ANH - Acuerdo 11 de 2008

1 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH

Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros

Con el auspicio de: Society of Petroleum Engineers (SPE) American Association of Petroleum Geologists (AAPG) World Petroleum Council (WPC) Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)2 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH

Contenido Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros ....................................... 5 Preámbulo ........................................................................................................................................ 5 1 Principios Básicos y Definiciones .......................................................................................... 6 1.1 Marco de Clasificación de los Recursos Petroleros .................................................... 6 1.2 Evaluaciones de Recursos Basados en Proyectos .................................................... 9 2 Guías para la Clasificación y Categorización .................................................................... 12 2.1 Clasificación de Recursos ............................................................................................. 12 2.1.1 Determinación del Estado del Descubrimiento .................................................. 12 2.1.2 Determinación de la Comercialidad ..................................................................... 13 2.1.3 Estado del Proyecto y Riesgo Comercial ........................................................... 14 2.2 Categorización de Recursos ......................................................................................... 17 2.2.1 Definiciones de Categorías y Guías .................................................................... 18 2.3 Proyectos Incrementales ............................................................................................... 20 2.3.1 Reacondicionamientos, Tratamientos y Cambios de Equipo .......................... 20

2.2.1 Definiciones de Categorías y Guías .................................................................... 18 2.3 Proyectos Incrementales ............................................................................................... 20 2.3.1 Reacondicionamientos, Tratamientos y Cambios de Equipo .......................... 20 2.3.2 Compresión ............................................................................................................. 21 2.3.3 Perforación de Relleno .......................................................................................... 21 2.3.4 Recobro Mejorado .................................................................................................. 21 2.4 Recursos No Convencionales ...................................................................................... 22 3 Guías para la Evaluación y Presentación de Informe ...................................................... 23 3.1 Evaluaciones Comerciales ............................................................................................ 23 3.1.1 Evaluaciones de Recursos basadas en el Flujo de Caja ................................. 23 3.1.2 Criterios Económicos. ............................................................................................ 24 3.1.3 Límite Económico ................................................................................................... 253 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH 3.2 Medidas de Producción ................................................................................................. 26 3.2.1 Punto de Fiscalización ........................................................................................... 26 3.2.2 Combustible del Permiso ...................................................................................... 26 3.2.3 Gas Natural Húmedo ó Seco ................................................................................ 27 3.2.4 Compuestos No Hidrocarburos Asociados ........................................................ 27 3.2.5 Reinyección del Gas Natural ................................................................................ 27 3.2.6 Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural .................................................. 28 3.2.7 Balance de Producción .......................................................................................... 28 3.3 Reconocimiento y Titularidad Contractual. ................................................................. 29 3.3.1

3.2.6 Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural .................................................. 28 3.2.7 Balance de Producción .......................................................................................... 28 3.3 Reconocimiento y Titularidad Contractual. ................................................................. 29 3.3.1 Regalías ................................................................................................................... 29 3.3.2 Contratos de Producción Compartida de Reservas .......................................... 30 3.3.3 Extensiones y Renovaciones de Contratos ........................................................ 30 4 Estimativo de Cantidades Recuperables ............................................................................ 31 4.1 Procedimientos Analíticos ............................................................................................. 31 4.1.1 Análogos .................................................................................................................. 32 4.1.2 Estimativo Volumétrico .......................................................................................... 32 4.1.3 Balance de Materiales ........................................................................................... 33 4.1.4 Análisis del Comportamiento de Producción ..................................................... 34 4.2 Métodos Determinístico y Probabilístico ..................................................................... 34 4.2.1 Métodos de Agregación ......................................................................................... 35

APÉNDICE A: Glosario de Términos Utilizados en la Evaluación de Recursos .................. 46

Figura 1‐1: Marco de Clasificación de Recursos .................................................................................. 7 Figura 1‐2. Fuentes de Información para la Evaluación de Recursos. .............................................. 104 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH Tabla 1: Recursos Recuperables: Clases y Sub-Clases ......................................................... 38 Tabla 2. Estado de Reservas: Definiciones y Guías ................................................................ 42

Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH Tabla 1: Recursos Recuperables: Clases y Sub-Clases ......................................................... 38 Tabla 2. Estado de Reservas: Definiciones y Guías ................................................................ 42 TABLA 3. Categoría de las Reservas: Definiciones y Guías .................................................. 425 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH

Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros

Preámbulo

Los recursos petroleros son las cantidades estimadas de hidrocarburos que se presentan naturalmente sobre o dentro de la corteza terrestre. La valorización de los recursos totales es la estimación de las cantidades totales conocidas y por conocer; la evaluación de los recursos está concentrada en esas cantidades que potencialmente pueden recobrar y colocar en el mercado por medio de proyectos comerciales. Un sistema gerencial para el manejo de los recursos petroleros suministra un acercamiento consistente para estimar las cantidades de petróleo, evaluar los proyectos de desarrollo y presentar los resultados dentro de un marco de clasificación completa.

Los esfuerzos internacionales para estandarizar las definiciones de los recursos petroleros y cómo son estos estimados comenzaron en 1930. Al comienzo las guías se enfocaban en las Reservas Probadas. Basado en el trabajo iniciado por la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), SPE se publicaron en 1987 las definiciones para todas las categorías de reservas. Ese mismo año, el Consejo Mundial del Petróleo (WPC, conocido en ese entonces como el Congreso Mundial del Petróleo) trabajando de manera independiente, publicó definiciones de Reservas que fueron sorprendentemente

para todas las categorías de reservas. Ese mismo año, el Consejo Mundial del Petróleo (WPC, conocido en ese entonces como el Congreso Mundial del Petróleo) trabajando de manera independiente, publicó definiciones de Reservas que fueron sorprendentemente similares. En 1997, las dos organizaciones publicaron conjuntamente un solo juego de definiciones para Reservas que pudiese ser utilizado en todo el mundo. En el año 2000, la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG), SPE, y WPC, conjuntamente desarrollaron un sistema de clasificación para todos los recursos petroleros. Posteriormente, documentos de apoyo adicionales: guías de evaluación de uso suplementario (2001) y glosario de términos utilizado en las definiciones de recursos (2005) se publicaron. La SPE también publicó normas para la estimación y auditoria para información de reservas (revisada en el 2007).

Estas definiciones y el sistema de clasificación relacionado son ahora comúnmente utilizados internacionalmente dentro de la industria petrolera. Suministran una medida de comparación y reducen la naturaleza subjetiva de la estimación de los recursos. Sin embargo, las tecnologías empleadas en la exploración, desarrollo, producción y procesamiento del petróleo continúan evolucionando y mejorando. El Comité de Reservas de Petróleo y Gas de la SPE trabaja conjuntamente con otras organizaciones para mantener las revisiones periódicas de definiciones y puntos actualizadas con las tecnologías en desarrollo y las oportunidades comerciales cambiantes.

Este documento consolida, se construye sobre, y reemplaza las guías previas contenidas en las Definiciones de Reservas de Petróleo 1997, las publicaciones sobre Clasificación y

tecnologías en desarrollo y las oportunidades comerciales cambiantes.

Este documento consolida, se construye sobre, y reemplaza las guías previas contenidas en las Definiciones de Reservas de Petróleo 1997, las publicaciones sobre Clasificación y Definiciones de los Recursos Petroleros del año 2000, y las “Guías para la Evaluación de Reservas y Recursos del Petróleo” del año 2001; este último documento continúa siendo una valiosa fuente de información de respaldo más detallada, y los capítulos específicos están referenciado en el presente documento. El Apéndice A es un glosario consolidado de términos utilizados en la evaluación de los recursos y reemplaza a los publicados en el año 2005.6 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH Estas definiciones y guías están diseñadas para suministrar una referencia común a la industria petrolera internacional, incluyendo los informes nacionales, las informaciones de las agencias regulatorias, y para apoyar los requisitos de los proyectos petroleros y el manejo del portafolio. Su objetivo es mejorar la claridad de las comunicaciones globales referentes a los recursos petroleros. Se espera que este documento sea suplementado con los programas de educación de la industria y la aplicación de las guías dirigidas a su implementación en amplio espectro de ambientes técnicos y/o comerciales.

Se entiende que estas guías y definiciones permiten flexibilidad para que los usuarios y las agencias acomoden su utilización a sus necesidades particulares. Sin embargo, cualquier modificación a las guías contenidas aquí deben ser claramente identificada. Las definiciones y guías contenidas este documento no están hechas como una modificación a la interpretación o aplicación de los ya existentes requisitos regulatorios de informes.

cualquier modificación a las guías contenidas aquí deben ser claramente identificada. Las definiciones y guías contenidas este documento no están hechas como una modificación a la interpretación o aplicación de los ya existentes requisitos regulatorios de informes.

Este documento Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros SPE/WPC/AAPG/SPEE, incluyendo el Apéndice, puede referirse con el término abreviado “SPE-PRMS” haciendo la salvedad de que el título completo, incluyendo el claro reconocimiento de las organizaciones copatrocinadoras se ha indicado inicialmente.

1 Principios Básicos y Definiciones

El estimativo de las cantidades de recursos petroleros involucra la interpretación de volúmenes y valores con un grado de incertidumbre inherente. Estas cantidades están asociadas a proyectos de desarrollo en varias etapas de diseño e implementación. El uso de un sistema de clasificación consistente mejora las comparaciones entre proyectos, grupos de proyectos y el total de portafolios de la compañía según los pronósticos de perfiles de producción y recobros. Un sistema de este tipo debe considerara tanto los factores técnicos como comerciales que tienen un impacto en la factibilidad económica del proyecto, su vida productiva, y sus flujos de caja relacionados.

1.1 Marco de Clasificación de los Recursos Petroleros

El petróleo se define como una mezcla que se presenta naturalmente, consistente en hidrocarburos en fase gaseosa, líquida o sólida. El petróleo también puede contener compuestos no-hidrocarburos, de los cuales los ejemplos más comunes son el dióxido de carbono, el nitrógeno, el sulfuro de hidrógeno y el azufre. En muy pocos casos el

compuestos no-hidrocarburos, de los cuales los ejemplos más comunes son el dióxido de carbono, el nitrógeno, el sulfuro de hidrógeno y el azufre. En muy pocos casos el contenido de componentes no-hidrocarburos puede superar el 50%.

El término “recursos” como se utiliza en este documento abarca todos las cantidades de petróleo que se encuentran sobre o dentro de la corteza terrestre, descubierto o por descubrir (recuperable y no recuperable) más aquellas cantidades ya producidas. Además incluye todos los tipos de petróleo considerados actualmente, ya sea “convencional” o “no convencional”.7 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH La Figura 1-1 es una representación gráfica del sistema de clasificación de recursos de SPE/WPC/AAPG/SPEE. El sistema define las principales clases de recursos recuperables: Producción, Reservas, Recursos Contingentes, Recursos Prospectivos, así como también el petróleo No recuperable.

Probada Probable Posible Mejor Estimado

RANGO DE INCERTIDUMBRE Sin escala

POSIBILIDAD DE INCREMENTO

DE LA COMERCIALIDAD

RECURSOS

PROSPECTIVOS

Estimativo Bajo Estimativo Alto

COMERCIAL

DESCUBIERTO PIIP

PETRÓLEO INICIAL IN SITU TOTAL

PRODUCCIÓN

1P 2P 3P 1C

SUB-COMERCIAL

NO DESCUBIERTO PIIP

NO RECUPERABLE

NO RECUPERABLE

2C 3C

RECURSOS

CONTINGENTES

RESERVAS

Figura 1‐1: Marco de Clasificación de Recursos

SUB-COMERCIAL

NO DESCUBIERTO PIIP

NO RECUPERABLE

NO RECUPERABLE

2C 3C

RECURSOS

CONTINGENTES

RESERVAS

Figura 1‐1: Marco de Clasificación de Recursos

El “Rango de Incertidumbre” refleja un rango de cantidades estimadas potencialmente recuperables de una acumulación por un proyecto, mientras que el eje vertical representa la “Posibilidad de Comercialidad”, es decir la posibilidad de que el proyecto sea desarrollado y alcance el status de producción comercial.

Las siguientes definiciones se aplican a las principales subdivisiones dentro de la clasificación de recursos:

PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN-SITU es la cantidad de petróleo que inicialmente se estima que existe en acumulaciones que se producen naturalmente. Esto incluye la cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, está contenida en acumulaciones conocidas, anteriores a la producción, más aquellas cantidades que se estiman en acumulaciones aún por descubrir (equivalente al “total de recursos”).8 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN-SITU es la cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, están contenidas en acumulaciones conocidas, antes de la producción.

PRODUCCIÓN es la cantidad acumulada de petróleo que se ha recuperado hasta una fecha determinada. Aunque todos los recursos recuperables se estiman y la producción se mide según los términos de las especificaciones de la venta del producto, las cantidades de producción bruta (ventas más no ventas) también se

una fecha determinada. Aunque todos los recursos recuperables se estiman y la producción se mide según los términos de las especificaciones de la venta del producto, las cantidades de producción bruta (ventas más no ventas) también se miden y son necesarias para apoyar los análisis de ingeniería basados en el espacio vacío del yacimiento. (Ver Medición de la Producción, Sección 3.2).

Se pueden aplicar múltiples proyectos de desarrollo a cada acumulación conocida y cada proyecto recuperará una porción estimada de las cantidades inicialmente in-situ. Los proyectos se subdividirán en Comerciales y Sub-Comerciales, con las cantidades recuperables estimadas clasificadas como Reservas y Recursos Contingentes respectivamente, como se definen a continuación.

RESERVAS son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan sean comercialmente recuperables implementando proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas. Las Reservas además deben cumplir con cuatro criterios a saber: deben haber sido descubiertas, deben ser recuperables, comerciales y deben permanecer (a partir de la fecha de evaluación) con base en el(los) proyecto(s) de desarrollo implementados. Las reservas, además, se catalogan de acuerdo con el nivel de certeza asociado a los estimativos y se pueden sub-clasificar con base en la madurez del proyecto y/o caracterizarlas de acuerdo a su estado de desarrollo y producción.

RECURSOS CONTINGENTES: son las cantidades de petróleo que se estima que a partir de una cierta fecha, serán potencialmente recuperables en acumulaciones conocidas, pero el(los) proyecto(s) aplicado(s) aún no se considera(n) lo suficientemente maduro(s) para el desarrollo comercial debido a una o más

a partir de una cierta fecha, serán potencialmente recuperables en acumulaciones conocidas, pero el(los) proyecto(s) aplicado(s) aún no se considera(n) lo suficientemente maduro(s) para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes pueden incluir por ejemplo, proyectos para los cuales en la actualidad no existen mercados viables, o donde la recuperación comercial depende de una tecnología que hasta ahora se está desarrollando, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para evaluar claramente la comercialidad. Los recursos Contingentes también se catalogan de acuerdo con el nivel de certeza asociado a los estimativos y pueden ser sub-clasificados según la madurez del proyecto y/o pueden ser catalogados por su estado económico. PETRÓLEO INICIALMENTE IN SITU NO DESCUBIERTO: es esa cantidad de petróleo que se estima, a partir de una fecha, podría estar contenido en acumulaciones todavía por descubrir.

RECURSOS PROSPECTIVOS: son las cantidades de petróleo que a partir de una fecha, se estima que podrán ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas, aplicando proyectos de desarrollo futuros. Los Recursos Prospectivos tienen asociada una posibilidad de descubrimiento y una posibilidad9

Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH de desarrollo. Los Recursos Prospectivos se subdividen además, de acuerdo con el nivel de certeza asociado con los estimativos recuperables, asumiendo su descubrimiento y desarrollo y pueden ser sub-clasificados con base en la madurez del proyecto. NO RECUPERABLES Es la porción de las cantidades de petróleo, Descubierto o

el nivel de certeza asociado con los estimativos recuperables, asumiendo su descubrimiento y desarrollo y pueden ser sub-clasificados con base en la madurez del proyecto. NO RECUPERABLES Es la porción de las cantidades de petróleo, Descubierto o No Descubierto, inicialmente In-Situ que se estima, a partir de una fecha dada, no serán recuperables por futuros proyectos de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede volverse recuperable en el futuro a medida que las circunstancias comerciales cambien, o que se presenten desarrollos tecnológicos; la porción restante podría no recuperarse nunca debido a limitaciones físicas/ químicas dadas por la interacción en el subsuelo entre los fluidos y las rocas del yacimiento. El Recobro Último Estimado (EUR) no es una categoría de recursos, sino un término que se puede aplicar a cualquier acumulación ó grupo de acumulaciones (descubierta o no descubierta) para definir las cantidades de petróleo estimadas, en una fecha dada, que serán potencialmente recuperables bajo condiciones técnicas y comerciales definidas, más las cantidades ya producidas (total de recursos recuperables).

En áreas especializadas, tales como los estudios de cuencas potenciales, se ha utilizado una terminología alterna; se pueden referir al total de recursos como Base Total de Recursos ó Inversión en Hidrocarburos. El Total Recuperable o EUR puede llamarse Potencial de la Cuenca. La suma de Reservas, Recursos Contingentes y Recursos Prospectivos puede llamarse “Recursos Recuperables Remanentes”. Cuando se utilizan estos términos, es importante que se suministre cada componente de la clasificación de la suma. Más aún, estas cantidades no deben sumarse sin la debida consideración de los

Prospectivos puede llamarse “Recursos Recuperables Remanentes”. Cuando se utilizan estos términos, es importante que se suministre cada componente de la clasificación de la suma. Más aún, estas cantidades no deben sumarse sin la debida consideración de los grados variables de riesgo técnico y comercial implicados en su clasificación.

1.2 Evaluaciones de Recursos Basados en Proyectos

El proceso de evaluación de recursos consiste en identificar un proyecto o proyectos de recuperación asociados a una(s) acumulación(es) de petróleo, estimando las cantidades de petróleo Inicialmente-in-Situ, estimando la porción de aquellas cantidades in-Situ que pueden recuperarse por cada proyecto y clasificando el/los proyectos basado en el estado de madurez o posibilidad de comercialidad.

Este concepto de un sistema de clasificación basado en un proyecto se puede clarificar más examinando las fuentes de datos primarios que contribuyen a una evaluación de los recursos netos recuperables (ver Figura 1-2) que puede describirse como sigue:10 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH

Figura 1‐2. Fuentes de Información para la Evaluación de Recursos.

• Yacimiento (acumulación): Entre los atributos claves se incluyen los tipos y cantidades de Petróleo Inicialmente In-Situ y las propiedades de fluido y roca que afectan el recobro del petróleo.

• Proyecto: Cada proyecto aplicado al desarrollo de un yacimiento específico genera un programa de producción y de flujo de caja único. La integración de

que afectan el recobro del petróleo.

• Proyecto: Cada proyecto aplicado al desarrollo de un yacimiento específico genera un programa de producción y de flujo de caja único. La integración de tiempo de estos programas llevados al límite técnico, económico o contractual del proyecto, define los recursos recuperables estimados y las proyecciones del futuro flujo de caja neto asociado a cada proyecto. La relación de EUR a las Cantidades Totales Inicialmente In-Situ define la eficiencia del Recobro Último para los proyectos de desarrollo. Un proyecto se puede definir a varios niveles y etapas de madurez. Puede incluir uno o varios pozos, producción asociada e instalaciones de procesamiento. Un proyecto puede desarrollar varios yacimientos, o muchos proyectos pueden ser aplicados a un solo yacimiento.

• Propiedad (permiso ó área en licencia1): Cada propiedad puede tener derechos y obligaciones contractuales asociados únicos, incluyendo los términos fiscales. Dicha información permite definir la participación de cada uno de los

1 Área Contratada para el caso Colombiano. Titularidad Titularidad YACIMIENTO ( volúmenes in‐situ)

PROYECTO

(Producción /flujo de caja)

PROPIEDAD

(Propiedad/ términos del Contrato)

RECURSOS

RECUPERABLES

NETOS11

Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH participantes en las cantidades producidas (titularidad) y la participación en las inversiones, gastos e ingresos para cada proyecto de recobro y el yacimiento al

Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH participantes en las cantidades producidas (titularidad) y la participación en las inversiones, gastos e ingresos para cada proyecto de recobro y el yacimiento al cual se debe aplicar. Una propiedad puede cubrir muchos yacimientos, o un yacimiento puede abarcar varias propiedades diferentes. Una propiedad puede contener tanto acumulaciones descubiertas como no descubiertas.

En el contexto de esta relación de datos, “proyecto” es el elemento primario considerado en esta clasificación de recursos, y recursos netos recuperables son las cantidades incrementales que se derivan de cada proyecto. El proyecto representa el enlace entre la acumulación de petróleo y la decisión de hacer un proyecto. Por ejemplo un proyecto constituye el desarrollo de un solo yacimiento o campo, ó el desarrollo incremental de un campo en producción, ó el desarrollo integral de varios campos e instalaciones asociadas a una propiedad común. En general, un proyecto individual representará el nivel al cual se toma la decisión ya sea ó no que se vaya a proceder (por ej., gastar más dinero) y deberá existir un rango asociado de cantidades recuperables estimadas para tal proyecto. Una acumulación o acumulación potencial de petróleo puede estar sometida a varios proyectos diferentes y separados que se encuentran en diferentes etapas de exploración o desarrollo. Por lo tanto, una acumulación puede tener cantidades recuperables en varias clases de recursos simultáneamente.

Con el fin de asignar recursos recuperables de cualquier clase, es necesario definir un plan de desarrollo constituido por uno o más proyectos. Aún para Recursos Prospectivos, los estimativos de cantidades recuperables, deben ser indicados en términos de venta de productos derivados del programa de desarrollo, asumiendo un descubrimiento exitoso y

plan de desarrollo constituido por uno o más proyectos. Aún para Recursos Prospectivos, los estimativos de cantidades recuperables, deben ser indicados en términos de venta de productos derivados del programa de desarrollo, asumiendo un descubrimiento exitoso y un desarrollo comercial. Dadas las grandes incertidumbres involucradas en esta etapa inicial, el programa de desarrollo no tendrá el detalle esperado en etapas de madurez posteriores. En la mayoría de los casos, la eficiencia de recobro puede basarse en proyectos análogos. Las cantidades in-Situ para los cuales no puede definirse un proyecto factible utilizando los pronósticos actuales o con mejorías razonables en tecnología, son clasificados como No-Recuperables.

No todos los planes de desarrollo técnicamente factibles serán comerciales. La viabilidad comercial de un proyecto de desarrollo depende de un pronóstico de las condiciones que existirán durante el período de tiempo cubierto por las actividades del proyecto (Ver Evaluaciones Comerciales, Sección 3.1). Las “Condiciones” incluyen factores tecnológicos, económicos, legales, ambientales, sociales y gubernamentales. Mientras que los factores económicos se pueden resumir como pronóstico de costos y precios del producto, las influencias subyacentes incluyen, pero no están limitadas a, condiciones del mercado, transporte, infraestructura del proceso, términos fiscales e impuestos.

Las cantidades de recursos que están siendo estimadas son aquellos volúmenes producibles de un proyecto, medido según las especificaciones de entrega en el punto de venta o transferencia de custodia (ver Punto de Fiscalización2 en la Sección 3.2.1). La producción acumulada, de la fecha de evaluación en adelante, hasta el cese de la

producibles de un proyecto, medido según las especificaciones de entrega en el punto de venta o transferencia de custodia (ver Punto de Fiscalización2 en la Sección 3.2.1). La producción acumulada, de la fecha de evaluación en adelante, hasta el cese de la producción, es la cantidad recuperable remanente. La suma de los flujos de caja anuales netos asociados a la producción, da los ingresos futuros netos estimados. Cuando el flujo

2 Punto de fiscalización para el caso Colombiano12 Anexo Acuerdo 11 de 2008 de la ANH de caja se descuente de acuerdo a una tasa de descuento definida en un período de tiempo definido, la suma de los flujos de caja descontados se conoce como Valor Presente Neto (VPN) del proyecto (ver Guías de Evaluación y Reportes, en la Sección 3),

Los datos de apoyo, los procesos analíticos y los supuestos utilizados en una evaluación deben ser documentados con suficiente detalle para permitir a un evaluador independiente, o auditor entender claramente la base para la estimación y categorización de las cantidades recuperables y su clasificación.

2 Guías para la Clasificación y Categorización

Para caracterizar consistentemente los proyectos petroleros, las evaluaciones de todos los recursos deben llevarse a cabo en el contexto de un sistema total de clasificación como aparece en la Figura 1-1. Estas guías son la referencia de este sistema de clasificación y dan soporte a una evaluación en la cual los proyectos se “clasifican” basados en su posibilidad de comercialidad (el eje vertical) y estima las cantidades recuperables y comercializables asociadas a cada proyecto que se “categoriza” para

clasificación y dan soporte a una evaluación en la cual los proyectos se “clasifican” basados en su posibilidad de comercialidad (el eje vertical) y estima las cantidades recuperables y comercializables asociadas a cada proyecto que se “catego