Reservas de hidrocarburo

Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleolas cuales anticipadamente se consideran comercialmenterecuperables de una acumulación conocida en una fechadeterminada. Todas las estimaciones de reservas involucran ungrado de incertidumbre, la cual depende principalmente de lacantidad de información de geología e ingeniería confiable ydisponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El gradorelativo de incertidumbre conduce a clasificar básicamente lasreservas en:

Reservas probadas. Reservas probables. Reservas posibles

30/04/2013 ESTIMACIÓN DE RESERVAS

Se considera reservas probadas al volumen dehidrocarburos contenido en yacimientos, loscuales, hayan sido constatados mediantepruebas de producción y que, según lainformación geológica y de ingeniería deyacimiento disponible, puedan ser producidoscomercialmente.


Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos enáreas donde la información geológica y de ingeniería indica,desde el punto de vista de su recuperación, un grado menorde certeza comparado con el de las reservas probadas.


Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos enáreas donde la información geológica y de ingeniería indican ungrado menor de certeza comparado con el de las reservasprobables. También las que aparecen en registros y en análisisde núcleos pero no pueden ser productivas a tasas comerciales.

Una vez identificado y mapeado el prospecto se dede tomar unadecisión de crucial: vale la pena perforar el prospecto? Esta decisión depende de los siguientes aspectos:

• - Cual es el potencial de las reservas de crudo o gas? • Cual es el riesgo del prospecto? • -Cuál es el costo de perforar? • -Costo de la infraestrutura requerida• -Cuál es el mercado de los hidrocarburos? • -Como serán transportados los HC al mercado?

Las compañias con frecuencia tienen que comparar prospectosde diferentes cuencas de diferentes partes del mundo con el fin de decidir como invertir el presupuesto de exploración.


• Los métodos para cuantificar reservas son:

a) Ecuación de balance de materiab) Curvas de declinaciónc) Simulación numérica y/o matemática de yacimientosd) Método volumétrico


• Ecuación de Balance de Materia (EBM):

Donde,

• N = Petróleo original en el sitio, BS• Np = Petróleo acumulado producido, BS• Bo = Factor volumetrico del petróleo a la presión actual, BY/BS• Rp = Relación gas petróleo acumulada, PCS/BS• Rs = Relación gas en solución petróleo a la presión actual, PCS/BS• Bg = Factor volumetrico del gas a la presión actual, BY/PCS• We = Volumen de agua proveniente de un acuífero, que ha entrado al yacimiento y se ha

acumulado, BS• BW = Factor volumetrico del agua e la formación, BY/BS• Wp = volumen acumulado de agua que ha sido producida del acuífero, BS• m = Relación entre el volumen de gas de la capa de gas y el volumen de petróleo• Giny = Volumen acumulado de gas inyectado, PCS• Biny = Factor volumétrico del gas inyectado en la formación, BY/PCS• Winy = Volumen acumulado de agua inyectada, BS • Boi = Factor volumetrico del petróleo a las condiciones iniciales, BY/BS• RSi = Solubilidad del gas a la presión inicial, PCS/BS• Bgi = Factor volumetrico del gas en la formación a la presión inicial, BY/PCS


Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintasmetodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos ya la información geológica y de ingeniería disponible. Entrelos métodos determinísticos se halla el método volumétrico,el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sinoque está asociado a la determinación de los hidrocarburosoriginales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, GasOriginal en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).

MÉTODO VOLUMÉTRICO

El Método volumétrico depende de ciertos parámetros delyacimiento como:

Volumen de la roca contenedoraPorosidad de la roca yacimientoSaturación de los fluidos

El volumen de roca es de gran importancia, ya que es poréste parámetro que se caracteriza el método. Paradeterminar el volumen, es necesario partir de doscaracteristicas importantes como lo son: el área delyacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde elvolumen será, en su más sencilla expresión el área por elespesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.


CONCEPTOS BÁSICOS

El yacimiento petrolífero esta confinado por límitesgeológicos como también por límites de fluido.

“Zona bruta”: Límites donde está contenido el aceite

“Volumen neto”: Parte del yacimiento donde se produceaceite y gas. Determinado por valores de permeabilidad,porosidad y saturación de agua.


LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS PARA RESERVAS PROBADAS

LIMITE FISICOSe entiende por “limite físico” de un yacimiento aqueldefinido por algún accidente geológico (fallas, discordancias,etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos,porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estosparámetros.

LIMITE CONVENCIONALSon límites convencionales aquellos que se establecen deacuerdo con el grado de exactitud de los datos o deconformidad con las normas establecidas.


PASOS PARA EL CALCULO DE

VOLUMEN DE ROCA IMPREGNADA

Los datos de profundidad son llevados a los mapas delocalización de puntos y con estos se hacen los mapas decontornos estructurales del techo y la base de la unidadproductora

Se elabora un mapa isópaco de la arena en total el cual conla ayuda de los registros de pozo permite tener una idearazonable de la geometría de la unidad de interés.

Teniendo en cuenta la forma característica del reservorio seconstruye un mapa isópaco de la arena neta petrolífera


En forma general la ecuación para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento se conoce como:

Donde:

Boi

ShAN w)1(****7758


Ecuación general para determinar elvolumen de gas en un yacimiento seconoce como:


43560* * * gi

gi

Vb SG

B

CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCAMÉTODO DE ISOPACAS

Este método se basa en la utilización de mapas isopacos, elcual muestra líneas que conectan puntos de igual espesorneto de la formación donde las líneas individuales sedenominan líneas isopacas. La utilización de estos mapaspermite determinar el volumen productor bruto (total) delyacimiento a través del plánímetro, con el que se mide lasáreas entre las líneas isopacas.


MAPA ISÓPACO


Planímetro digital con brazos

Planímetro mecánico


Para determinar el volumen aproximado de la zona productiva a partir de las lecturas del planímetro, se emplea frecuentemente dos ecuaciones

Piramidal:

Donde

:


Trapezoidal:Se usa cuando la razón de las áreas de dos líneas isopacas

sucesivas es mayor de 5 décimas.

El volumen para una serie de trapezoides esta dado por:

Donde:


0 1 2 1( 2 2 .....2 )2b n n

hV A A A A A

APLICACIÓN DEL

METODO VOLUMETRICO

Después de haber calculado el volumen bruto de la rocamediante la aplicación del método volumétrico podemosdeterminar la cantidad de hidrocarburos in-situ que hay en elyacimiento. Dependiendo de las características delyacimiento:

El volumen de roca contenedora, la porosidad de la rocayacimiento y la saturación de los fluidos. Es de granimportancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetroque se caracteriza el método


YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS


CALCULO VOLUMETRICO DE

HIDROCARBUROS

Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumétrico, se puede deducir la ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento:

)1(** ShVN b


Donde:N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de yacimiento.Vb=volumen bruto de la rocaφ= Porosidad del yacimiento.Sh= Saturación de hidrocarburos.

Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en función de la saturación de agua para un sistema yacimiento agua- hidrocarburo. Donde los poros estarán saturados con una fracción de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh= 1- Sw.


YACIMIENTOS DE

PETRÓLEOEste se basa en: 1. Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde

se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos2. Análisis del fluido de donde se determina el factor volumétrico del

petróleo

El volumen del yacimiento se expresa en acre-pie , pero dicha unidad se debe llevar a barriles por ello por medio de los factores de conversión se llega a:Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bblDividiendo ambos factores se obtienen:7758 bbl / 1 acre-pie , y éste será el factor a multiplicar la ecuación 1, para un yacimiento de petróleo, usando unidades de campo.


YACIMIENTOS DE

PETRÓLEO

La ecuación resultante es:

N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a superficie).

Vb=Volumen de la roca en acre-pie

φ= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional.

1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional.

Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN.

Boi

SVN wb )1(***7758


YACIMIENTOS DE GAS

• En éste caso se llevará a pies cúbicos por referirse al gas hidrocarburo. Para efectuar la conversión adecuada se procederá de la siguiente manera:Existen: 43560 ft2 / 1 acre.Sólo con éste factor se obtendrá el volumen de gas en pies cúbicos al aplicar la ecuación del método volumetrico.

43560* * * gi

gi

Vb SG

B30/04/2013 ESTIMACIÓN DE RESERVAS

YACIMIENTOS

DE GAS• Donde:

G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).Vb=volumen bruto de la roca

= porosidad de la roca yacimiento, en fracción.Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción.Sgi= 1-SwBgi= factor volumetrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN.

El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original en sitio o la cantidad de gas en pies cúbicos originalmente en el yacimiento.


DIFICULTADES DEL MÉTODO

a) La precisión de la porosidad promedia de un yacimiento determinada porel análisis de núcleos depende de la calidad y cantidad de datosdisponibles, y de la uniformidad del yacimiento.

b) El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento porencima de la zona de transición (Agua innata, connata o intersticial). Elagua innata es importante sobre todo porque reduce el volumen delespacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo ytambién afecta sus recuperaciones.

c) Otro problema en los cálculos del método volumétrico es el de obtener lapresión promedia del yacimiento a un tiempo cualquiera después deiniciada la producción.

d) Para asegurar mejores resultados, es preferible usar promediosponderados volumétricamente en todas las variables a emplear, en ves deusar valores promedios lineales o por unidad de superficie.


EJEMPLO

El mapa isópaco para la arena petrolífera Gusher se presenta enla Fig. 4.3. La porosidad promedio es de 23 %, la saturación deagua connata es 32 % y el factor volumétrico inicial del crudo fuede 1.32 rb/STB. Este yacimiento ha producido a la fecha 3.53MM STB. Las áreas dentro de los contornos son:

A0 = 640 Ac.A20= 480 Ac.A40=320 Ac.A60 = 160 Ac.


Calcule la cantidad de petróleo original

Solución:

El volumen de hidrocarburos se estima con la fórmula

trapezoidal:



Se calculan los ∆V para las diferentes áreas productivas determinadas.Para A0 y A1

∆V=295333.9015 acre-pie


Sabiendo que:

= 0.1718

Sw =0.1658

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