Este documento define las reservas de petróleo probadas, probables y posibles según la Sociedad de Ingenieros Petroleros y el Congreso Mundial del Petróleo. Las reservas probadas son las cantidades que se espera recuperar comercialmente con un alto grado de certeza. Las reservas probables son más inciertas que las probadas, mientras que las posibles son aún más inciertas. El documento también distingue entre reservas desarrolladas y no desarrolladas.
Este documento presenta un análisis comparativo de diferentes métodos para interpretar pruebas de pozos con flujo multifásico y condiciones de gasto y presión variables. Se describen los métodos tradicionales de normalización por gasto y deconvolución, los cuales se justifican principalmente para flujo monofásico. También se discuten métodos empíricos propuestos para flujo multifásico. Finalmente, se presenta un método desarrollado en los años 1990 que estima la permeabilidad efectiva y el daño mecánico utilizando solo
Este documento presenta la metodología para calcular el agotamiento de las reservas de petróleo de un país. Describe las categorías de reservas, las cuentas físicas y monetarias, y los métodos de valoración como el precio neto y el costo de uso. Explica conceptos como producción, descubrimientos, revisiones y vida útil de las reservas.
Este documento presenta las prácticas estándares para la medición manual de petróleo y productos en tanques estacionarios. Detalla los procedimientos para medir el nivel de líquido y agua libre, así como verificar el equipo de medición. También cubre conceptos clave como puntos de referencia, cortes, mediciones de apertura y cierre, y tablas de capacidad de tanques. Finalmente, discute factores que afectan la precisión de las mediciones, como la expansión térmica, movimiento del fondo del tanque, y def
Este documento presenta una metodología para el análisis y mantenimiento de la producción base en campos maduros. La metodología utiliza información de bases de datos como producción, presiones, temperaturas, características de fluidos y condiciones de los pozos para generar gráficas históricas que representan el comportamiento dinámico de los pozos. El análisis de estas gráficas permite diagnosticar problemas que afectan la producción y proponer soluciones para restablecer o incrementar la producción. Finalmente, se present
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de producción de pozos que proporcionan información sobre las características del yacimiento, como la permeabilidad y la presión. Las pruebas incluyen pruebas de restauración de presión, interferencia, inyección, falloff y arrastre. El objetivo es establecer los parámetros de producción óptimos y regular las condiciones de explotación para mantener una producción constante a largo plazo.
Manejo actualizacion e interpretacion de normas apifreddyho
El documento describe un curso especializado en interpretación, manejo, actualización y cumplimiento de normas API-MPMS para la medición de petróleo y productos químicos. El curso se llevará a cabo en Bogotá, Colombia del 9 al 12 de julio. El curso cubrirá temas como vocabulario, calibración de tanques, medición de tanques, sistemas de pruebas, medidores y propiedades químicas. El objetivo es promover la uniformidad en los procedimientos de medición para el control de calidad y cantidad
Este documento presenta un método para evaluar yacimientos petrolíferos inicialmente bajosaturados a través del análisis del comportamiento del logaritmo natural de la presión contra la producción acumulada de aceite. Este método permite determinar el volumen original de hidrocarburos y evaluar los mecanismos naturales de empuje. Asimismo, se describe el modelo informático MEYVOMAX desarrollado para aplicar este método, el cual ha evolucionado a lo largo de 18 años incorporando subrutinas para el cálculo de par
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
Este documento presenta un análisis comparativo de diferentes métodos para interpretar pruebas de pozos con flujo multifásico y condiciones de gasto y presión variables. Se describen los métodos tradicionales de normalización por gasto y deconvolución, los cuales se justifican principalmente para flujo monofásico. También se discuten métodos empíricos propuestos para flujo multifásico. Finalmente, se presenta un método desarrollado en los años 1990 que estima la permeabilidad efectiva y el daño mecánico utilizando solo
Este documento presenta la metodología para calcular el agotamiento de las reservas de petróleo de un país. Describe las categorías de reservas, las cuentas físicas y monetarias, y los métodos de valoración como el precio neto y el costo de uso. Explica conceptos como producción, descubrimientos, revisiones y vida útil de las reservas.
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Este documento presenta una metodología para el análisis y mantenimiento de la producción base en campos maduros. La metodología utiliza información de bases de datos como producción, presiones, temperaturas, características de fluidos y condiciones de los pozos para generar gráficas históricas que representan el comportamiento dinámico de los pozos. El análisis de estas gráficas permite diagnosticar problemas que afectan la producción y proponer soluciones para restablecer o incrementar la producción. Finalmente, se present
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de producción de pozos que proporcionan información sobre las características del yacimiento, como la permeabilidad y la presión. Las pruebas incluyen pruebas de restauración de presión, interferencia, inyección, falloff y arrastre. El objetivo es establecer los parámetros de producción óptimos y regular las condiciones de explotación para mantener una producción constante a largo plazo.
Manejo actualizacion e interpretacion de normas apifreddyho
El documento describe un curso especializado en interpretación, manejo, actualización y cumplimiento de normas API-MPMS para la medición de petróleo y productos químicos. El curso se llevará a cabo en Bogotá, Colombia del 9 al 12 de julio. El curso cubrirá temas como vocabulario, calibración de tanques, medición de tanques, sistemas de pruebas, medidores y propiedades químicas. El objetivo es promover la uniformidad en los procedimientos de medición para el control de calidad y cantidad
Este documento presenta un método para evaluar yacimientos petrolíferos inicialmente bajosaturados a través del análisis del comportamiento del logaritmo natural de la presión contra la producción acumulada de aceite. Este método permite determinar el volumen original de hidrocarburos y evaluar los mecanismos naturales de empuje. Asimismo, se describe el modelo informático MEYVOMAX desarrollado para aplicar este método, el cual ha evolucionado a lo largo de 18 años incorporando subrutinas para el cálculo de par
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
El documento habla sobre la calibración de tanques y recipientes a presión en la industria de procesos. Explica que la calibración consiste en obtener una función que permita conocer el volumen contenido en función del nivel de líquido, considerando variables como las propiedades del producto, el diseño del tanque y el método de medición. Describe dos métodos de calibración (volumétrico y geométrico) y las normas ISO, API e IP que rigen este proceso para asegurar precisión.
Este documento presenta una introducción al curso de "Well Testing Básico". El curso está dirigido a personal técnico con poca o mediana experiencia en pruebas de pozos. Cubre conceptos geológicos básicos, cálculos matemáticos, herramientas y equipos utilizados, y cómo planificar y operar pruebas de pozos de manera segura. Explica conceptos como formaciones geológicas, tipos de rocas, trampas, porosidad, permeabilidad y mecanismos de empuje de hidrocar
Este documento describe las tecnologías desarrolladas para operaciones en pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT). Define tres categorías de pozos HPHT en función de umbrales de temperatura y presión: HPHT (hasta 150°C y 69 MPa), Ultra-HPHT (hasta 205°C y 138 MPa) y HPHT-hc (más de 260°C y 241 MPa). Explica que los materiales, herramientas y productos químicos deben ser rigurosamente probados y calificados para soportar las severas condiciones de
Este documento describe los materiales de referencia certificados (MRC), que son la mejor referencia para verificar la exactitud de los resultados analíticos. Los MRC son materiales cuya concentración u otras propiedades han sido certificadas por organismos competentes. Para ser considerados MRC, los materiales deben ser trazables, homogéneos, estables, similares a las muestras reales y tener una incertidumbre certificada. Organismos como el NIST y el IRMM producen MRC de alta calidad para diversas matrices y analitos.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de productividad que se pueden realizar en pozos de petróleo y gas para medir su capacidad de producción, incluyendo pruebas de flujo tras flujo, pruebas sencillas, pruebas isocronales convencionales y modificadas. También explica conceptos como el potencial de producción, el índice de productividad y cómo estas pruebas pueden usarse para estimar la permeabilidad, el factor de daño y otros parámetros del yacimiento.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
El documento describe una metodología para optimizar sistemas de producción de hidrocarburos utilizando el análisis nodal. El curso se estructura en cinco capítulos que cubren: 1) los componentes del sistema de producción, 2) el comportamiento de flujo en el yacimiento y la completación, 3) correlaciones de flujo multifásico en tuberías, 4) la capacidad de producción de pozos, y 5) la metodología de optimización que incluye cotejar el comportamiento actual y optimizar los componentes del sistema. El objetivo
El documento presenta un modelo matemático de optimización para la planificación de la producción de petróleo en los pozos de un reservorio. El modelo es de tipo MINLP y considera el comportamiento no lineal de la presión en los pozos, así como también los tiempos de operación y cierre de los pozos en cada período. El objetivo es minimizar los costos de producción determinando los caudales óptimos y tiempos de operación para cada pozo, respetando restricciones como la presión mínima admisible y satisfacer la demanda. El modelo es
We have specialized work teams and a proven track record in the inspection of thermomechanical works, especially in pipeworks and assembly of civil and thermomechanical installations connected with the production, transport and distribution of hydrocarbons (gas compression plants, pressure regulation plants, filtering and measuring stations, storage tanks, metallic structures, shelters, etc.)
Este documento presenta un resumen de la tesis titulada "Aplicación del Método de Holmberg para el Mejoramiento de la malla de voladura en la Empresa Minera Aurífera Retamas S.A.". La tesis fue presentada por Robert Antonio Loza Carazas para optar el título de Ingeniero de Minas en la Universidad Nacional "Jorge Basadre Grohmann" en Tacna, Perú en el año 2013. El objetivo general de la tesis fue realizar un análisis del diseño y aplicación de voladura en la mina e implementar el
El documento describe los conceptos de reservas probadas, probables y posibles de petróleo. Las reservas probadas son las cantidades que pueden ser estimadas con razonable certeza que serán recuperadas comercialmente bajo las condiciones actuales. Las reservas probables son menos ciertas que las probadas, mientras que las reservas posibles son aún menos ciertas que las probables. La clasificación de las reservas depende de la certeza geológica e ingenieril y de la incertidumbre técnica, contractual, económica o regulatoria
El documento clasifica y define las reservas de hidrocarburos. Las reservas se clasifican como probadas, probables o posibles dependiendo del nivel de certeza sobre su existencia y recuperabilidad. Las reservas probadas son aquellas con evidencia física de producción, mientras que las reservas probables y posibles tienen menor certeza. El documento también describe los métodos para estimar las reservas bajo condiciones de incertidumbre y define los límites físicos y convencionales de un yacimiento.
El documento describe los conceptos de reservas de petróleo, recursos petroleros y factores que afectan la estimación de reservas. Las reservas de petróleo son la cantidad que puede extraerse técnicamente a un costo viable, mientras que los recursos incluyen todo el petróleo recuperable sin importar el costo. Solo una fracción del petróleo total en un yacimiento, llamado petróleo in situ, puede considerarse reservas debido a limitaciones tecnológicas y características del yacimiento.
Este documento describe los recursos energéticos y el sistema de gestión de recursos petrolíferos. Explica las categorías de recursos como reservas, recursos contingentes y prospectivos, y cómo se clasifican según el estado del proyecto, madurez, estado económico, rango de incertidumbre, y si son convencionales o no convencionales. Además, proporciona definiciones de términos como recursos in situ, recursos recuperables, y cómo se estiman las cantidades mediante enfoques deterministas y de probabilidad.
Este documento describe los elementos clave de un plan de explotación de yacimientos petroleros, incluyendo los mecanismos de producción, factores a considerar para la retroalimentación y mejora del plan, y criterios para la validación y selección de las mejores prácticas. También resume las fases clave de un estudio integrado de un yacimiento, como la caracterización del yacimiento, simulación dinámica y desarrollo de una estrategia de explotación.
Este documento define las reservas de petróleo y cómo se clasifican. Explica que las reservas probadas, probables y posibles se refieren a la certeza de que el petróleo puede ser recuperado comercialmente. También describe los métodos para calcular las reservas, incluidos los métodos de analogía, volumétrico, balance de materiales y simulación de yacimientos.
El documento habla sobre la estimación de reservas minerales. Define conceptos como mineral, mena, recursos y reservas, y explica los tipos de cada uno (medidos, indicados e inferidos). También describe los métodos para delimitar yacimientos, calcular volúmenes, tonelajes y leyes, así como la importancia de la ley de corte para determinar la viabilidad económica de la extracción.
Este documento resume el concepto de potencial de producción de hidrocarburos. El potencial de producción se define como el proceso de explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos cumpliendo con las leyes ambientales y de seguridad. Se calcula como la suma de los potenciales de todos los pozos productores activos e inactivos que puedan ser incorporados a producción dentro de los próximos tres meses, considerando los contratos y arreglos administrativos existentes.
Este documento resume los conceptos clave relacionados con la clasificación y estimación de reservas de hidrocarburos. Explica que un yacimiento de hidrocarburos contiene agua, petróleo y/o gas en zonas porosas, y que los pozos de producción son la unidad básica para extraer el petróleo. Además, define reservas probadas, probables y posibles en función de la certeza sobre las cantidades recuperables, y distingue entre reservas desarrolladas y no desarrolladas según la infraestructura
Este documento resume los conceptos clave relacionados con la clasificación y estimación de reservas de hidrocarburos. Explica que un yacimiento de hidrocarburos contiene agua, petróleo y/o gas en zonas porosas, y que la extracción requiere perforar pozos. Además, describe los diferentes tipos de reservas (probadas, probables y posibles), así como los métodos para estimar las reservas primarias y suplementarias. Finalmente, resalta la importancia de considerar factores como el volumen de formación, la
Este documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos, clasificación de reservas según certeza de ocurrencia y método de recuperación. También explica los métodos utilizados para estimar las reservas de hidrocarburos, como el método volumétrico, análisis de datos, modelos matemáticos y analogías.
El documento describe los pasos para caracterizar y modelar un yacimiento petrolífero, incluyendo una etapa estática para definir la geometría y parámetros petrofísicos, y una etapa dinámica para analizar la interacción roca-fluido. Explica los procesos de modelamiento geológico, petrofísico, geoestadístico y los análisis PVT para determinar las propiedades de los fluidos. Finalmente, clasifica las reservas en probadas, probables y posibles según el grado de certeza sobre la
El documento habla sobre la calibración de tanques y recipientes a presión en la industria de procesos. Explica que la calibración consiste en obtener una función que permita conocer el volumen contenido en función del nivel de líquido, considerando variables como las propiedades del producto, el diseño del tanque y el método de medición. Describe dos métodos de calibración (volumétrico y geométrico) y las normas ISO, API e IP que rigen este proceso para asegurar precisión.
Este documento presenta una introducción al curso de "Well Testing Básico". El curso está dirigido a personal técnico con poca o mediana experiencia en pruebas de pozos. Cubre conceptos geológicos básicos, cálculos matemáticos, herramientas y equipos utilizados, y cómo planificar y operar pruebas de pozos de manera segura. Explica conceptos como formaciones geológicas, tipos de rocas, trampas, porosidad, permeabilidad y mecanismos de empuje de hidrocar
Este documento describe las tecnologías desarrolladas para operaciones en pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT). Define tres categorías de pozos HPHT en función de umbrales de temperatura y presión: HPHT (hasta 150°C y 69 MPa), Ultra-HPHT (hasta 205°C y 138 MPa) y HPHT-hc (más de 260°C y 241 MPa). Explica que los materiales, herramientas y productos químicos deben ser rigurosamente probados y calificados para soportar las severas condiciones de
Este documento describe los materiales de referencia certificados (MRC), que son la mejor referencia para verificar la exactitud de los resultados analíticos. Los MRC son materiales cuya concentración u otras propiedades han sido certificadas por organismos competentes. Para ser considerados MRC, los materiales deben ser trazables, homogéneos, estables, similares a las muestras reales y tener una incertidumbre certificada. Organismos como el NIST y el IRMM producen MRC de alta calidad para diversas matrices y analitos.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de productividad que se pueden realizar en pozos de petróleo y gas para medir su capacidad de producción, incluyendo pruebas de flujo tras flujo, pruebas sencillas, pruebas isocronales convencionales y modificadas. También explica conceptos como el potencial de producción, el índice de productividad y cómo estas pruebas pueden usarse para estimar la permeabilidad, el factor de daño y otros parámetros del yacimiento.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
El documento describe una metodología para optimizar sistemas de producción de hidrocarburos utilizando el análisis nodal. El curso se estructura en cinco capítulos que cubren: 1) los componentes del sistema de producción, 2) el comportamiento de flujo en el yacimiento y la completación, 3) correlaciones de flujo multifásico en tuberías, 4) la capacidad de producción de pozos, y 5) la metodología de optimización que incluye cotejar el comportamiento actual y optimizar los componentes del sistema. El objetivo
El documento presenta un modelo matemático de optimización para la planificación de la producción de petróleo en los pozos de un reservorio. El modelo es de tipo MINLP y considera el comportamiento no lineal de la presión en los pozos, así como también los tiempos de operación y cierre de los pozos en cada período. El objetivo es minimizar los costos de producción determinando los caudales óptimos y tiempos de operación para cada pozo, respetando restricciones como la presión mínima admisible y satisfacer la demanda. El modelo es
We have specialized work teams and a proven track record in the inspection of thermomechanical works, especially in pipeworks and assembly of civil and thermomechanical installations connected with the production, transport and distribution of hydrocarbons (gas compression plants, pressure regulation plants, filtering and measuring stations, storage tanks, metallic structures, shelters, etc.)
Este documento presenta un resumen de la tesis titulada "Aplicación del Método de Holmberg para el Mejoramiento de la malla de voladura en la Empresa Minera Aurífera Retamas S.A.". La tesis fue presentada por Robert Antonio Loza Carazas para optar el título de Ingeniero de Minas en la Universidad Nacional "Jorge Basadre Grohmann" en Tacna, Perú en el año 2013. El objetivo general de la tesis fue realizar un análisis del diseño y aplicación de voladura en la mina e implementar el
El documento describe los conceptos de reservas probadas, probables y posibles de petróleo. Las reservas probadas son las cantidades que pueden ser estimadas con razonable certeza que serán recuperadas comercialmente bajo las condiciones actuales. Las reservas probables son menos ciertas que las probadas, mientras que las reservas posibles son aún menos ciertas que las probables. La clasificación de las reservas depende de la certeza geológica e ingenieril y de la incertidumbre técnica, contractual, económica o regulatoria
El documento clasifica y define las reservas de hidrocarburos. Las reservas se clasifican como probadas, probables o posibles dependiendo del nivel de certeza sobre su existencia y recuperabilidad. Las reservas probadas son aquellas con evidencia física de producción, mientras que las reservas probables y posibles tienen menor certeza. El documento también describe los métodos para estimar las reservas bajo condiciones de incertidumbre y define los límites físicos y convencionales de un yacimiento.
El documento describe los conceptos de reservas de petróleo, recursos petroleros y factores que afectan la estimación de reservas. Las reservas de petróleo son la cantidad que puede extraerse técnicamente a un costo viable, mientras que los recursos incluyen todo el petróleo recuperable sin importar el costo. Solo una fracción del petróleo total en un yacimiento, llamado petróleo in situ, puede considerarse reservas debido a limitaciones tecnológicas y características del yacimiento.
Este documento describe los recursos energéticos y el sistema de gestión de recursos petrolíferos. Explica las categorías de recursos como reservas, recursos contingentes y prospectivos, y cómo se clasifican según el estado del proyecto, madurez, estado económico, rango de incertidumbre, y si son convencionales o no convencionales. Además, proporciona definiciones de términos como recursos in situ, recursos recuperables, y cómo se estiman las cantidades mediante enfoques deterministas y de probabilidad.
Este documento describe los elementos clave de un plan de explotación de yacimientos petroleros, incluyendo los mecanismos de producción, factores a considerar para la retroalimentación y mejora del plan, y criterios para la validación y selección de las mejores prácticas. También resume las fases clave de un estudio integrado de un yacimiento, como la caracterización del yacimiento, simulación dinámica y desarrollo de una estrategia de explotación.
Este documento define las reservas de petróleo y cómo se clasifican. Explica que las reservas probadas, probables y posibles se refieren a la certeza de que el petróleo puede ser recuperado comercialmente. También describe los métodos para calcular las reservas, incluidos los métodos de analogía, volumétrico, balance de materiales y simulación de yacimientos.
El documento habla sobre la estimación de reservas minerales. Define conceptos como mineral, mena, recursos y reservas, y explica los tipos de cada uno (medidos, indicados e inferidos). También describe los métodos para delimitar yacimientos, calcular volúmenes, tonelajes y leyes, así como la importancia de la ley de corte para determinar la viabilidad económica de la extracción.
Este documento resume el concepto de potencial de producción de hidrocarburos. El potencial de producción se define como el proceso de explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos cumpliendo con las leyes ambientales y de seguridad. Se calcula como la suma de los potenciales de todos los pozos productores activos e inactivos que puedan ser incorporados a producción dentro de los próximos tres meses, considerando los contratos y arreglos administrativos existentes.
Este documento resume los conceptos clave relacionados con la clasificación y estimación de reservas de hidrocarburos. Explica que un yacimiento de hidrocarburos contiene agua, petróleo y/o gas en zonas porosas, y que los pozos de producción son la unidad básica para extraer el petróleo. Además, define reservas probadas, probables y posibles en función de la certeza sobre las cantidades recuperables, y distingue entre reservas desarrolladas y no desarrolladas según la infraestructura
Este documento resume los conceptos clave relacionados con la clasificación y estimación de reservas de hidrocarburos. Explica que un yacimiento de hidrocarburos contiene agua, petróleo y/o gas en zonas porosas, y que la extracción requiere perforar pozos. Además, describe los diferentes tipos de reservas (probadas, probables y posibles), así como los métodos para estimar las reservas primarias y suplementarias. Finalmente, resalta la importancia de considerar factores como el volumen de formación, la
Este documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos, clasificación de reservas según certeza de ocurrencia y método de recuperación. También explica los métodos utilizados para estimar las reservas de hidrocarburos, como el método volumétrico, análisis de datos, modelos matemáticos y analogías.
El documento describe los pasos para caracterizar y modelar un yacimiento petrolífero, incluyendo una etapa estática para definir la geometría y parámetros petrofísicos, y una etapa dinámica para analizar la interacción roca-fluido. Explica los procesos de modelamiento geológico, petrofísico, geoestadístico y los análisis PVT para determinar las propiedades de los fluidos. Finalmente, clasifica las reservas en probadas, probables y posibles según el grado de certeza sobre la
El documento describe los elementos requeridos para el plan de explotación de yacimientos, incluyendo estimaciones de costos, inversiones y pronósticos de producción. Explica que el plan debe monitorearse continuamente para determinar el comportamiento real versus las predicciones y hacer ajustes cuando sea necesario. También cubre las cuatro fases de un estudio integrado de yacimiento: modelado de datos, caracterización del yacimiento, simulación dinámica y selección de la estrategia de explotación.
Este documento presenta un análisis de los tipos de reservas de hidrocarburos. Explica que el Análisis PVT determina las propiedades de los fluidos en un yacimiento mediante pruebas a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas. Luego define las reservas probadas, probables y posibles, las cuales se diferencian en el grado de certeza sobre el volumen de hidrocarburos que pueden recuperarse comercialmente.
Este documento describe el análisis dinámico de un yacimiento petrolero, incluyendo el análisis PVT de las propiedades de los fluidos, las aplicaciones del estudio PVT, las reservas petroleras y su clasificación. El objetivo es comprender cómo se mueven los fluidos en la roca porosa para alimentar modelos de simulación y mejorar la recuperación de petróleo.
Los estudios integrados son la forma más eficiente de describir la complejidad de los yacimientos y predecir aspectos geológicos y comportamientos de fluidos. Estos estudios buscan disminuir la incertidumbre, mejorar la estrategia de explotación, incrementar las reservas y la recuperación final. Un estudio integrado comprende la creación de modelos estáticos y dinámicos del yacimiento, así como la planificación y gerencia del desarrollo del campo petrolero.
La administración integral de yacimientos se enfoca en optimizar la recuperación económica de petróleo y gas a través de la identificación y modelado de propiedades de yacimientos, establecimiento de escenarios de producción, control de operaciones, y consideración de factores legales y económicos. Este enfoque busca maximizar los ingresos y minimizar los costos a lo largo de la vida del yacimiento.
Este documento describe diferentes métodos para estimar las reservas de petróleo y gas, incluyendo el método volumétrico y métodos basados en curvas de índices de hidrocarburos y cimas/bases. Explica cómo utilizar parámetros como el volumen de roca, porosidad y saturación para calcular volúmenes originales de hidrocarburos en el yacimiento. También discute desafíos como la precisión de datos y obtener presiones promedio.
El documento describe los conceptos básicos de la gerencia de yacimientos petroleros. Explica que un plan de explotación requiere información geológica y de yacimientos para definir puntos de drenaje que maximicen la recuperación de petróleo y gas de manera rentable a largo plazo. También requiere análisis de factibilidad, soporte gerencial y monitoreo continuo para asegurar el éxito del plan.
Este documento describe la situación actual y perspectivas de la administración de yacimientos en México. Revisa los conceptos de la administración moderna de yacimientos, incluyendo su proceso y componentes. También analiza las mejores prácticas y la situación actual en México, identificando áreas de oportunidad. Finalmente, discute los retos y perspectivas de esta actividad en el país dados los cambios anunciados por la nueva administración de Petróleos Mexicanos.
Similar a Petroleum reserves defin1 t1ons pvt (20)
La Administración de Yacimientos en México: Situación Actual y Perspectivas
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1. RESERVAS DE PETRÓLEO
SOCIEDAD DE INGENIEROS PETROLEROS (SPE)
CONGRESO MUNDIAL DEL PETRÓLEO (WPC)
DEFINICIONES
Las reservas son las cantidades de petróleo que están
previstos para ser comercialmente recuperados de
acumulaciones conocidas a partir de una fecha
determinada. Todas estimaciones de reservas involucran
algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende
principalmente de la cantidad de datos geológicos y de
ingeniería confiable, disponible en el momento de la
estimación y la interpretación de estos datos. El grado
relativo de incertidumbre puede ser transmitida mediante la
colocación de las reservas en una de las dos
clasificaciones principales, ya sea probadas o no probadas.
Las reservas no probadas son de menor certeza de
recuperación de reservas probadas y puede ser aún más
sub-clasificadas como reservas probables y posibles para
denotar el aumento progresivo de la incertidumbre en su
capacidad de recuperación.
La intención de la SPE y WPC de aprobar una clasificación
con categorías adicionales más allá de las reservas
probadas, es para de aprobar una clasificación con
categorías adicionales más allá facilitar la coherencia entre
los profesionales que utilizan tales términos. Al presentar
estas definiciones, ninguna de estas dos organizaciones
recomienda la divulgación pública de las reservas
clasificadas como no probadas. La divulgación pública de
las cantidades clasificadas como reservas no probadas se
deja a la discreción de los países o empresas involucradas.
La estimación de las reservas se realiza bajo condiciones
de incertidumbre. El método de estimación se llama
determinístico si una mejor estimación de las reservas
individuales se hace sobre la base conocida de datos
2. geológicos, de ingeniería y económicos. El método de
estimación es llamado probabilístico si se utilizan los datos
de geología, ingeniería y económicos para generar un
rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas. La
identificación de las reservas como probadas, probables y
posibles ha sido el método de clasificación más frecuente y
constituye una indicación de la probabilidad de
recuperación. Debido a la diferencia de potencial en la
incertidumbre, se debe tener precaución al agregar
reservas de distintas clasificaciones.
Las estimaciones de las reservas en general, a medida que
se disponga de nueva información de geología e ingeniería
o cuando cambian las condiciones económicas. Las
reservas no deben incluir cantidades de hidrocarburos
retenidos como inventario, y pueden ser disminuidas por
utilización o pérdidas de proceso si ello fuera requerido
para informes financieros.
Las reservas pueden provenir tanto de la energía natural o
métodos de recuperación mejorada. Los métodos de
recuperación mejorada incluyen todos los métodos para
complementar la energía natural o alterar las fuerzas
naturales en el reservorio para aumentar la recuperación
final. Ejemplos de dichos métodos son: mantenimiento de
presión, inyección de agua, métodos térmicos, métodos
químicos, y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e
inmiscible. A medida que continúe la evolución tecnológica,
otros métodos de recuperación mejorada podrán
desarrollarse en el futuro.
3. Reservas Probadas (Comprobadas)
Las Reservas comprobadas son aquellas cantidades de
hidrocarburos que con razonable certidumbre se estima
que serán comercialmente recuperables, de una fecha
dada en adelante, por análisis de datos geológicos y de
ingeniería, de reservorios conocidos y bajo las condiciones
económicas, métodos de operación y legislación vigentes a
esa misma fecha. Las reservas probadas pueden ser
categorizadas como desarrolladas y no desarrolladas.
Si se usan métodos determinísticos, el término razonable
certidumbre intenta expresar el alto grado de confianza de
que las cantidades serán recuperadas. Si se usan métodos
probabilísticos deberá haber por lo menos una probabilidad
del 90% de que las cantidades realmente recuperadas
sean iguales o excedan la estimación.
El establecimiento de las condiciones económicas actuales
debe incluir precios relevantes e históricos de
hidrocarburos y costos asociados y pueden considerar
promedios de períodos que sean consistentes con el
propósito de la estimación de reservas, obligaciones
contractuales, procedimientos corporativos, y legislación
relacionada con la información de tales reservas.
En general, las reservas se consideran probadas si la
producibilidad comercial del yacimiento es avalada con el
apoyo de la producción real o pruebas de formación. En
este contexto, el término probado se refiere a las
cantidades reales de las reservas de petróleo y no sólo la
productividad del pozo o yacimiento. En algunos casos, las
reservas probadas pueden ser asignados sobre la base de
registros de pozos y / o análisis de núcleos que indican que
en dicho reservorio hay presencia de hidrocarburos y es
análogo a otros reservorios en el mismo área, los que están
4. produciendo, o cuya capacidad de producción ha sido
demostrada por ensayos de formación.
La zona del reservorio considerado como probado incluye:
(1) el área delimitada por la perforación y definida por los
contactos entre fluidos, si las hay, y (2) las partes
perforadas del yacimiento que pueda razonablemente
considerarse como comercialmente productivas sobre la
base de la información datos geológicos y de ingeniería. A
falta de datos sobre los contactos de fluidos el límite
probado con hidrocarburos es el definido por el nivel inferior
con hidrocarburos comprobados a menos que otra
información definitiva de geología, de ingeniería o de
comportamiento de producción indiquen lo contrario.
Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las
instalaciones para procesar y transportar las reservas en el
mercado están en funcionamiento en el momento de la
estimación o si hay una expectativa razonable de que tales
instalaciones serán montadas. Las reservas en lugares sin
desarrollar pueden ser clasificadas como probadas no
desarrolladas en las siguientes condiciones: tales
locaciones sean inmediatamente vecinas a pozos que han
mostrado producción comercial en la formación objetivo, (2)
que sea razonablemente seguro que esas locaciones estén
dentro de los límites productivos conocidos comprobados
de la formación objetivo, (3) que tales locaciones cumplan
con reglamentaciones existentes referidas al
distanciamiento entre pozos (si existieran), y (4) que sea
razonablemente seguro que las locaciones serán
desarrolladas. Las reservas de otras porciones son
categorizadas como probadas no desarrolladas, sólo donde
la interpretación de los datos geológicos y de ingeniería
sobre los pozos indica con razonable certidumbre que la
formación objetivo es lateralmente continua y contiene
hidrocarburos comercialmente recuperables de locaciones
más allá de las ubicaciones inmediatamente vecinas.
5. Las reservas que se van a recuperar a través de la
aplicación de métodos establecidos de recuperación
mejorada son incluidas en la categoría de probadas
cuando(1) haya un ensayo exitoso de un proyecto piloto o
una respuesta favorable de un proyecto en marcha en el
mismo reservorio o en uno análogo con propiedades de
roca y fluidos similares que avalen el análisis en el cual tal
proyecto se basó, y (2) que sea razonablemente seguro
que el proyecto se implementará. Las reservas a recuperar
por aquellos métodos de recuperación mejorada cuya
aplicación comercial deba ser establecida por sucesivas
aplicaciones exitosas, solo serán incluidas en la categoría
de probadas solamente: (1) después de una respuesta
favorable de producción del reservorio estudiado ya sea (a)
por un proyecto piloto representativo ó (b) por un proyecto
en marcha cuya respuesta avala el análisis en el cual tal
proyecto se basó, y (2) si es razonablemente seguro que el
proyecto se implementará.
Reservas No Probadas
Las reservas no probadas se basan en datos de geología
y/ o ingeniería similar a la utilizada en las estimaciones de
reservas probadas, pero incertidumbres técnicas,
contractuales, económicas, excluyen a estas reservas de la
categoría de probadas. Las reservas no probadas pueden
ser clasificadas como reservas probables y reservas
posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas
asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las
imperantes en el momento de la estimación. El efecto de
las posibles mejoras futuras en las condiciones económicas
y la evolución tecnológica se puede expresar mediante la
asignación de las cantidades apropiadas de reservas para
las clasificaciones de probables y posibles.
6. Reservas Probables
Las reservas probables son aquellas reservas no probadas
que, de acuerdo a lo que sugieren los análisis de datos
geológicos o de ingeniería, son más factibles de ser
recuperables que de no serlo. En este contexto, cuando se
utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una
probabilidad del 50% de que la recaudación efectiva de
quantitias serán iguales o superiores a la suma de las
estimaciones de reservas probadas más las probables.
En general, las reservas probables pueden (1) aquellas que
se prevé verificar por medio de la perforación convencional
de pozos de avanzada en zonas para las cuales el control
del subsuelo no es todavía suficiente para categorizar a las
reservas como probadas, (2) aquellas reservas de
formaciones que parecen ser productivas en base a las
características de perfiles de pozo, pero que carecen de
ensayos de testigos o ensayos definitivos y que además no
son análogas a las que producen en los reservónos
probados del área, (3) los incrementos de reservas
atribuibles a perforaciones de relleno (infill) que podrían
haber sido categorizadas como probadas si las
reglamentaciones existentes permitieran un menor
distanciamiento entre pozos a la fecha de la estimación, (4)
reservas atribuibles a métodos de recuperación mejorada
que han sido establecidos por aplicaciones comerciales
exitosas repetidas, cuando (a) está planeado un proyecto
piloto, aunque no está operando todavía y (b) cuando las
características de roca, fluidos y reservorio parecen
favorables para aplicación comercial, (5) reservas de un
área de la formación que parece estar separada del área
probada por fallas y la interpretación geológica indica que
dicha área es estructuralmente más alta que el área
probada, (6) reservas atribuibles a futuras reparaciones,
7. tratamientos, retratamientos, cambio de equipamiento, u
otros procedimientos mecánicos, cuando esos
procedimientos no han sido exitosamente probados en
pozos que muestren comportamientos similares en
reservónos análogos, y (7) incrementos de reservas en
reservónos probados donde una interpretación alternativa
de la performance o datos volumétricos indican más
reservas que las que pueden ser categorizadas como
probadas.
Reservas Posibles
Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas
que, según sugieren los análisis de datos geológicos y de
ingeniería, que es menos probable que sean recuperables
que las reservas probables. En este contexto, cuando se
utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una
probabilidad del 10% que las cantidades realmente
recuperadas serán iguales o superiores a la suma de las
estimaciones de reservas probadas más las probables más
posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir: (1)
aquellas reservas que, basadas en interpretaciones
geológicas, pueden existir posiblemente más allá de áreas
categorizadas como probables, (2) aquellas reservas en
formaciones que aparentan contener hidrocarburos sobre la
base de perfiles y análisis de testigos y que pueden no ser
productivas en caudales o cantidades comerciales, (3)
incrementos de reservas atribuidas a perforaciones de
relleno (infill) que están sujetas a incertidumbres técnicas,
(4) las reservas atribuidas a métodos de recuperación
mejorada cuando (a) un proyecto o proyecto piloto es
planeado pero no está en operación y (b) cuando las
características de roca, fluido y reservorio son tales que
existe una duda razonable de que el proyecto sea
comercial, y (5) las reservas en un área de la formación
8. que parece estar separada del área probada por fallas y la
interpretación geológica indica que dicha área es
estructuralmente más baja que el área probada.
Categorías de Estado de Desarrollo de las Reservas
Las categorías de estado de desarrollo de las reservas
definen el estado de desarrollo y de producción de pozos y
reservorios.
Desarrolladas
Las reservas desarrolladas son las que se espera
recuperar de pozos existentes, incluyendo aquellas de
intervalos que no han sido terminados (detrás del casing).
Las reservas de recuperación mejorada son consideradas
desarrolladas solo después de la instalación del
equipamiento necesario o cuando los costos para ello son
relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden
ser sub-categorizadas como en producción y no en
producción.
En producción: Las reservas en producción son las que se
espera recuperar de intervalos terminados que están
abiertos y en producción a la fecha de estimación. Las
reservas de recuperación mejorada son consideradas en
producción sólo después de que el proyecto de
recuperación mejorada esté en operación.
No en producción: Las reservas no en producción incluyen
las cerradas y las que están detrás del casing. Las reservas
cerradas son las que se espera recuperar de intervalos
terminados que están abiertos a la fecha de estimación
pero que no comenzaron a producir, (2) pozos que fueron
cerrados por condiciones de mercado o conexiones a
ductos ó (3) pozos que no pueden producir por razones
mecánicas. Las reservas detrás del casing son las que se
espera recuperar de otros reservónos de pozos existentes,
9. los que requieren trabajos adicionales de terminación o
futuras reterminaciones previos a su puesta en producción.
Reservas no Desarrolladas
Las reservas no desarrolladas son las que se espera
recuperar: (1) de nuevos pozos o de extensiones no
perforadas, (2) de profundizaciones de pozos existentes a
un reservorio diferente o (3) como consecuencia de un
gasto relativamente importante para (a) la reterminación de
un pozo existente o (b) para las instalaciones de
producción y transporte tanto para proyectos de desarrollo
primario como para los de recuperación mejorada.
Aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad
de Ingenieros Petroleros (SPE), y el Consejo Ejecutivo,
Congreso Mundial del Petróleo (WPC), marzo de 1997.
PETROLEUM RESERVES DEFINITIONS
SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS (SPE)
10. AND WORLD PETROLEUM CONGRESSES (WPC)
DEFINITIONS
Reserves are those quantities of petroleum1
which are anticípated to be
commercially recovered from known accumulatíons from a given date forward. AII
reserve estimates involve some degree of uncertainty. The uncertainty depends
chiefly on the amount of reliable geologic and engineering data available at the time
of the estímate and the interpretation of these data. The relative degree of
uncertainty may be conveyed by placing reserves into one of two principal
classifications, either proved or unproved. Unproved reserves are less certain to be
recovered than proved reserves and may be further sub-classified as probable and
possible reserves to denote progressively ¡ncreasing uncertainty in their
recoverability.
The intent of the SPE and WPC ¡n approving additiona! classificatíons beyond
proved reserves is to facilítate consistency among professionals using such terms.
In presentíng these definitions, neither organization ¡s recommending publíc
disclosure of reserves classified as unproved. Public disclosure of the quantities
classified as unproved reserves is left to the discretion of the countries or
companies involved.
Estimation of reserves is done under conditions of uncertainty. The method of
estimation is called deterministic if a single best estímate of reserves is made
based on known geological, engineering, and economic data. The method of
estimation is called probabilístic when the known geological, engineering, and
economic data are used to genérate a range of estimates and their associated
probabilities. Identifying reserves as proved, probable, and possible has been the
most frequent classificatíon method and gives an indícation of the probability of
recovery. Because of potentia! differences ¡n uncertainty, caution should be
exercised when aggregating reserves of different classificatíons.
Reserves estimates will generally be revised as additional geologic or engineering
data becomes available or as economic conditions change. Reserves do not
include quantities of petroleum being held ¡n ¡nventory, and may be reduced for
usage or processing losses if required for financia! reporting.
Reserves may be attributed to either natural energy or improved recovery methods.
Improved recovery methods include all methods for supplementing natural energy
or altering natural forces in the reservoir to increase ultímate recovery. Examples of
such methods are pressure maintenance, cycling, waterfloodíng, thermal methods,
chemical flooding, and the use of miscible and immiscible displacement fluids.
Other ¡mproved recovery methods may be developed ¡n the future as petroleum
technology continues to evolve.
1
PETROLEUM: For the purpose of these definitions, the term petroleum refers to naturally
occurring liquids
and gases which are predominately comprised of hydrocarbon compounds. Petroleum may a!so
contain non-hydrocarbon compounds ¡n which sulfur, oxygen, and/or nitrogen atoms are combined
with carbón and hydrogen. Common examples of non-hydrocarbons found ¡n petroleum are nitrogen,
carbón dioxide and hydrogen sulfide.
11. PROVED RESERVES
Proved reserves are those quantities of petroleum which, by analysis of geológica! and
engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable,
from a given date forward, from known reservoirs and under current economic conditions,
operating methods, and government regulations. Proved reserves can be categorized as
Ideveloped or undeveloped. If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is
intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If
probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability that the quantities
actually recovered will equal or exceed the estímate.
Establishment of current economic conditions should include relevant historical petroleum pnces
and associated costs and may involve an averaging period that ¡s consistent with the purpose of
the reserve estímate, appropriate contract obligations, corporate procedures, and government
regulations involved ¡n reporting these reserves.
In general, reserves are considered proved ¡f the commercial producibility of the reservoir is
supported by actual production or formation tests. In this context, the term proved refers to the
actual quantities of petroleum reserves and not just the productivity of the well or reservoir. In
certain cases, proved reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis
that indícate the subject reservoir is hydrocarbon bearing and is analogous to reservoirs in the
same área that are producing or have demonstrated the ability to produce on formation tests.
The área of the reservoír considered as proved includes (1) the área delíneated by drilling and
defined by fluid contacts, ¡f any, and (2) the undrilled portions of the reservoir that can
reasonably be judged as commercially productive on the basís of available geological and
engineeríng data. In the absence of data on fluid contacts, the lowest known occurrence of
hydrocarbons controls the proved limit unless otherwise indicated by definitive geological,
engineering or performance data.
Reserves may be classified as proved if facilities to process and transport those reserves to
market are operational at the time of the estímate or there is a reasonable expectation that such
facilities wíl! be installed. Reserves in undeveloped locations may be classified as proved
undeveloped províded (1) the locations are direct offsets to wells that have ¡ndicated
commercíal production in the objective formation, (2) it is reasonably certain such locations are
within the known proved productíve limíts of the objective formation, (3) the locations conform to
existing well spacíng regulations where applicable, and (4) ¡t ¡s reasonably certain the iocations
will be developed. Reserves from other locations are categorized as proved undeveloped only
where interpretations of geological and engineeríng data from wells indícate with reasonable
certainty that the objective formation is laterally continuous and contains commercially
recoverable petroleum at locations beyond direct offsets.
Reserves which are to be produced through the application of established improved recovery
methods are ¡ncluded ¡n the proved classification when (1) successful testing by a pilot project
or favorable response of an installed program ¡n the same or an analogous reservoir with similar
rock and fluid properties provides support for the analysis on which the project was based, and,
(2) it ¡s reasonably certain that the project will proceed. Reserves to be recovered by improved
recovery methods that have yet to be established through commercialiy successful applications
are included ¡n the proved classification only (1) after a favorable production response from the
subject reservoir from either (a) a representative pilot or (b) an ¡nstalled program where the
response provides support for the analysis on which the project is based and (2) it ¡s reasonably
certain the project will proceed.
UN PRO VED RESER VES
Unproved reserves are based on geologic and/or engineering data similar to that used in
estimates of proved reserves; but technical, contractual, economic, or regulatory uncertainties
preclude such reserves being classified as proved. Unproved reserves may be further classified
as probable reserves and possible reserves.
Unproved reserves may be estimated assuming future economic conditions different frorn those
prevailing at the time of the estímate. The effect of possible future improvements in economic
conditions and technological developments can be expressed by allocating appropriate
quantities of reserves to the probable and possible classifications.
PROBABLE RESERVES
12. Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering
data suggests are more likely than not to be recoverable. In this context, when probabilistic
methods are used, there should be at least a 50% probability that the quantitias actually
recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable reserves.
In general, probable reserves may include (1) reserves anticipated to be proved by normal step-
out drilling where sub-surface control ¡s inadequate to classify these reserves as proved, (2)
reserves in formations that appear to be productive based on well log characteristics but lack
core data or definitive tests and which are not analogous to producing or proved reservoirs in
the área, (3) incrementa! reserves attributable to infill drilling that could have been classified as
proved ¡f closer statutory spacing had been approved at the time of the estímate, (4) reserves
attributable to improved recovery methods that have been established by repeated
commercialiy successful applications when (a) a project or pilot is planned but not in operation
and (b) rock, fluid, and reservoir characteristics appear favorable for commercial application, (5)
reserves in an área of the formation that appears to be separated from the proved área by
faulting and the geologic interpretation indicates the subject área is structurally higher than the
proved área, (6) reserves attributable to a future workover, treatment, re-treatment, change of
equipment,
or other mechanical procedures, where such procedure has not been proved successful in wells
which exhibit similar behavior ¡n analogous reservoirs, and (7) incremental reserves in proved
reservoirs where an alternative interpretation of performance or volumetric data indicates more
reserves than can be classified as proved.
POSSIBLE RESERVES
Possible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering
data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves. In this context, when
probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability that the quantities
actuaily recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable plus
possible reserves.
!n general, possible reserves may include (1) reserves which, based on geological
interpretations, could possibly exist beyond áreas classified as probable, (2) reserves
in formations that appear to be petroleum bearing based on log and core analysis but
may not be productive at commercial rates, (3) incrementa! reserves attributed to infill
drilling that are subject to technicai uncertainty, (4) reserves attributed to improved
recovery methods when (a) a project or pilot is pianned but not in operation -and (b)
rock, fluid and reservoir characteristics are such that a reasonable doubt exists that the
project will be commercial, and (5) reserves ¡n an área of the formation that appears to
be separated from the proved área by faulting and geological interpretaron ¡ndicates
the subject área is structurally iower than the proved área.
RESERVE STATUS CATEGORIES
Reserve status categories define the development and producing status of wells and
reservoirs.
Developed: Developed reserves are expected to be recovered from existing wells
including reserves behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed
only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are
relatively minor. Developed reserves may be sub-categorized as producing or non-
producing.
Producing: Reserves subcategorized as producing are expected to be recovered from
completion intervals which are open and producing at the time of the estímate.
Improved recovery reserves are considered producing only after the ¡mproved recovery
project ¡s ¡n operation.
Non-producing: Reserves subcategorized as non-producing include shut-¡n and
behind-pipe reserves. Shut-in reserves are expected to be recovered from (1)
completion intervals which are open at the time of the estímate but which have not
started producing, (2) wells which were shut-ín for market conditions or pipeline
connections, or (3) wells not capabie of production for mechanical reasons. Behind-
pipe reserves are expected to be recovered from zones ¡n existing wells, which will
required additional completion vvork or future recompletion prior to the start of
production.
13. Undeveloped Reserves: Undeveloped reserves are expected to be recovered: (1) from
new wells on undrilled acreage, (2) from deepening existing wells to a different
reservoir, or (3) where a relatively large expenditure is required to (a) recomplete an
existing well or (b) install production or transportation facilities for primary or ¡mproved
recovery projects.
Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE), Inc., and the Executive
Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.