Eval. Reservas en Revision
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SUBDIRECCIÓN TÉCNICA DE EXPLORACIÓN
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
EVALUACIÓN DE RESERVAS
202-40000-PO-ER-001
ACTIVOS DE EXPLORACIÓN Y
COMPONENTE EXPLORATORIA DE LOS ACTIVOS INTEGRALES
22-OCTUBRE-2010
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HOJA DE AUTORIZACIÓN
PROPONE:
Juan A. Cuevas Leree Manuel Terán García Arturo Soto Cuervo
Administrador del Activo de Exploración Sur
Administrador del Activo de Exploración Plataforma
Continental Sur
Administrador del Activo de Exploración Golfo de México
Norte
Víctor Valdivieso Ramos
Ricardo Martínez Sierra
Hermilo González de la Torre
Coordinador del Grupo Multidisciplinario de
Proyectos de Exploración del Activo Integral Veracruz
Coordinador de Prospectos y Caracterización Inicial del
Activo Integral Burgos
Administrador del Activo Integral
Holok-Temoa
CONFORME:
Fernando López Arriaga
Gerente de Geología
AUTORIZA:
J. Antonio Escalera Alcocer
Subdirector Técnico de Exploración
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En la elaboración de este documento participó el Equipo de Trabajo siguiente:
Nombre Área Firma
Esmer Orlando Rivas Reyes
GGL
Carlos Pérez Escamilla
GGL
Juan Ignacio Juárez Placencia
GGL
Gildardo A. Velasco Vázquez
GGL
Jesús García Hernández
AES
Guadalupe Inés Cruz Antonio
AIV
J. Jesús Monroy Santiago
AESPCS
Leonardo Enrique Aguilera Gómez
AIHT
Mario Alfredo Marhx Rojano
AEGMN
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ÍNDICE
1.- OBJETIVO ....................................................................................................................................... 5
2.- ÁMBITO DE APLICACIÓN O ALCANCE, RESPONSABILIDADES Y AUTORIDAD ...................... 5
3.- REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN ....................................................................................................... 6
4.- MARCO NORMATIVO ..................................................................................................................... 6
5.- DEFINICIONES ................................................................................................................................ 6
6.- REQUISITOS DE SEGURIDAD, SALUD, PROTECCIÓN AMBIENTAL Y CALIDAD .................... 10
7.- DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS ACTIVIDADES ................................................................. 11
DESARROLLO ................................................................................................................................... 11 7.1. EVALUACIÓN DE RESERVAS (CÁLCULO DETERMINÍSTICO). ........................................................... 11 7.2. EVALUACIÓN DE RESERVAS (CÁLCULO PROBABILÍSTICO) (CERYD). ........................................... 12 7.3 REVISIÓN DE VOLÚMENES DE RESERVAS. ..................................................................................... 13 7.4. REGISTROS ............................................................................................................................... 13 7.5. REFERENCIAS ............................................................................................................................ 13
8.- DIAGRAMA DE FLUJO ................................................................................................................. 14
9.- ANEXOS ........................................................................................................................................ 15
NO APLICA ....................................................................................................................................... 15
10.- CONTROL DE ACTUALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO ......................................................... 15
11.- VERIFICACIÓN DE QUE EL PROCEDIMIENTO CUMPLE CON EL PROCEDIMIENTO B-RH-800-70500-14 ..................................................................................................................................... 15
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1.- OBJETIVO
Definir los criterios y determinar las acciones para realizar la Evaluación de Reservas de manera
estandarizada, en pozos exploratorios, delimitadores y/o por estudios de Caracterización en los Activos
de Exploración y Activos Integrales (Holok-Temoa, Burgos y Veracruz) para su certificación.
2.- ÁMBITO DE APLICACIÓN O ALCANCE, RESPONSABILIDADES Y AUTORIDAD
Ámbito de aplicación o Alcance El proceso de Evaluación de Reservas inicia una vez que el pozo resulta productor y ha sido notificado
mediante oficio la terminación oficial del pozo y concluye con la presentación de la información que
sustenta la certificación de las reservas en un periodo máximo de 60 días hábiles. El presente
documento es de aplicación a todas las actividades de Evaluación de Reservas.
Responsabilidades y Autoridad
Las Coordinaciones de Caracterización Inicial y Delimitación (CCID) de los Activos de Exploración y de
las Coordinaciones de Prospectos y Caracterización Inicial (CPCI) de los Activos Integrales (Burgos y
Veracruz) y la Coordinación de Operación Geológica del Activo Integral Holok-Temoa (COGHT) tienen
la responsabilidad de realizar las actividades de Evaluación de Reservas conforme a la normatividad
establecida.
La STER por medio de la Gerencia de Geología (GGL) asegura la calidad técnica de los trabajos de
Evaluación de Reservas.
Las Coordinaciones de Caracterización Inicial y Delimitación (CCID) de los Activos de Exploración y de
las Coordinaciones de Prospectos y Caracterización Inicial (CPCI) de los Activos Integrales (Burgos y
Veracruz) y la Coordinación de Operación Geológica del Activo Integral Holok-Temoa (COGHT) tiene
autoridad para solicitar la información requerida para realizar las actividades de Evaluación de
Reservas.
La STER por medio de la Gerencia de Geología (GGL) tiene autoridad para solicitar que las
actividades de Evaluación de Reservas se realicen acorde a la normatividad establecida.
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3.- REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN
Los representantes de las Coordinaciones de Caracterización Inicial y Delimitación (CCID) de los
Activos de Exploración y de las Coordinaciones de Prospectos y Caracterización Inicial (CPCI) de los
Activos Integrales (Burgos y Veracruz) y la Coordinación de Operación Geológica del Activo Integral
Holok-Temoa (COGHT) con el apoyo de la STER a través de la Gerencia de Geología (GGL) son los
responsables de revisar y/o actualizar este documento, cada vez que se tengan cambios
organizacionales, metodológicos u otros que incidan en el presente documento.
4.- MARCO NORMATIVO
4.1. Programa Estratégico de Pemex Exploración y Producción 2007-2015.
4.2. Programa Estratégico de Exploración 2008-2012.
4.3. Normatividad del Proceso Exploratorio y de las Geociencias de Producción (Documento Rector).
4.4. Procedimiento para la certificación de volúmenes y reservas originales de hidrocarburos de yacimientos nuevos, clave: 200- 84000- PA -001.
5.- DEFINICIONES
CCID: Coordinaciones de Caracterización Inicial y Delimitación.
COGHT: Coordinación de Operación Geológica del Activo Integral Holok-Temoa.
CPCI: Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial.
GRHYPE.- Gerencia de Reservas de Hidrocarburos y Proyectos de Explotación.
STER: Subdirección Técnica de Exploración.
ACEITE: Porción de petróleo que existe en fase líquida en los yacimientos y permanece así en
condiciones originales de presión y temperatura. Puede incluir pequeñas cantidades de sustancias que
no son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o igual a 10,000 centipoises, a la temperatura
original del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas (estabilizado). Es práctica común clasificar
al aceite en función de su densidad y expresada en grados API.
ACTIVO INTEGRAL: Unidad organizacional que tiene la responsabilidad y la autoridad sobre la
administración y los resultados económicos de cada campo y cuenca de exploración a su cargo, así
como también sobre la formulación y ejecución de sus proyectos.
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ACTIVO DE EXPLORACIÓN: Unidad organizacional que tiene la responsabilidad y la autoridad para
estudiar y explorar el subsuelo a su cargo.
CÉDULA DE RESERVAS: Documento donde quedan asentados los vólumenes originales, reservas
remanentes y de petróleo crudo equivalente evaluados en sus direfentes clasificaciones de reservas
(probadas, probables y posibles), así como los factores y parámetros que intervienen en la evaluación.
CONDENSADOS: Líquidos de gas natural constituidos principalmente por pentanos y componentes de
hidrocarburos más pesados.
CRITERIOS DE ACEPTACIÓN: Características de los insumos, del producto y de los requerimientos
del cliente que deben cumplirse para la ceptación del producto.
DENSIDAD: Es una propiedad intrínseca de la materia que relaciona a la masa de una sustancia y a
su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en gramos por centímetro
cúbico, o en libras por galón.
DESCUBRIMIENTO: Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que
prueban formaciones con producción comercial de hidrocarburos e incluye los recursos contingentes.
FACTOR DE VOLÚMEN (B): Factor que relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento con
la unidad de volumen en la superficie. Se tienen factores de volumen para el aceite, para el gas, para
ambas fases y para el agua. Se puede medir directamente de una muestra, calcularse u obtenerse por
medio de correlaciones empíricas.
GAS NATURAL: Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en
soluciones de aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir
algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o bióxido de
carbono).
GAS SECO EQUIVALENTE A LÍQUIDO (GSEL): Volumen de aceite crudo que por su poder calorífico
equivale al volumen del gas seco.
HIDROCARBUROS: Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono.
INTERVALO A PROBAR: Es el intervalo del pozo, seleccionado para ser evaludo mediante prueba de
producciónpor tener mejores características petrofísicas.
LÍMITE ECONÓMICO: Es el punto en el cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos
se igualan a los costos incurridos en su explotación.
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LINEAMIENTOS PARA LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS: Documento
normativo emitido por la Gerencia de Reservas de Hidrocarburos y Proyectos de Explotación de la
Subdirección de Planeación y Evaluación, en donde se presentan los criterios y las metodologías de
cálculo empleados en Pemex Exploración y Producción (PEP), para apoyar en una mejor
documentación del proceso de estimación y difundir los lineamientos acerca de cómo deben ser
reportadas las reservas.
MODELO PETROFÍSICO: Es la representación gráfica del contenido mineralógico de la roca,
determinada a partir de la información de registros geofísicos y núcleos, discretizando los diferentes
tipos de matriz, porosidad primaria y secundaria, así como los tipos de fluidos contenidos en ella y su
capacidad de que estos fluyan a través del medio poroso. Define parámetros básicos: permeabilidad
(K), porosidad (Ø), Volumen de Arcilla (VSh), Saturación de Agua (Sw).
MUESTREO DE FLUIDOS: Es la obtención de una muestra (de superficie o de fondo) representativa
de los fluidos producidos durante una prueba de producción.
NÚCLEO: Muestra cilíndrica de roca tomada de una formación durante la perforación en el fondo o en
las paredes del pozo, con el fin de determinar su litología, propiedades del espacio poroso (
permeabilidad, porosidad, saturación de hidrocarburos) y otras propiedades asociadas a las rocas de
interés.
PETRÓLEO: Mezcla de hidrocarburos compuesta de combinaciones de átomos de carbono e
hidrógeno que se encuentran en los espacios porosos de la roca. El petróleo puede contener
pequeñas proporciones de heterocompuestos de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Los
compuestos que forman el petróleo pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido, dependiendo de
su naturaleza y de las condiciones de presión y temperatura existentes.
PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE (PCE): Suma de aceite crudo, condensado, líquidos de plantas
y gas seco equivalente a líquido. La suma de los líquidos totales de hidrocarburos.
POZO EXPLORATORIO: Pozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosa
subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación sea económicamente rentable.
PRESIÓN DE ABANDONO: Es función directa de las premisas económicas y corresponde a la
presión de fondo estático a la cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos producidos
son iguales a los costos de operación del pozo. Cuando se considera un pozo nuevo descubierto,
frecuentemente se requiere una estimación de la presión de abandono para la evaluación de reservas.
PRESIÓN DE SATURACIÓN: Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase
líquida a la región de dos fases.
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PRESIÓN ORIGINAL: Presión que prevalece en un yacimiento que no ha sido explotado. Es la que se
mide en el pozo descubierto de una estructura productora.
PROCESO: Conjunto ordenado de pasos y etapas de una función o actvidad sustantiva, con
características de acción concatenada, dinámica y progresiva, que concluye con la obtención de un
resultado.
PROGRAMA DE LA PROUEBA DE PRESIÓN-PRODUCCIÓN: Es la secuencia de operaciones a
seguir durante una prueba de presión producción.
PRUEBA PRESIÓN-PRODUCCIÓN Y/O TOMA DE INFORMACIÓN: Es la medición continua de la
presión (superficial y/o de fondo), temperatura y gastos de aceite y/o gas en un pozo, con diferentes
diámetros de estranguladores de fondo o superficie para definir el potencial productor del pozo e
identificar el flujo crítico optimo para la mejor explotación del pozo así como definir las caracterísiticas
de un yacimiento.
PVT: Análisis de presión, volumen y temperatura que caracterizan a los fluidos recuperados.
REGIÓN: Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de Pemex Exploración y
Producción.
REGISTRO: Evidencia documental o electrónica que se genera (con formato digital o sin formato).
RESERVA DE HIDROCARBUROS: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas,
que será producido ecomómicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación
aplicables a la fecha de la evaluación.
RESERVA ORIGINALES DE HIDROCARBUROS: Volumen de hidrocarburos a condiciones
atmosféricas, que se espera recuperar con los métodos y sistemas de explotación aplicables a una
fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto que podrá obtenerse al final de la explotacón
del yacimiento.
RESERVAS PROBADAS: Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones
atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estiman con razonable
certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de
yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operaciones y regulaciones
gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva
probada no desarrollada.
RESERVAS PROBABLES: Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugiere que son más tendientes a ser comerciales recuperables que no serlo.
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RESERVAS POSIBLES: Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de
ingeniería sugiere que son menos probables de ser comercialmente recuperables que las reservas
probables.
RESERVA REMANENTE: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda
por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de
explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de
hidrocarburos a una fecha específica.
SERVIDOR: Equipo constituido por un arreglo de discos de gran capacidad de memoria donde se
administra la base de datos general del Activo.
YACIMIENTO: Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comportan como un
sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y
presión elevadas ocupando los espacios porosos.
Para mayor información de terminos técnicos consultar el glosario de definiciones
http://142.63.2.2/calidad/Glosario.htm#def.
6.- REQUISITOS DE SEGURIDAD, SALUD, PROTECCIÓN AMBIENTAL Y CALIDAD
Aplican las recomendaciones de Seguridad para oficinas descritas en el Reglamento de Seguridad e
Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios correspondiente a:
Capítulo XXVII Salud en el Trabajo e Higiene Industrial.
Capítulo XXIX Edificios Administrativos (Oficinas).
Para contaminación lo que aplicará del Capítulo III Prevención de la Contaminación del agua por
estar en oficinas.
En el caso de calidad las establecidas en el Manual de la Calidad, 202-40000-MPA-CAL-001.
6.1 Recomendaciones de Seguridad de las actividades críticas.
No aplica
6.2 Recomendaciones de Salud de las actividades críticas.
No aplica
6.3 Recomendaciones de Protección Ambiental de las actividades críticas.
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EVALUACIÓN DE RESERVAS
No aplica
6.4 Recomendaciones de Calidad de las actividades críticas.
No aplica
7.- DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS ACTIVIDADES
DESARROLLO
El proceso de Evaluación de Reservas consiste de las actividades mediante las cuales,
Coordinaciones de Caracterización Inicial y Delimitación (CCID) de los Activos de Exploración y de las
Coordinaciones de Prospectos y Caracterización Inicial (CPCI) de los Activos Integrales (Burgos y
Veracruz) y la Coordinación de Operación Geológica del Activo Integral Holok-Temoa (COGHT)
estiman los volumenes de reservas que serán incorporadas. Este proceso inicia una vez que se tiene
un pozo exploratorio productor o delimitador, minuta de trabajo (Registro 7.13.6) del Procedimiento
Operativo de Caracterización Inicial con clave 202-40000-PO-CI-001 y termina con la presentación de
la información que sustenta los volumenes de reservas a certificar.
7.1. Evaluación de Reservas (Cálculo Determinístico).
Para la Evaluación de Reservas utilizando métodos determinísticos se realizan las siguientes
actividades:
7.1.1 Compilación, análisis e integración de información Geológica, Geofísica y de Ingeniería.
Los especialistas de las CCID, de las CPCI y la COGHT compilarán la siguiente información
Geológica, Geofísica y de Ingeniería.
Configuración estructural.
Secciones estructurales.
Plano de isopacas en caso de requerirse.
Análisis PVT.
Modelo petrofísico.
Pruebas presión-producción y factores de recuperación.
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7.1.2 Definición de áreas y límites del Yacimiento
Los especialistas de las CCID, de las CPCI y la COGHT, en función de la incertidumbre
geológica, definen las áreas a evaluar del campo en sus diferentes clasificaciones de reservas:
probadas, probables y posibles. Asimismo determinan el (los) límite(s), físico, convencional y/o
contacto agua-aceite, a considerar en el cálculo de las reservas a partir de los resultados
obtenidos de las pruebas de presión-producción y/o del análisis de los registros geofísicos.
7.1.3 Evaluación del volumen original de hidrocarburos.
a) Obtención del volumen original a condiciones de yacimiento
Volumen de roca
Volumen poroso
Volumen de hidrocarburos
b) Obtención del volumen original a condiciones de superficie
Volumen original a condiciones de yacimiento / factor de volumen (gas o aceite).
7.1.4 Cálculo de volúmenes de reservas.
Para obtener los volúmenes de reservas se debe multiplicar el volumen original a condiciones de
superficie por el factor de recuperación de acuerdo al tipo de yacimiento (gas o aceite).
7.1.5 Clasificación de reservas.
Una vez que se ha efectuado el cálculo, las reservas deben ser clasificadas en probada,
probable, posible, y 1P, 2P y 3P, en gas, aceite y Petróleo Crudo Equivalente (PCE).
7.2. Evaluación de Reservas (Cálculo Probabilístico) (CERYD).
Las CCID, las CPCI y la COGHT con el apoyo de la GGL de la STER, realizarán el cálculo
probabilístico de Reservas con la herramienta de evaluación CERYD de la STER, para estimar las
distribuciones de volumen y de probabilidad de éxito en el caso de los pozos exploratorios; y la
reclasificación y/o incorporación en el caso del pozo delimitador. Consultar el Manual del CERYD
http://142.141.3.10/web_sede/volumetrica/documentos/manuales/manual_ceryd.pdf
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EVALUACIÓN DE RESERVAS
7.3 Revisión de volúmenes de reservas. En esta etapa la GGL de la STER revisa los volúmenes de reservas propuestos por las CCID, las
CPCI y la COGHT, que han elaborado con base en el modelo geológico y que serán presentados para
la certificación de reservas. (Registro 7.4.1).
7.4. Registros
7.4.1 Minuta de Revisión de Volúmenes de Reservas.
7.5. Referencias
7.5.1 Procedimiento para la certificación de volúmenes y reservas originales de hidrocarburos de yacimientos nuevos, clave: 200- 84000- PA -001, el cual puede ser consultado en la dirección electrónica:
http://142.63.2.2/calidad/Externos/200-84000-PA-001_ProcCertVolResOrigHidYacNue_V00_15Jun07.pdf
7.5.2 Manual de la Herramienta de Evaluación Volumétrica.
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8.- DIAGRAMA DE FLUJO
AE´s AI´s GGL ACTIVIDADES
INICIO DEL PROCEDIMIENTO
7.1. Evaluación de Reservas (Cálculo Determinístico) 7.1.1. Compilación, análisis e integración de información
Geológica, Geofísica y de Ingeniería. (viene del Procedimiento Operativo de Caracterización
Inicial, clave: 202-40000-PO-CI-001.
7.1.2. Definición de áreas y Límite del Yacimiento.
7.1.3. Evaluación del volumen original de hidrocarburos.
7.1.4. Cálculo de volúmenes de reservas.
7.1.5. Clasificación de reservas.
7.2. Evaluación de reservas. (Cálculo probabilístico) (CERYD)
7.3. Revisión de volúmenes de reservas.
Minuta de revisión de volumenes de reservas.
FIN DEL PROCEDIMIENTO
INICIO
7.1
7.1.3.
7.1.5.
FIN
7.1.1.
7.1.4.
NO
SI
7.2.
202-40000-PO-CI-001
7.1.2.
7.3.
7.4.1
Certificación de reservas
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9.- ANEXOS
No aplica
10.- CONTROL DE ACTUALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO
HOJA No.
ESTADO DE REVISIÓN
No. DESCRIPCIÓN
INICIALES, FIRMA Y FECHA
CONFORME AUTORIZA
2.0 Debido a los múltiples cambios a lo largo del procedimiento se recomienda leer todo el documento.
11.- VERIFICACIÓN DE QUE EL PROCEDIMIENTO CUMPLE CON EL PROCEDIMIENTO
B-RH-800-70500-14
VERIFICA
J. ARTURO NAVA ÁVILA CRUZ
REPRESENTANTE PARA LA CALIDAD DE LA STER
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