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YACIMIENTOS DE GAS
Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la
temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en
yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.
CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS
Yacimientos de gas seco.Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y
están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en
superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja
atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de
almacén esta representado por el punto d en la figura N
Yacimientos de Gas Húmedo.Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura
cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se
condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador
Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas
mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte
de este gas en líquido esto se muestra en la figura
Yacimiento de gas condensado.Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la
temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el
proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda,
donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros
siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de
líquidos.
Este proceso se explica de una manera mas detallada
5.7.3.-
METODO DE CÁLCULO DE RESERVAS
5.7.3.1.- Reservas de gas por el método Volumétrico.
Podríamos decir que este es uno de los métodos mas usados en campos nuevos donde
casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea
global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene
Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a
volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene
las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores,
registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de pozo como son (DST,
Bild up, entre otros)
La extensión geométrica se representa generalmente por mapas de campo junto a las
curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal que se pueda visualizar la
estructura , relieve o espesor del yacimiento para los cálculos del volumen poroso
existen dos clases de mapas isópacos y mapas isovolumétricos el mapa isopaco , como
su mismo nombre lo indica es un mapa que representa las líneas de igual espesor de la
zona neta productiva H , sin embargo esta representación no permite tener una idea
exacta del volumen del yacimiento para la acumulaciones de gas debido a las posibles
variaciones en la porosidad entre los posos .
El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los
mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono
para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente.
El gas del yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye el volumen
poroso disponible para el gas también puede cambiar por la intrusión de agua en el
yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas esta relacionado con el volumen
total bruto multiplicado por su porosidad promedia , la saturación promedia por el agua
ingnata
El gas insitu en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral
del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual
transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el
volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y
El gas insitu es en pies cúbicos y se calcula mediante.
G = 43560 X A X H X % (1-SW) 1
Bgi
Donde:
G
= Gas inicial del reservorio
43560 = ..Factor de conversión de acres a pies cúbicos
A
= Área del reservorio en acres
H
= Espesor de arenas netas del reservorio
%
= porosidad de la roca reservorio.
Swi
= saturación de agua ingnata
Bgi.
= factor volumétrico inicial del gas .
El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera:
los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas
es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico
del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión
Bgi = PbxT Xz
P x Tbx Zb
P = Presión de reservorio
Pb = Presion base
T = Temperatura de reservorio
Tb = Temperatura base
Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie
Si Bgi esta en bbl/ scf entonces la ecuación seria:
G = 7758 XA X H X% ( 1-Swi) 1
Bgi
La ecuación volumétrica como dijimos anteriormente es aplicable acampos nuevos
antes que cantidades de gas sean producidas para causar una caída de presión en el
reservorio .
Si se tiene datos buenos la ecuación volumétrica se tornara confiable
Para un reservorio natural volumétrico ( sin acuífero , ni producción de agua ) el gas
producido o acumulado una presión determinada es la diferencia entre las estimaciones
volumétricas de gas en el reservorio a condiciones iniciales y a condiciones de
presiones subsecuentes
Gp = 43560 X A X H % ( 1-SW ) (
1-
1
)
Bgi Bg
Si el factor volumétrico de formación Bga a la presión de abandono asumida sustituye
a Bg la siguiente ecuación nos da el gas producido a la presión de abandono o el gas
recuperable En el reservorio a condiciones originales. Otra de las aplicaciones es
calcular el gas insitu el reservorio y multiplícalo por el factor de recuperación el factor
de recuperación de un reservorio de gas es primeramente función de la presión de
abandono, y la permeabilidad
La presión de abandono depende de muchos factores
9
9
9
9
9
Precio del gas
Índice de productividad de los pozos
Tamaño de campo
Ubicación con respecto al mercado
Tipo de mercado
Si compramos un reservorio con empuje hidrostático estos reservorios tienen bajo
factor de recuperación comparado con un reservorio volumétrico por causa de la alta
presión de abandono por invasión del acuífero a pozos productores
Para los reservorios volumétricos el principal factor que gobierna la eficiencia de la
recuperación es la presión de abandono este factor esta expresado:
Bga = 100( Bg-Bgi)
Bga
= 100(1- Bgi )
Bga
= 100(1- Pa Zi)
PiZa
Los reservorios de alto empuje por agua la recuperación esta al rededor del 50%-60%
comparado con el 70% - 80% de los volumétricos
5.7.3.3.- Método de Balance de Materiales
.Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se
conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento,
por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como
aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que:
9 Es la aplicación de la ley de conservación de la materia a la producción de
fluidos de un reservorio.
9 Balance entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales
producidos (superficie).
9 Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la
misma masa de materia a otra condición diferente (P1 , T1). Se relaciona la
producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio.
La ecuación de balance de materiales se usa para :
9 Determinación del petróleo Original In situ ( POIS ) y del Gas Original In situ
(GOIS ).
9 Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo.
Pronostico del comportamiento de un reservorio ( acumulada de producción
versus presión )
9 Determinar la inferencia de agua
9 También se pueden cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio
.
=
Masa
Final
Masa de Gas
Inicial en el Yacimiento
+
Masa de
Gas remanente
Podemos hacer balance de materiales con un compuesto definido del gas y por ende
podemos realizar un balance de materiales en términos de moles de este compuesto.
NP = Ni – Nf
Np = numero de moles producidos
Ni = numero de moles iniciales
Nf = .numero de moles finales
Es necesario determinar que el termino final denota una etapa posterior de producción y
no una etapa de abandono necesariamente
Se da que una presión final se a producido un volumen final de gas, y este volumen
producido es remplazado por agua entonces existe una intrusión We
En pies cúbicos de agua en el yacimiento y se producirán Wp de agua en superficie
esto seria:
VI = Vi – ( We – Bw x Wp )
Donde:
Bg = Es el factor volumétrico del agua que esta dado en barriles de agua en
el yacimiento por barril de agua en superficie.
Vi y Vf = Es solo el espacio poroso solo disponible para gas
Lo podemos expresar utilizando sus equivalentes como son la ley de los
gases
Pcs.Gp = Pi.Vi - Pf(Vi – We + Bw x Wp )
Tcs
ZiT
Zf . T
Los yacimientos volumétricos crecen de intrusión de agua y su producción de agua es
generalmente insignificante de esta forma la ecuación quedaría:
Pcs.Gp = Pi.Vi - PfVi
Tcs
ZiT
Zf T
Para valores establecidos Psc y Tcs y para Zi y Vi estos en yacimientos
volumétrico son fijos puede expresarse de la siguiente forma
Gp = b – m (p/z).
m = Vi Tsc
Pcs.T
b= Vi.Pf.Tcs
Zi.Psc.T
Esta ecuación indica que para un yacimiento volumétrico de gas la acumulación
productiva de gas Gp y la razón dela presión corregida (P/Z) es una línea recta de
pendiente negativa “ m”
Si expresamos la ecuación Nº en función al factor volumétrico del gas Bg tendríamos
:
Volumen inicial =Volumen final
G.Bgi = (G-Gp)Bg +(We-Wp)Bw
5.614
5.614
Ordenando esta ecuación se obtiene una ecuación de balance de materiales
para gas seco
G( Bg – Bgi) = Gp.Bg+(We-Wp)Bw
5.614
5.614
Si no existiera intrusión de agua :
Gp = Gi ( 1- Bgi)
Bg
Bg =
Bgi
( Pi) (Z)
Zi P
Gp = G ( 1-( Pi) (Z)
Zi P
Gp
P Pi
= (1−
)
Z Zi
G
La ecuación 2 sugiere que en un grafico lineal de Gp versus P / Z, se puede
obtener el valor de G, cuando P/Z sea cero.ver figura Nº
METODO P/Z.La ecuación de balance de materiales para reservorios volumétricos puede ser escrita de
la siguiente manera:
PbTGp
P
Pi
=−
+
5.615ZbTbVi Zi
Z
Así un grafico de P/Z Vs Gp será una línea recta para un reservorio de gas
volumétrico será una línea recta la intersección de P/Z = 0 , es el gas en el reservorio.
G=
5.615ZbTbViPi
PbTZi
FACTORES GEOLÓGICOS QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD.Algunos factores que se cree que afectan la permeabilidad
Son:
9 El tamaño de las rocas acumulación
9 La textura de la roca acumulación
9 La presencia de arcillas
Porosidad permeabilidad y textura.La porosidad es independiente del tamaño del grano, al contrario de la permeabilidad
que desciende con el tamaño de los granos además tanto la porosidad como la
permeabilidad son dependientes de la selección de los granos en un depósito. También
otro parámetro textural es la fábrica, es decir el modo en que los granos se colocan se
debe entonces considerar el empaquetamiento y la orientación.
9 El empaquetamiento depende sobre todo de los procesos postdeposicionales.
9 La orientación tiene un papel muy importante en la permeabilidad
5.2.-
INTERPRETACIÓN DE LOS PERFILES DE LOS POZOS .-
El objetivo es de obtener datos de ingeniería igual y de mayor validez que el los
obtenidos en el análisis de de cores , sin embargo ambas técnicas se consideran
complementarias casi todas las propiedades de la rocas de acumulación se reflejan en
los perfiles eléctricos pero para algunos casos no se debe esperar gran exactitud a
menos que las condiciones de pozo y de la roca sean favorables.
Una interpretación completa de los perfiles eléctricos implica obtener la siguiente
información del yacimiento.
9 Litología de la formaciones
9 Porosidad efectiva del yacimiento
9 Saturación de fluidos del yacimiento
9 Permeabilidad de las rocas acumulación
9 Espesor de la zona neta productiva
9 Recuperación y productividad de los fluidos
5.2.1.- LITOLOGÍA DE LAS FORMACIONES POR TOMA DE REGISTROS .la determinación litológica implica la localización e identificación de las formaciones
geológicas atravesadas por el pozo y especialmente y en particular las zonas porosas ,
también se determina el espesor de las diferentes formaciones .Para al interpretación
efectiva y agustada a de un perfil eléctrico implica una complementación de diferentes
registros, entonces se puede decir de una manera general que un registro de SP trabaja
con un registro de GR (Registros de litología ) , estos se relaciona con un registro de
resistividad , registros Neutrónico y Densidad, registros de temperatura (registros
sensibles al contenido de fluido acumulado en las diferentes formaciones ) .Podemos
decir que todos los métodos empleados en la interpretación de registros son empíricos
como por ejemplo.
5.2.2.- INTERPRETACIÓN EMPÍRICA DE LA CURVA SP.La información suministrado por la curva SP se mide con relación a la llamada base de
lutitas , la línea de lutitas no es constante en un pozo en realidad se puede , observar
unas deflexiones cuando se pasa por formaciones de aguas dulces o por formaciones
con aguas saladas o cuando se atraviesa una discordancia geológica .Las deflexiones
de la SP básicamente son mediciones de resistividad del filtrado del lodo con las rocas.
El diámetro del pozo y de la zona invadida pueden afectar a la magnitud de las crestas
de la curva SP.
Los valores positivos y negativos que pueda presentar en los datos de la curva SP son
consecuencia de los fluidos de perforación y el agua de formación ,se puede entonces
determinar que las formaciones que contienen aguas dulces las deflexiones son positivas
y en formaciones que contienen aguas saladas son negativas .Es necesario señalar que
una prominencia o cresta el la curva SP es un indicador (no es una medida) de
existencia de porosidad en la formación
según la experiencia de trabajo de campo se pude señalar la línea de base de areniscas
la cual tampoco es continua en un pozo existen discordancias en la curva SP y esto es
indicador de la limpieza de las arenas , también de la buena porosidad que existe en ese
sector de discordancia negativa y acumulaciones de fluidos .
5.2.3 .- INTERPRETACIÓN
RESISTIVIDAD.-
EMPÍRICA
DE
LAS
CURVAS
DE
Mostraremos algunas reglas que se pueden usar para la interpretación litológica de las
curvas de resistividad.
9 La resistividad baja ante una cresta bien definida en el SP indica una formación
porosa con fluido conductivo , generalmente agua innata , la formación por la
que atraviesa puede presentar , arenas calizas o dolomitas porosas , la
resistividad en zonas porosas varia considerablemente por la presencia de fluidos
no conductivos que saturan la roca (gas o petróleo)
9 Una alta resistividad no siempre es lo que espera , también puede representar
rocas muy compactadas o densas que no contienen agua ni porosidad , por eso
son conductoras deficientes unas de las características de rocas porosas y no
permeables siempre exciben una saturación alta sea cual fuere el fluido que
contengan , estas pueden ser lava interastitrificada formaciones sedimentarias.
5.6.- DEFINICIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS .-
Estructura de los Yacimientos y Rocas Acumulación.Para poder definir un yacimiento se ha creído conveniente primero clasificarlos de
acuerdo a:
a) Su origen composición mineral y textura
b) A la configuración de las trampas geológicas
a).- Origen composición mineral y textura.Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el
hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas.
Las rocas sedimentarias que contiene hidrocarburos pueden dividirse en
dos clases como son:
Detríticas y químicas. los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la
desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias lo que
ocurre por un proceso de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se
deposita en una cuenca de sedimentación y precipitación selectiva en tiempo y lugar se
depositan arenas y lutitas.
Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y
precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por
evaporación del agua de mar en cuencas cerradas.
Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y
genético, debe saberse de que esta compuesto el sedimento, como se formo, como se
acumulo el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este
recurso
Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral esta
directamente relacionada con a estructura y textura predominante con un determinado
tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburifero.
Yacimientos granulares.-
Yacimientos de calizas y dolomitas.Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de
calcitas y dolomitas se forman en zonas poco profundas del mar, mas conocidas como
los arrecifes las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. lo
importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo
de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe
mayormente al agrietamiento mecánico y a lixiviación química. las calizas ya
consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura muchas veces
por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la
movilización de los fluidos , aguas meteóricas estos movimientos producen una
agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aun de cavernas de clase muy
irregular no siendo uniforme a lo largo del yacimiento.
Yacimientos de lutita.Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden
encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad
efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de
formación orogénica.
Yacimientos de evaporitas.- (Sal , Ahidrita y Yeso)
Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales
cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos
La roca de sal , lo mismo que de yeso , rara vez constituyen rocas de acumulación , sin
embargo las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en
formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el
efecto de circulación de aguas , lo que produce drusas y canales no obstante , los
yacimientos de ahidrita son poco frecuentes.
Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas.El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura , por lo tanto
las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas ,
raramente sirven a tal propósito
Pudo haber pasado el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debe haber llegado
allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron .
Las rocas ígneas inicialmente una porosidad efectiva
después de determinar los mineralógicos y en que lugares se favorece la acumulación
de hidrocarburos que resulten comerciales y partiendo desde el centro de
sedimentación . clasificaremos ahora a los yacimientos de acuerdo a la acumulación de
hidrocarburos :
YACIMIENTOS DE GAS .Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la
temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en
yacimientos de gas seco , gas húmedo y gas condensado .
CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS .Yacimientos de gas seco.Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y
están constituidos por metano casi , con rastros de hidrocarburos superiores , que en
superficie no condensan . debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja
atracción , no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de
almacén esta representado por el punto d en la figura N
Yacimientos de Gas Húmedo.Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura
cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se
condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador
Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas
mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte
de este gas en líquido esto se muestra en la figura
Yacimiento de gas condensado.Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la
temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el
proceso , se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda ,
donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros
siendo este un liquido inmóvil , esto ocasiona una disminución de la producción de
líquidos .
Este proceso se explica de una manera mas detallada
RESERVAS
DEFINICION
•Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido existe
como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial.
•A diferencia de los petróleos saturados o los de condensado, en un
reservorio de gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la
presión
•En un reservorio de gas húmedo la producción total de gas es la suma de la
producción de gas en el separador y la producción de líquidos equivalente
en vapor.
RESERVAS DE GAS
•Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia.
•GAS NO ASOCIADO es gas libre que no esta en contacto con petróleo en el
reservorio.
•GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petróleo en el reservorio.
•GAS DISUELTO es gas en solución con petróleo en el reservorio
Definiciones
Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados
comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los
estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre
depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y
disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado
relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos
clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas
son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas
como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la
incertidumbre en su recuperación.
La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método
de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor
para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería
y datos económicos. El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el
conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar
un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas. La identificación de
las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método mas frecuente y
proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia
en la
incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente
clasificación.
Los estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos
adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las
condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de gas mantenidos en
inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el
volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por procesamiento.
Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía natural
del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de
recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a
la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la
recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión,
Reservas Probadas
Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de
geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán
recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y
bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las
reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.
Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que
se considera un alto grado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se
emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las
cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.
El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos
del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado
período que debe ser consistente con el propósito del estimado
de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones
requeridos en el reporte de reservas.
fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán
instaladas.
Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no
desarrolladas, si cumplen:
(1) Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial
en la formación objetivo,
(2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite
productivo conocido como probado para la formación objetivo,
(3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y
(4) Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para
otras ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la
interpretación de los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con
razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente
continua y contiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a
los offsets directos.
Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos
establecidos de recuperación mejorada, son incluidos en la clasificación de probadas
cuando:
(1) La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa
instalado en el mismo o en un reservorio análogo con similares propiedades de
roca y fluido, proporcionan soporte para el análisis sobre el cual esta basado el proyecto,
y,
(2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.
Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen
todavía que ser establecidos a través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidos
en la clasificación de probadas solo:
(1) Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio similar que es:
(a) Un piloto representativo, o
(b) Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre
el cual esta basado el proyecto, y
(2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.
En resumen son volúmenes de hidrocarburos evaluados acondiciones atmosféricas y
bajo condiciones económicas actuales
que se estiman serán comercialmente
recuperables en una fecha especifica con una certidumbre razonable , cuya extracción
cumple con las normas gubernamentales establecidas , y que han sido identificados por
medio de análisis y información geológica y de ingeniería.
Reservas no probadas
Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a
los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas,
contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas
como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y
posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas
futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras
futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por
una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.
Reservas probables
Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología
e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando
se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que
la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas
probadas mas las probables.
En general, las reservas probables pueden incluir:
(1) Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out,
pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas,
(2) Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en
características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y
que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el
área,
(3) Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill)
que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera
sido aprobado a la fecha del estimado,
(4) Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido
establecido por una repetida aplicación comercial exitosa, cuando
(a) Un proyecto o piloto que esta planeado pero no en operación, y
(b) Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una
aplicación comercial,
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por
fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta
estructuralmente mas alta que el área probada.,
(6) Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento,
cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido
probado exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en reservorios
análogos, y
(7) Reservas increméntales en reservorios probados donde una interpretación alternativa
de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que
fueron clasificadas como probadas.
Reservas posibles
Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de
geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas
probables. En este contexto, cuando se utilizen métodos probabilísticos, debe existir al
menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales
o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir :
(1) Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del
área clasificada como probable,
(2) Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de
núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.,
(3) Reservas increméntales atribuidas a perforación infill que están sujetas a
incertidumbre técnica,
(4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando
(a) Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación, y
(b) Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable
duda que el proyecto será comercial, y
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por
fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta
estructuralmente mas baja que el área probada.
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería
sugieren que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables .
De acuerdo con esta definición , cuando son utilizados métodos probabilísticos , la
suma de las reservas probadas ,probables mas las posibles tendrán al menos una
probabilidad del 10% de que las cantidades realmente recaudadas sean iguales o
mayores
Categorías de Reservas por Status
Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de
producción y desarrollo.
Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes
incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Las reservas por recuperación
mejorada son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido
instalado o cuando los costos por hacer son realtivamente menores. Las reservas
desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en producción y en no-producción.
(.) En producción: Las reservas sub-categorizadas como "En producción" se espera sean
recuperadas de intervalos completados que están abiertos y produciendo en la fecha del
estimado. Las reservas por recuperación mejorada son consideradas "En producción"
solo después que el proyecto de recuperación mejorada esta en operación.
(.) En no-producción: Las reservas sub-categorizadas cono "En no-producción" incluyen
las taponadas o cerradas (shut-in) y detrás del casing (behind-pipe). Las reservas de
intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados de (1) intervalos de
completación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han iniciado a
producir, (2) pozos que fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a
oleoductos, o (3) pozos no capaces de producir por razones mecánicas. Las reservas
detrás del casing (behind-pipe) se espera sean recuperadas de zonas en pozos existentes,
que requerirán trabajos de completación adicional o futura re-completación antes de
iniciar a producir.
Reservas no desarrolladas: Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas: (1)
de pozos nuevos sobre áreas no perforadas,
(2) de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o
(3) donde se requiera un relativo alto gasto para (a) re-completar un pozo existente o
(b) instalar facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación
primaria o mejorada.
Por gas en solución
El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje
por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por
Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente
un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje
por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua
promedia dentro del volumen poroso esta cerca al
valor irreducible.
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si
asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la
presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de
burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este
proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.
Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción
adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente
evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la
saturación crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña.
Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el
RESERVORIOS DE GAS DISUELTO
GOR
observa
CARACTERÍSTICAS
TENDENCIA
do en
los
Declina rápida y continuamente
Presión del Reservorio
pozos.
Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo El
GOR de superficie
y después cae
mecanis
mo
Ninguna
Producción de agua
principa
l se
Requiere bombeo desde etapa inicial
Comportamiento del
debe al
pozo
empuje
del gas
5 al 30 % del OOIP
Recuperación esperada
y a la
expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se
compara a la energía de un gas libre altamente expansible.La eficiencia de recuperación
sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30
% del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta
recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de
solución y homogeneidad de la formación.
Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo
incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de
materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.
POR EMPUJE POR AGUA
En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor
que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción
de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De
acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona
haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando
Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un
desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La
Intrusión ocurre debido a:
(a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el
agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.
(b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de
petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie .Dependiendo de la
forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de
agua se denominan:
(a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran
espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse
verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran
problema.
(b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde
los lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
(a) El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.
(b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo
menos 50 md).
(c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
(d) El método de balance de materiales es el mejor indicador.
Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de
Dykstra-Parsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y
Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y
Fetkovich.
RESERVORIOS DE IMPULSION POR AGUA
CARACTERÍSTICAS
TENDENCIA
Presión del Reservorio
Permanece alta
GOR de superficie
Permanece bajo.
Producción de agua
Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.
Comportamiento del pozo
Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.
Recuperación esperada
10 al 70 % del OOIP
POR CAPA DE GAS
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es
exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el
transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con
la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A
medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de
gas se expande causando un desplazamiento inmiscible
del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden
de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas
recupere mas petróleo son:
(a) Baja viscosidad del petróleo.
(b) Alta gravedad API del petróleo
(c) Alta permeabilidad de la formación
(d) Altorelieve estructural.
(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación
numérica o por cálculos de balance de materiales.
POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL
En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo,
se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la
permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad
vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas
viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa
de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar
denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran
buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el
flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la
mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran
como el mismo mecanismo.
Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más
eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80%.
Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional
o segregación son las siguientes:
(a) Variaciones del GOR con la estructura.
(b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.
(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
EMPUJE POR COMPACTACIÓN
En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo,
se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la
permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad
vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas
viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa
de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar
denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran
buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia
abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de
ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje
por segregación se consideran como el mismo mecanismo.
Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más
eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Las
características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o
segregación son las siguientes:
(a) Variaciones del GOR con la estructura.
(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
CATEGORÍA DE RESERVAS POR ESTATUS
RESERVAS ORIGINALES
(Recursos Económicos)
Reservas Probadas Originales
Producción acumulada
Reservas No Probadas
Reservas Probadas
Desarrolladas
Reservas probables
No Desarrolladas
Reservas Posibles