Calculo de Reservas de Petroleo Mediante La Ecuacion de Balance de Materiales

CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO MEDIANTE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES. El calculo de las reservas incluye a lo largo de su desarrollo una incertidumbre asociada. Es por ello, que la estimecion de los volumenes en sitio de hidrocarburos depende principalmente que la data de ingenieria y geologia sean lo mas confiable posible y se encuentre disponible a la fecha de estimacion e interpretacion de dichos datos. En este sentido, el grado de incertidumbre asociada permite clasificar las reservas según el ministerio de energia y petroleo con base a tres criterios fundamentales los cuales son: 1. CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA: -RESERVAS PROBADAS: “son las cantidades de petroleo que, por analisis de datos geologicos e ingenieria, pueden ser estimadas con razonable certeza que seran recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones economicas, metodo de recuperacion y regulaciones gubernamentales prevalecientes”. Es importante reseñar que en

general cuando se habla de reservas probadas la produccion rentable del hidrocarburo se encuentra sustentada por pruebas de formacion actuales. Ademas, en ciertas ocaciones pueden ser asignadas fundamentandose en los registros de pozos vecinos, analisis de nucleo que indique que el yacimiento presenta hidrocarburos que se evaluan como factibles para su produccion. -RESERVAS PROBABLES: son considerados aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman por asociaciones de acumulaciones conocidas,donde el analisis de la información geologica y de ingenieria disponoble indican que son menos ciertas que las probadas. Es por ello que la probabilidad que existe con relacion a la cantidad que se podria recuperar bajo las condiciones operacionales , economicas y contractuales es de un 50%. En la clasificacion de reservas probables se toma en cuenta condiciones economicas futuras económicas futuras diferentes a las empleadas para las reservas probadas, lo que abarca la producción actual que no es rentable en un yacimiento pero se visualiza como potencial económico en un futuro. -RESERVAS POSIBLES: son aquellos volúmenes de hidrocarburo que se calculan con base en acumulaciones conocidas, donde los datos de la información geológica y de ingeniería reflejan que presentan menos posibilidad de ser recuperadas que las reservas probables. De esta manera, al realizar los cálculos pertinentes la probabilidad existente de recuperación bajo condiciones operacionales. Económicas y contractuales débe de ser por lo menos de un 10%. Las reservas posibles incluyen acumulaciones basadas en la interpretación geológica de zonas aledañas a las que ya han sido clasificadas como probadas y que pueden ser explotadas por métodos de recuperación mejorada. Por otra

parte, se adicionan las reservas de formaciones con hidrocarburo que se determinaron por análisis de núcleo pero que podrían no ser comercialmente productivas. 2. FACILIDADES DE PRODUCCION -Reservas Probadas Desarrolladas: son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos mediante la implementación de pozos e instalaciones de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de recuperación suplementaria. Es relevante acotar que las reservas se consideran como desarrolladas solo cuando el equipo para su producción se encuentre instalado y los costos para su explotación sean menores y rentablemente recuperables económicamente. -RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS: son las cantidades de hidrocarburo pertenecientes a reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento. Asimismo, abarcan proyectos de recuperación primaria y mejorada. 3. METODOS DE RECUPERACION: -RESERVAS PRIMARIAS: son aquellas reservas provenientes de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía primaria o natural de reservorio. Incluyen los volúmenes desplazados por el empuje de la capa de gas, el empuje por un acuifero activo, el empuje por gas en solución por compresión del volumen poroso o expansión de los fluidos y el empuje por segregación gravitacional. -RESERVAS SUPLEMENTARIAS: son la cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporacion de energia suplementaria al yacimiento a travez de metodos de recuperacion adicional, tales como: inyeccion de agua, gas, fluidos mascibles o cualquier otro fluido o energia que ayude a restringir la presion del yacimiento y/o desplazas los hidrocarburos para aumentar la estraccion del petroleo. CÁLCULO DE RESERVAS

Los Hidrocarburos representa hoy en día la principal fuente de energía a nivel mundial, es por ello que el conocimiento de las cantidades de crudo y gas originales en sitio es de vital importancia para determinar los volúmenes recuperables del mismo, con el objeto evaluar los diversos métodos viables para su producción, en este sentido, cuando se habla de reservas de hidrocarburos se hace referencia a las cantidades de petróleo y gas que pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Para la estimacion de las reservas es necesario la implementacion de una serie de métodologías o combinaciones de ellas, donde se emplee la infomación disponible, el estado y desarrollo de los yacimientos. Dicho proceso se aplica utilizando la data geologica, de ingenieria y metodos de indole probabilistico, de simulacion, volumetricos, entre otros. MÉTODOS PARA EL CALCULO DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS -MÉTODO DETERMINÍSTICO: es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geologico, de ingeniería y datos económicos. Dentro de ellos se encuentra el Método Volumétrico, el cual emplea el modelo geologico que geométricamente describe al yacimiento en estadio, así como las propiedades de las rocas y los fluidos que contienen, dicha metodología es la que hoy en día utiliza el Ministerio de Energíá y Petróleo de la República Bolivariana de venezuela para el calculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas. -MÉTODO PROBABILÍSTICO: es cuando se emplea la información geológica, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología se encuentra la técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyéndolo en la ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del valor del PÓES en el yacimiento en estudio. MÉTODO POR ANALOGÍA: se inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no se dispone de información fiable para tener idea del potencial económico futuro. Este método toma en consideración las características similares y comparaciones con campos cercanos. - CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN: El análisis de curvas de declinación podría ser una de las técnicas de ingeniería que más están en desuso y al mismo tiempo parece ser una de las técnicas que menos atención ofrece ya que ellas se aplican siempre y cuando las condiciones mecánicas del pozo y el -

área de drene del yacimiento permanecen constantes. Sin embargo, el uso de curvas tipo incluve soluciones que alivian los problemas en mención. Sin embargo, para hacer predicciones del yacimiento debería emplearse dichos análisis. El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en una rata de producción promedia anual y se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción; con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante el proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. - BALANCE DE MATERIALES: el concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantifícar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción. En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de presiones, propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados obtenidos con el método volumétrico. El balance de materiales para estimar reservas se basa en: a) Determinar los fluidos iniciales en el yacimiento b) Calcular la intrisusion del agua hacia el yacimiento c) Pronosticar la presion y la produccion del yacimiento -SIMULACION NUMERICA DE YACIMIENTOS: engloba el empleo de modelos matematicos con el objeto de simular el medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él y la estimacion de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios esi como predice el desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la dosgregacion del yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogeneidades y desarrollo de cada bloque en particular. El metodo descrito presenta validez si se obtiene una buena descripcion geologica y una

detallada caracterizacion de los fluidos. Así mismo se considera de gran utilidad y mayor precision que los metodos antes referidos. ANÁLISIS DEL BALANCE DE MATERIALES El cálculo de la ecuación de Balance de Materiales es indispensable para la predicción e interpretación del funcionamiento de vida útil de un yacimiento, es por ello que el rol de un ingeniero se enmarca en el modelaje eficaz que minimicen su porcentaje de error. De esta manera, el método empleado denominado tanque consiste en una aproximación del reservorio considerando constante las variables termodinámicas y la presión del volumen como único factor relevante de menor ¡impacto para la evolución continua del yacimiento. Dicho modelo predictivo se aplica a un volumen de hidrocarburo donde se definen tres zonas relevantes (petroleo agua y gas) que se encuentran equilibrio instantáneo en el tiempo, una vez que el reservorio se considera como un punto dentro de una caja, se aplica la nombrada ecuación de Balance de Materiales, tomando en cuenta la historia de producción e inyeccion del hidrocarburo, aunado al empleo de los datos PVT y cambios en el gradiente de presión se puede obtener resultados como el valor del petroleo y gas original en sitio (POES/  GOES), los datos de produccion que aporta cada mecanismo de empuje, así como el grado de incertidumbre durante el estudio. En este sentido, todo analisis presenta un margen de incertidumbre durante su aplicación, es por ello que el empleo de ciertos metodos matematicos ayuda a minimizar la desvaicion de lo que idealmente se estima. En suma, cuando se hace referencia al grado de incertidumbre asociado a un cálculo de balance de materiales, los factores que influyen durante su predicción y ajuste son: -Datos PVT: los cuales durante su medición pueden poseer error en la temperatura, Relación gas-petroleo,gravedad de gas y gravedad del petróleo. -Datos de presion: errores durante la estimacion del promedio y durante la medicion. -Historia de Producción: producción de gas acumulado (Gp), producción de petróleo acumulado (Np) y producción de agua acumulada (Wp). -Mecanismos de Empuje: su inadecuada interpretación y predicción ocasionan una data errónea durante el empleo de la ecuación de Balance de Materiales. En síntesis, el uso de la herramienta de Balance de Materiales como se observó es muy eficaz para la obtención relativa de la producción total de hidrocarburo,

pero al poseer un grado de incertidumbre es necesario la aplicación de otros recursos que permitan predecir la evolución del yacimiento considerando los rangos de, presión reales. De tal manera, procedimientos como el de Tañer, Pirson, Muskat Tracy y Shilthuis permiten obtener con mayor nivel de certeza los datos de producción tomando en cuenta consideraciones tales como: *El yacimiento debe ser Volumétrico. *El reservorio se debe encontrar saturado de fluido. *La presión inicial debe de ser igual a la de burbujeo *No debe existir capa de gas *Rsi=Rsb El balance de materiales es un método que se emplea para la estimación de la cantidad de hidrocarburo presente en un reservorio, tomando en cuenta los diversos mecanismos que intervienen durante su producción. Asimismo, dicha ecuación permite conocer el factor de recobro de cada mecanismo mediante los índices de producción. Cabe mencionar, que la solución de este método es una aproximación al comportamiento real de un reservorio y para su aplicación se debe tener presente que la presión en el yacimiento sea uniforme, los fluidos deben estar en equilibrio termodinámico y presentar un informe detallado de todas sus propiedades PVT. La expresión general de balance de materiales requiere de los Siguientes datos del yacimiento, de producción y de laboratorio: 1.presion inicial y promedio del yacimiento. 2.produccion de petroleo en barriles fiscales. 3.produccion total de gas en pies cubicos a condiciones normales. 4.relacion entre el volumen inicial de la capa de gas y volumen inicial del petroleo. 5.factores volumetricos del petroleo y del gas, y las relaciones gas disueltopetroleo. 6.cantidad de agua producida. 7.cantidad de intrusion de agua en el yacimiento provenente del acuifero. CONSIDERACIONES PARA APLICAR BALANCE DE MATERIALES: 1.Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsistencia. 2. El PVT es representativo del yacimiento. 3. Proceso isotérmico 4. cw y cf son despreciables

5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura dé yacimiento 6. Dimensión cero APLICACIÓN DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES 1.Determinar drocarburos iniciales en el yacimiento 2.evaluar We conociendo N o G 3.predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solucion o deplecion 4.evaluar factores de recobro LIMITACIONES DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES: Las limitaciones de la EBM son tanto teóricas como prácticas, y dependen de cuan exactos son los valores de los datos disponibles así como también de aquellas suposiciones que se asumen relacionadas al yacimiento. Entre las limitaciones teoricas tenemos: -La suposición de que el petróleo crudo y el gas en solución, se encuentran en equilibrio termodinámico. Wieland y Kennedy (1957) encontraron una tendencia en la fase líquida a permanecer sobresaturada con gas a medida que la presión disminuye, Por tanto el efecto de sobresaturación hace que las presiones del yacimiento sean menores que si se hubiese logrado el equilibrio. -La suposición de que los datos PVT empleados en la EBM, duplican los procesos de liberación en el campo. En algunos casos los datos de PVT se basan en procesos de liberación de gas muy diferentes a los que realmente ocurren en el yacimiento. Esto aumenta el rango de error en la EBM. -La suposición de que el gas en la superficie posee la misma composición que el gas en el yacimiento. Este cambio se verifica al estudiar el cambio en la composición de los gases, por ejemplo, la composición de los petróleos volátiles contiene mayor cantidad de líquidos en la fase de vapor que se puede recuperar, pero que el proceso de liberación diferencial no considera. Por otra parte, nos encontramos con las limitaciones prácticas. Éstas generalmente tienen que ver con la medición de datos, y dependen casi en su totalidad de la exactitud de las medidas tomadas. Datos confiables generan resultados confiables, lo contrario limita la eficienciaide la EBM.

En su mayoría estos errores dependen del factor humano y de las condiciones de trabajo, sin embargo a menudo, también son generados por las condiciones del yacimiento, entre ellas destacan: -Empujes hidrostáticos y capas de gas muy grandes con respecto a las zonas de petróleo que acompañan. En estos casos las condiciones de presiones del yacimiento se mantienen casi constantes e iguales a su presión inicial. La EBM no es capaz de calcular eficazmente el POES debido a que la caída de presión en el yacimiento es muy pequeña, y generalmente el error en las mediciones de los datos muy elevada. -Yacimientos de grandes extensiones, que poseen bajos valores de permeabilidad y un crudo de alta viscosidad, presentan dificultades excepcionales para el cálculo de la presión estática o presión final de restauración (static bottom-hole pressure). Las presiones que se miden bajo estas condiciones no son confiables y generalmente no representan las verdaderas presiones promedio del yacimiento. Adicionalmente otras condiciones como lo son fracturas en los yacimientos, y la alternancia entre zonas de baja y alta permeabilidad trae como consecuencia la imposibilidad de calcular una verdadera presión promedio del yacimiento en base a un análisis volumétrico. -Yacimientos de gran extensión vertical, que poseen presiones muy cercanas a la Presión de burbujeo (Pb) representan un problema ya que la presión promedio puede encontrarse por encima de la Pb, y aun así en la parte superior del yacimiento puede encontrarse una pequeña, capa de gas. Esta capa de gas hace que los cambios de presion sean menores de los que arroja la EBM. -la produccion de agua y de gas acumulada generalmente no es conocida con exactitud y por ende este es otro factor por el cual se generan errores Todos estos errores son en cierta forma reducibles cuando utilizamos las técnicas de simulación más modernas, en las cuales no se supone que el yacimiento deba ser un t. En suma, cuando se hace referencia al grado de incertidumbre asociado a un cálculo de balance de materiales los factores que influyen durante su predicción y ajuste son: -Datos PVT: los cuales durante su medición pueden poseer error en la Temperatura, Relación gas-petróleo, gravedad del gas y gravedad del petróleo. - Datos de Presión: errores en la estimación de promedios y durante la medición. -Historia de Producción: producción de gas acumulado (Gp), producción de petróleo acumulado (Np) y producción de agua acumulada (Wp).

-Mecanismos de Empuje: su inadecuada interpretación y predicción ocasionan una data errónea durante el empleo de la ecuación de Balance de Materiales. ECUACION GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO. Normalmente esta escrita en forma volumetrica: hidrocarburos iniciales= hidrocarburos remanentes + agua que ha intruido en el yacimiento. -el yacimiento es considerado un tanque con cero dimensiones -herramienta simple  – si necesitan mas respuestas se recurre a un metodo mas sofisticado. La Fig. 5.1.d muestra un tanque (yacimiento) con capa de gas a condiciones iniciales. Allí, m es el tamaño de la capa de gas, ésta se obtiene a partir de registros, datos de corazones, datos de completamiento, presiones de fondo y mapas estructurales. También se ha presentado una disminución en el volumen poroso disponible a hidrocarburos causados por expansión de roca y fluido. La ecuación de balance de materia puede escribirse como: El volumen original de hidrocarburos + volumen remanente de hidrocarburos + el volumen de agua intruida desde un acuífero + la reducción del volumen poroso debido a la expansión de roca y fluido. La ecuación de balance de materia se expresa en unidades de yacimiento. Los términos que en ella intervienen se definen como sigue:  N  p = Petróleo producido, BF  N = Petróleo original in-situ, BF G = Gas inicial en el yacimiento m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo ( N )  N  p = Petróleo producido acumulado, BF G p = Gas producido acumulado, pcn W  p = Agua producido acumulado, BF  R p = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, pcn /BF  Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF  ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, bbl/BF  ßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcn W e = Intrusión acumulada de agua, BF Sw = Saturación de agua, fracción cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi c f = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi

P = Presión estática del yacimiento, psia ΔP = Pi - P i = inicial



[    ]         ( )       (  )

En ciertas ocasiones la ecuación anterior no puede ser empleada en su totalidad para hallar la producción de petróleo o gas requerida, por falta de datos necesarios para su empleo y su solución más simple. Es por ello, que diversos autores desarrollaron ciertas gráficas para obtener de mamera sencilla resultados de la ecuación de balance de materiales dependiendo del tipo de yacimiento y mecanismo de producción presente al momento de la resolución. Fig. 5.3. Ecuación de Havlena y Odeh  – Caso 1 Cabe mencionar, que la linealización de la ecuación depende de los parámetros PVT y tiene por objeto conocer el valor de las variables m, We y N. Po otra parte, dependiendo del tipo de reservorio que se obtenga (este método se aplica para yacimientos volumétricos o no volumétricos, saturados o subsaturados), el manejo d ela ecuación se desarrolla de la siguiente manera: F = N(Eo + mEg + (1+m)Efw) + We Condición de borde Fluido

1- Yacimiento Volumétrico + empuje por gas en solución + compactación del volumen poroso: En este tipo de yacimiento no hay presencia de un acuífero asociado por lo cual el influjo de agua (We) es cero, asimismo, la presión inicial es mayor a la presión de burbujeo (yacimiento subsaturado) por lo cual, todo el gas se encuentra disuelto en el crudo y por ende no hay existencia de capa de gas (m=0). F = N* (Eo + Efw) 2- Yacimiento con presencia de empuje de agua + gas en solución + capa de gas

En este yacimiento la compresibilidad de volumen poroso se considera despreciable por ser un reservorio no volumétrico (Efw= 0 ), obteniendo la ecuación de balance de materiales igual a: F-We/Eo = N + Nm * (Eg/Eo) 3- Yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + capa de gas: En este tipo de reservorio, la compresibilidad de la roca y de los fluidos se desprecia en comparación a la energía aportada por la expación del gas en la capam de gas y en solución, además por se volumétrico el influjo tiende a cero. F/Eo = N + Nm * (Eg/Eo) 4- Yacimiento con presencia de empuje de agua + gas en solución + compactación del volumen poroso: Como no hay existencia de capa de gas (m=0), por la tanto la ecuación es: F- We = N* ( Eo + Efw) 5- Yacimiento con presencia de agua + gas en solución: Es un resrvorio donde m = 0 por no poseer capa de gas , en donde se considera despreciable el volumen poroso con relación a la energía aportada por la expansión del ags en solución. F/Eo = N + We/Eo