Reservas y recursos petrolíferos  

 

Reservas

A continuación de la entrega de la Declaración de Comercialidad a la “Agência Nacional do Petróleo, Gas Natural e Biocombustíveis”(ANP) correspondiente al área de desarrollo de Lula y Cemambi, el 29 de diciembre de 2010, las reservas probadas, probables y posibles (3P) en Brasil, han llegado a los 554 millones de barriles de petróleo y gas natural. Este volumen de reservas estaba, hasta la fecha de Declaración de Comercialidad, clasificado como recursos contingentes, ya que no existía un plan de desarrollo presentado para ese área, lo que ocurrió con la presentación de la Declaración de Comercialidad y del plan de desarrollo.
 
En Angola, el volumen de reservas (2P), en una base de net entitlement, ha disminuido de 35 millones de barriles de petróleo a 20 millones de barriles de petróleo. Esta disminución es el resultado del impacto de la revisión técnica de los nuevos datos sobre las reservas y de la producción de 2010, que llegó a los 3,7 millones de petróleo, en una base de net entitlement. La entrada en producción de la CPT del campo Tômbua-Lândana, empezó en 2009 y contribuyo significativamente para el aumento de la producción en Angola en 2010. Para calcular estas reservas, se ha utilizado un precio de referencia del crudo de $79,5/bbl, equivalente al promedio de 2010, cuando en 2009 el precio considerado fue de $61,5/bbl.

Recursos contingentes 

A lo largo del año 2010, la actividad de exploración de Galp Energia ha seguido siendo muy intensa en las distintas regiones donde la empresa está presente. Estas actividades, incluyendo las de sísmica y de perforación exploratoria, han impactado en las estimaciones de recursos contingentes (3C) para Angola y Brasil, que a finales de 2010 eran de 2,4 mil millones de barriles de petróleo y gas natural.
En comparación con 2009, la estimación se ha reducido en 0,7 mil millones de barriles, con motivo de la incorporación de parte de los recursos contingentes (3C) de las áreas de desarrollo de Lula y Cemambi en reservas 3P.

Recursos prospectivos

 
La estimación de recursos prospectivos (mean unrisked estimate) a finales de 2010 ha alcanzado los 2,6 mil millones de barriles de petróleo y gas natural en comparación con 1,6 mil millones de barriles a finales de 2009. El aumento de los recursos prospectivos se debe a las intensas actividades de exploración, no solo en la cuenca de Santos, sino también en otros proyectos a nivel mundial, con una clara base de recursos de Galp Energia. Igualmente importante es la diversificación realizada a nivel de recursos de petróleo y gas natural, representando este último aproximadamente un 13% de la totalidad de recursos prospectivos.

Los volúmenes de los recursos de los contingentes recuperados indicados se refieren a la clasificación 3C (conforme a la definición SPE / WPC / AAPG). Por definición, las cantidades indicadas representan los intereses de trabajo de la Galp Energia.  

Definiciones importantes

Reservas probadas (1P)

De acuerdo con las definiciones adoptadas por la SPE y WPC, la reservas probadas son las cantidades de petróleo que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, puede estimarse con razonable certeza de que a partir de una fecha determinada, son comercialmente recuperables de los depósitos conocidos y en las condiciones económicas actuales, métodos de funcionamiento y regulaciones gubernamentales. En el caso de que sea utilizada una metodología determinista, la expresión “razonable certeza” se destina a expresar un elevado grado de confianza de que las cantidades serán recuperadas. Utilizando un enfoque probabilístico, debe existir una probabilidad mínima de un 90% para que las cantidades recuperadas sean iguales o superiores al estimado. La definición de las condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados. Por lo general, las reservas se consideran probadas si la capacidad de producción del yacimiento cuenta con el apoyo de la producción actual o por pruebas de formación. En este contexto, la expresión “probada” se refiere a las cantidades reales de reservas de petróleo y no solo a la productividad del pozo o del yacimiento. El área de yacimiento considerada como probada incluye (1) el área delineada por perforación y definida por contactos fluidos, en caso de que sea aplicable, y (2) las partes no perforadas de reservas que puedan ser razonablemente consideradas comercialmente productivas con base en los datos geológicos y de ingeniería disponibles. Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las instalaciones para el procesamiento y el transporte de estas reservas para el mercado están en funcionamiento al momento de la estimación o no hay una expectativa razonable de que dichas instalaciones vayan a ser creadas.

Reservas probadas y probables (2P)

De acuerdo con las definiciones adoptadas por la SPE y WPC, las reservas probables son una categoría de las reservas no probadas. Las reservas 2P corresponden a la suma de las reservas probadas (1P) y probables. De acuerdo con las definiciones adoptadas por la SPE y WPC el, las reservas probables son una categoría de las reservas no probadas. Las reservas no probadas se basan en datos geológicos similares o los datos de ingeniería utilizados en las estimaciones de reservas probadas, pero en relación a las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o reglamentarias impide que dichas reservas sean clasificadas como probadas. Las reservas probables son las cantidades de petróleo que, de acuerdo con el análisis de los datos geológicos y de ingeniería, tienen menor probabilidad de ser recuperadas que las reservas aprobadas, aunque mayor probabilidad que las reservas posibles.  Utilizando un enfoque probabilístico, debe existir una probabilidad mínima de un 50% para que las cantidades recuperadas sean iguales a la estimación 2P o superiores.

Reservas probadas, probables y posibles (3P)

Las reservas 3P corresponden a la suma de las reservas probadas, probables y posibles. De acuerdo con las definiciones adoptadas por la SPE y WPC, las reservas posibles son una categoría de las reservas no probadas. Las reservas no probadas se basan en datos geológicos similares o los datos de ingeniería utilizados en las estimaciones de reservas probadas, pero en relación a las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o reglamentarias impide que dichas reservas sean clasificadas como probadas. Las reservas posibles tienen una probabilidad de recuperación menor que las reservas probables. Utilizando un enfoque probabilístico, debe existir una probabilidad mínima de un 10% para que las cantidades recuperadas sean iguales o superiores a la estimación 3P.

Recursos contingentes (3C)

Los recursos contingentes se refieren a cantidades de petróleo estimado, en una fecha determinada, como potencialmente recuperable de yacimientos conocidos, pero que aún no son comercialmente recuperables.

Esto puede ocurrir por varias razones, por ejemplo, lo relacionado con la madurez del proyecto (el que se necesite una evaluación más precisa para apoyar del plan de desarrollo), la tecnología (es necesario desarrollar y probar una nueva tecnología que permita explotar comercialmente las cantidades estimadas), o del mercado (los contratos de venta aún no están en el lugar o es necesario instalar una infraestructura que lleve el producto hasta los clientes).

Las cantidades de esta categoría no pueden ser consideradas como reservas.

Recursos prospectivos

Recursos prospectivos son para las cantidades de petróleo estimado, para una fecha determinada de ser potencialmente recuperables de los depósitos conocidos, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuro. Los volúmenes estimados están sujetos a ciertas incertezas comerciales y tecnológicas. Las cantidades clasificadas en esta clase no pueden ser clasificadas como reserva de recursos contingentes.