Módulo de Gestión de Reservas de Hidrocarburos
Descripción General
El Módulo de Gestión de Reservas de Hidrocarburos es un sistema especializado diseñado para estimar, certificar y valorar las reservas de petróleo y gas de los campos petroleros. Este módulo permite a las empresas mantener un registro actualizado de sus activos subsuperficiales, cumplir con normativas internacionales y tomar decisiones estratégicas basadas en el valor económico de sus reservas.
Objetivo del Módulo
El módulo de reservas tiene como objetivos principales:
Estimación de Reservas: Cuantificar los volúmenes de hidrocarburos recuperables según estándares internacionales (PRMS, SEC, SPE).
Certificación Profesional: Documentar evaluaciones realizadas por ingenieros de reservorios internos o empresas certificadoras externas.
Valoración Económica: Calcular el valor presente neto (NPV) de las reservas bajo diferentes escenarios de precios y condiciones operativas.
Clasificación por Categorías: Organizar reservas según su nivel de certidumbre (1P, 2P, 3P) y estado de desarrollo.
Trazabilidad y Auditoría: Mantener historial completo de todas las estimaciones y sus actualizaciones a lo largo del tiempo.
Cumplimiento Regulatorio: Generar reportes que cumplan con requisitos de la SEC, bancos y organismos reguladores.
Componentes Principales
El módulo está compuesto por tres componentes interrelacionados:
1. Estimaciones de Reservas
Sistema para crear y gestionar estimaciones certificadas de reservas que incluye:
- Registro de evaluaciones según estándares internacionales
- Información del evaluador (interno o externo)
- Metodología y supuestos utilizados
- Fecha de estimación y fecha efectiva
- Proceso de aprobación y certificación
2. Categorías de Reservas
Sistema de clasificación de reservas por nivel de certidumbre:
- 1P (Probadas): Reservas con alta certidumbre de recuperación
- 2P (Probadas + Probables): Incluye reservas con certidumbre moderada
- 3P (Probadas + Probables + Posibles): Incluye reservas con menor certidumbre
- Subcategorías: Desarrolladas Produciendo, Desarrolladas No Produciendo, No Desarrolladas
- Volúmenes de petróleo, gas, condensado y NGL
- Factores de recuperación y volúmenes originales en sitio (OOIP/OGIP)
3. Valuaciones Económicas
Sistema de valoración financiera de las reservas que permite:
- Cálculo de NPV (Valor Presente Neto) para 1P, 2P y 3P
- Análisis bajo diferentes escenarios de precios (Bajo, Base, Alto, Strip)
- Consideración de CAPEX, OPEX, regalías e impuestos
- Metodologías de valuación (DCF, Comparables, Costos)
- Análisis de sensibilidad
Conceptos Clave
Estándares de Clasificación
PRMS (Petroleum Resources Management System)
- Qué es: Estándar internacional desarrollado por SPE, AAPG, WPC, SPEE y SEG
- Para qué sirve: Sistema más completo y flexible para clasificar recursos petroleros
- Cuándo usarlo: Recomendado para reportes técnicos y evaluaciones internas
SEC (Securities and Exchange Commission)
- Qué es: Estándar de la comisión de valores de Estados Unidos
- Para qué sirve: Requerido para empresas que cotizan en bolsas estadounidenses
- Cuándo usarlo: Obligatorio para reportes financieros públicos en USA
SPE (Society of Petroleum Engineers)
- Qué es: Estándar de la sociedad de ingenieros petroleros
- Para qué sirve: Guías técnicas para evaluación de reservas
- Cuándo usarlo: Evaluaciones técnicas especializadas
Categorías de Reservas
1P - Reservas Probadas
- Qué es: Volúmenes con al menos 90% de probabilidad de ser recuperados
- Características: Alta certidumbre, respaldadas por datos de producción
- Uso: Base para decisiones de inversión y reportes financieros
- Ejemplo: 15.5 MMbbl de crudo en pozos actualmente produciendo
2P - Reservas Probadas + Probables
- Qué es: Volúmenes con al menos 50% de probabilidad de ser recuperados
- Características: Certidumbre moderada, incluye áreas adyacentes a producción
- Uso: Planificación de desarrollo a mediano plazo
- Ejemplo: 28.3 MMbbl incluyendo extensiones de yacimiento
3P - Reservas Probadas + Probables + Posibles
- Qué es: Volúmenes con al menos 10% de probabilidad de ser recuperados
- Características: Incluye áreas con menor certidumbre geológica
- Uso: Evaluación de potencial total del campo
- Ejemplo: 42.7 MMbbl incluyendo áreas exploratorias
Subcategorías de Desarrollo
PDP - Probadas Desarrolladas Produciendo
- Qué es: Reservas en pozos actualmente produciendo
- Características: Máxima certidumbre, flujo de caja inmediato
- Ejemplo: Pozo activo produciendo 250 bbl/día
PDNP - Probadas Desarrolladas No Produciendo
- Qué es: Reservas en pozos perforados pero cerrados temporalmente
- Características: Infraestructura existente, requiere reactivación
- Ejemplo: Pozo cerrado por mantenimiento de facilidades
PUD - Probadas No Desarrolladas
- Qué es: Reservas que requieren perforación de nuevos pozos
- Características: Requiere inversión de capital (CAPEX)
- Ejemplo: Locaciones planificadas para perforar en próximos 5 años
Flujo de Trabajo Típico
Escenario 1: Certificación Anual de Reservas
Preparación de Datos
- Recopilar datos de producción del año
- Actualizar modelos geológicos y de yacimiento
- Revisar pruebas de pozos y análisis PVT
Crear Estimación de Reservas
- Seleccionar el campo a evaluar
- Definir estándar a utilizar (PRMS, SEC)
- Especificar evaluador (interno o contratar certificadora externa)
- Registrar fecha de estimación y fecha efectiva
Definir Categorías
- Clasificar reservas en 1P, 2P, 3P
- Asignar subcategorías (PDP, PDNP, PUD)
- Registrar volúmenes de petróleo, gas, condensado
- Documentar factores de recuperación
Aprobar Estimación
- Revisión técnica por gerencia de reservorios
- Aprobación formal de la estimación
- Generación de reporte certificado
Escenario 2: Valuación Económica para Financiamiento
Seleccionar Estimación Aprobada
- Elegir la estimación certificada más reciente
- Verificar que esté aprobada
Crear Valuación Económica
- Definir escenario de precios (Base, Alto, Bajo)
- Establecer precio del petróleo (ej: $70/bbl)
- Establecer precio del gas (ej: $3.50/Mcf)
- Definir tasa de descuento (típicamente 10%)
Ingresar Parámetros Operativos
- CAPEX requerido para desarrollo
- OPEX por barril equivalente
- Tasa de regalías (%)
- Tasa de impuestos (%)
Calcular Valores
- NPV para 1P, 2P, 3P
- Flujo de caja no descontado
- Análisis de sensibilidad
Aprobar Valuación
- Revisión por gerencia financiera
- Uso en presentaciones a bancos o inversionistas
Escenario 3: Actualización por Nuevo Descubrimiento
Crear Nueva Estimación
- Registrar descubrimiento en campo existente o nuevo
- Clasificar inicialmente como 3P (Posible)
- Documentar datos de pozo exploratorio
Actualizar Categorías
- A medida que se perforan pozos de delimitación
- Reclasificar de 3P → 2P → 1P según datos
Superseder Estimación Anterior
- Marcar estimación previa como "Supersedida"
- Nueva estimación se convierte en la oficial
- Mantener trazabilidad histórica
Unidades de Medida
Volúmenes de Petróleo
- MMbbl: Millones de barriles
- Mbbl: Miles de barriles
- bbl: Barriles (1 barril = 42 galones = 159 litros)
Volúmenes de Gas
- Bcf: Billones de pies cúbicos (mil millones)
- Mcf: Miles de pies cúbicos
- MMcf: Millones de pies cúbicos
Equivalente de Petróleo
- BOE: Barrels of Oil Equivalent (Barriles Equivalentes de Petróleo)
- MMboe: Millones de barriles equivalentes
- Conversión estándar: 6 Mcf de gas = 1 BOE
Valores Económicos
- MM: Millones (ej: $50 MM = $50,000,000)
- NPV: Net Present Value (Valor Presente Neto)
- PV10: Present Value at 10% discount rate
Beneficios del Sistema
- Cumplimiento Normativo: Reportes que cumplen con SEC, PRMS y otros estándares
- Toma de Decisiones: Datos confiables para inversiones y desarrollo de campos
- Valoración de Activos: Conocimiento preciso del valor de los activos subsuperficiales
- Financiamiento: Documentación requerida por bancos para préstamos basados en reservas
- Planificación Estratégica: Base para planes de desarrollo a 5-10 años
- Transparencia: Historial completo de estimaciones y cambios
- Auditoría: Trazabilidad para auditorías internas y externas
Acceso al Módulo
Para acceder al módulo de reservas:
- Inicie sesión en el sistema ERP
- En el menú principal, seleccione "Gestión de Reservas"
- Verá el dashboard principal con indicadores de NPV y volúmenes
Permisos Requeridos
Para utilizar este módulo, los usuarios necesitan permisos específicos:
- Ver Reservas: Consultar estimaciones y valuaciones
- Crear Estimaciones: Registrar nuevas estimaciones de reservas
- Aprobar Estimaciones: Certificar estimaciones oficialmente
- Crear Valuaciones: Realizar valuaciones económicas
- Aprobar Valuaciones: Certificar valuaciones para uso financiero
Mejores Prácticas
- Actualización Anual: Actualizar estimaciones al menos una vez al año
- Documentación Completa: Registrar metodología y supuestos detalladamente
- Certificación Externa: Usar certificadoras externas para reportes financieros públicos
- Conservadurismo: Aplicar criterios conservadores en clasificación de reservas
- Trazabilidad: Mantener historial de todas las estimaciones
- Revisión de Pares: Validar estimaciones con otros ingenieros de reservorios
- Actualización por Eventos: Actualizar cuando hay nuevos pozos, pruebas o datos sísmicos
Preguntas Frecuentes
¿Cuál es la diferencia entre fecha de estimación y fecha efectiva?
- Fecha de estimación: Cuándo se realizó el estudio
- Fecha efectiva: Fecha de corte de los datos utilizados (ej: 31-Dic-2025)
¿Cuándo debo usar un evaluador externo?
- Para reportes financieros públicos (empresas que cotizan en bolsa)
- Para financiamiento bancario importante
- Para cumplir con requisitos de auditoría
- Para validar estimaciones internas
¿Qué estándar debo usar?
- SEC: Si la empresa cotiza en bolsa en USA (obligatorio)
- PRMS: Para reportes técnicos y uso interno (recomendado)
- PDVSA: Si opera en Venezuela y requiere reportes a PDVSA
¿Cómo se calcula el BOE?
- Conversión estándar: 6 Mcf de gas = 1 BOE
- BOE = Petróleo + Condensado + NGL + (Gas / 6)
¿Qué tasa de descuento debo usar?
- 10%: Estándar de la industria para NPV
- 8-12%: Rango típico según perfil de riesgo
- Consultar con gerencia financiera para tasa corporativa