una parte de este petróleo se puede recuperar. Esta parte se llama "factor de recuperación". La porción que se puede recuperar se considera una reserva. La parte que no se puede recuperar no se incluye, a menos que se encuentren métodos para producirla.
Método volumétrico
Los métodos volumétricos intentan calcular la cantidad de petróleo en el lugar. Para ello, estiman el tamaño del yacimiento y las características físicas de sus rocas y fluidos. Luego, se define un factor de recuperación, basándose en suposiciones y en lo que se sabe de otros campos petroleros similares. La cantidad de petróleo in situ se multiplica por el factor de recuperación para obtener el tamaño de la reserva. Los factores de recuperación actuales en los campos petroleros del mundo varían entre el 10% y el 60%, y algunos llegan a más del 80%. Esta gran diferencia se debe a la variedad de fluidos y características de las formaciones geológicas. Este método es más útil al principio de la vida de un yacimiento, antes de que se haya explotado mucho.
Método de balance de materiales
El método de balance de materiales para un campo petrolero usa una ecuación que relaciona los volúmenes de petróleo, agua y gas que se han producido de un yacimiento con el cambio en la presión del yacimiento. Esto sirve para calcular la cantidad de petróleo que queda. Se asume que, a medida que se extraen fluidos del yacimiento, la presión cambiará dependiendo del volumen restante de petróleo y gas. Este método requiere un análisis detallado de la presión, el volumen y la temperatura, y un registro preciso de la presión del campo. Necesita que ya haya habido algo de producción (normalmente entre el 5% y el 10% de la recuperación final), a menos que se pueda usar un historial de presión confiable de un campo con rocas y fluidos similares.
Método de la curva de disminución de producción
El método de la curva de disminución de producción usa los datos de producción para ajustar una curva que muestra cómo disminuirá la producción de petróleo en el futuro. Las tres formas más comunes de estas curvas son exponencial, hiperbólica y armónica. Se asume que la producción bajará de forma suave, por lo que se deben considerar las paradas del pozo por mantenimiento o las limitaciones en la producción. La curva se puede expresar con una ecuación matemática o dibujarse en un gráfico para estimar la producción futura. Su ventaja es que incluye los efectos de todas las características del yacimiento. Para construirla, se necesitan suficientes registros históricos para tener una tendencia clara, idealmente cuando la producción no está limitada por regulaciones u otras condiciones externas.
Véase también
En inglés: Petroleum Facts for Kids
- Anexo:Países por reservas probadas de petróleo
- Petróleo no convencional
