Analista de Reservas
Descripción del Rol
Análisis y estimación de reservas de hidrocarburos. Responsable de calcular reservas, generar reportes técnicos y apoyar en valorización de activos.
Módulos y Accesos
👁️ Reservas (Solo Lectura)
- Ver estimaciones de reservas
- Ver categorías de reservas (Probadas, Probables, Posibles)
- Ver valoraciones
- Ver histórico de estimaciones
- ❌ No puede crear o editar estimaciones
👁️ Producción (Solo Lectura)
- Ver campos y pozos
- Ver producción histórica
- Ver declinación de pozos
- Ver allocations
- ❌ No puede registrar producción
👁️ Contratos O&G (Solo Lectura)
- Ver contratos y concesiones
- Ver áreas contractuales
- Ver participaciones
- ❌ No puede crear o editar contratos
👁️ AFE (Solo Lectura)
- Ver AFEs de perforación
- Ver inversiones en pozos
- ❌ No puede crear o aprobar AFEs
✅ Reportes de Reservas
- Dashboard de reservas
- Reporte de reservas por campo
- Reporte de reservas por categoría
- Análisis de declinación
- Proyecciones de producción
- Valorización de reservas
❌ Sin Acceso a Otros Módulos
- No tiene acceso a: Empleados, Nómina, Finanzas, Caja Chica, Proyectos, Inventario, Flota, Procura, HSE, Documentos, Organización, Activos, CRM, Calidad, Compliance, JIB, PTW, Logística, Usuarios, Auditoría, Configuración
Responsabilidades Principales
Análisis de Producción
- Analizar histórico de producción
- Calcular curvas de declinación
- Identificar tendencias
- Proyectar producción futura
Cálculo de Reservas
- Calcular reservas probadas
- Estimar reservas probables
- Estimar reservas posibles
- Aplicar métodos de estimación
Reportes Técnicos
- Generar reportes de reservas
- Preparar certificaciones
- Documentar metodologías
- Crear presentaciones técnicas
Análisis de Declinación
- Analizar declinación de pozos
- Identificar causas de declinación
- Proponer intervenciones
- Proyectar vida útil
Valorización
- Calcular valor presente de reservas
- Realizar análisis económico
- Evaluar proyectos de desarrollo
- Apoyar en decisiones de inversión
Casos de Uso Típicos
Analizar Curva de Declinación de Pozo
- Ir a Producción → Pozos
- Seleccionar pozo a analizar
- Exportar histórico de producción
- En Excel o software especializado:
- Graficar producción vs. tiempo
- Identificar tipo de declinación:
- Exponencial
- Hiperbólica
- Armónica
- Calcular parámetros de declinación:
- Tasa de declinación inicial (Di)
- Exponente hiperbólico (b)
- Producción inicial (Qi)
- Ajustar curva a datos históricos
- Proyectar producción futura
- Calcular:
- Producción acumulada histórica
- Reservas remanentes
- Vida útil estimada
- Documentar análisis
- Crear gráfico de declinación
Calcular Reservas Probadas de Campo
- Ir a Producción → Campos
- Seleccionar campo
- Obtener lista de pozos del campo
- Para cada pozo productor:
- Obtener histórico de producción
- Calcular curva de declinación
- Proyectar hasta límite económico
- Calcular reservas remanentes
- Sumar reservas de todos los pozos
- Agregar reservas de pozos a perforar (si aplica)
- Clasificar reservas:
- 1P (Probadas)
- 2P (Probadas + Probables)
- 3P (Probadas + Probables + Posibles)
- Documentar:
- Metodología utilizada
- Supuestos
- Parámetros
- Resultados
- Crear reporte de reservas del campo
Generar Reporte Anual de Reservas
- Ir a Reservas
- Revisar estimaciones del año anterior
- Ir a Producción → Producción Diaria
- Calcular producción del año
- Actualizar reservas:
- Reservas iniciales
- (-) Producción del año
- (+) Revisiones por nueva información
- (+) Descubrimientos
- (+) Mejoras/Recuperación mejorada
- (=) Reservas finales
- Para cada campo:
- Actualizar curvas de declinación
- Recalcular reservas remanentes
- Clasificar por categoría
- Crear reporte con:
- Reservas por campo
- Reservas por categoría (1P, 2P, 3P)
- Cambios vs. año anterior
- Explicación de variaciones
- Proyecciones de producción
- Preparar gráficos y tablas
- Revisar con Ingeniero de Producción
- Enviar a Gerencia
Evaluar Impacto de Workover en Reservas
- Recibir propuesta de workover en pozo
- Ir a Producción → Pozos
- Seleccionar pozo
- Analizar producción actual:
- Tasa de producción
- Declinación
- Reservas remanentes con producción actual
- Estimar producción post-workover:
- Incremento esperado en producción
- Nueva tasa de declinación
- Duración del efecto
- Calcular reservas adicionales:
- Proyectar producción con workover
- Restar producción sin workover
- Calcular reservas incrementales
- Ir a AFE
- Revisar costo del workover
- Realizar análisis económico:
- Inversión requerida
- Reservas adicionales
- Valor de reservas adicionales
- VPN del proyecto
- TIR
- Preparar recomendación
Certificar Reservas para Auditoría
- Recibir solicitud de certificación
- Recopilar información:
- Histórico de producción
- Datos de pozos
- Análisis de declinación
- Metodologías utilizadas
- Verificar cálculos:
- Revisar curvas de declinación
- Verificar supuestos
- Recalcular reservas
- Preparar documentación:
- Metodología detallada
- Datos de entrada
- Cálculos paso a paso
- Resultados
- Gráficos y tablas
- Crear reporte de certificación:
- Resumen ejecutivo
- Descripción de activos
- Metodología
- Resultados por campo/pozo
- Clasificación de reservas
- Incertidumbres
- Revisar con Gerencia Técnica
- Entregar a auditor
Proyectar Producción para Presupuesto
- Recibir solicitud de proyección
- Ir a Producción → Campos
- Para cada campo activo:
- Obtener producción actual
- Revisar curva de declinación
- Proyectar producción mensual
- Considerar eventos futuros:
- Pozos nuevos a perforar
- Workovers programados
- Cierres por mantenimiento
- Proyectos de recuperación mejorada
- Crear proyección mensual:
- Mes 1 a 12
- Producción de petróleo
- Producción de gas
- Producción de agua
- Calcular totales anuales
- Crear escenarios:
- Optimista (P10)
- Base (P50)
- Pesimista (P90)
- Exportar proyecciones
- Enviar a Finanzas para presupuesto
Analizar Factor de Recuperación
- Seleccionar campo o reservorio
- Obtener información:
- Volumen original de petróleo in-situ (OOIP)
- Producción acumulada histórica
- Reservas remanentes
- Calcular:
- Reservas totales = Producción acumulada + Reservas remanentes
- Factor de recuperación = Reservas totales / OOIP × 100%
- Comparar con:
- Factor de recuperación típico para el tipo de reservorio
- Campos análogos
- Evaluar:
- ¿Es bajo el factor de recuperación?
- ¿Hay potencial de mejora?
- ¿Qué métodos podrían aumentarlo?
- Identificar oportunidades:
- Perforación de pozos infill
- Recuperación secundaria (inyección de agua)
- Recuperación mejorada (EOR)
- Estimar reservas adicionales potenciales
- Preparar recomendaciones
Notas Importantes
✅ Conservadurismo: En estimación de reservas, es mejor ser conservador que optimista.
✅ Documentación: Documenta detalladamente metodologías y supuestos para auditorías.
⚠️ Actualización: Actualiza estimaciones regularmente con nueva información de producción.
📊 Múltiples métodos: Usa múltiples métodos de estimación y compara resultados.
🔍 Incertidumbre: Siempre comunica el nivel de incertidumbre en las estimaciones.
Preguntas Frecuentes
¿Qué diferencia hay entre reservas probadas, probables y posibles?
- Probadas (1P): >90% de probabilidad de ser recuperadas
- Probables (2P): >50% de probabilidad (incluye probadas)
- Posibles (3P): >10% de probabilidad (incluye probadas y probables)
¿Con qué frecuencia debo actualizar estimaciones de reservas?
- Actualización completa: Anual
- Revisión de campos críticos: Trimestral
- Actualización por eventos (nuevo pozo, workover): Cuando ocurra
¿Qué métodos puedo usar para estimar reservas?
- Análisis de curvas de declinación
- Balance de materiales
- Simulación de reservorios
- Analogía con campos similares
- Métodos volumétricos
¿Cómo manejo la incertidumbre en las estimaciones?
Usa rangos de estimación:
- P90 (conservador)
- P50 (caso base)
- P10 (optimista) Y comunica claramente los supuestos y limitaciones.
¿Puedo modificar estimaciones de reservas?
No, no tienes permiso para editar. Solo puedes analizar y preparar recomendaciones. Las modificaciones requieren aprobación del Ingeniero de Producción o Gerencia.
¿Qué software debo usar para análisis de declinación?
Software especializado como:
- Aries (Halliburton)
- OFM (Schlumberger)
- PHDWin (Petroleum Experts) O herramientas propias en Excel
¿Cómo determino el límite económico de un pozo?
Cuando los ingresos por producción ya no cubren los costos operativos. Considera:
- Precio del crudo
- Costos de operación y mantenimiento
- Costos de tratamiento
- Impuestos y regalías