DEFINICIÓN DE MÉTODOS DE CÁLCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que pueden ser recuperados comercialmente de acumulaciones conocidas, y su estimación consiste en el análisis, revisión, actualización e interpretación de diversas fuentes de información técnica de los yacimientos en donde se encuentran almacenados, así como los aspectos económicos que influyen en su explotación. La estimación de las reservas por un lado permite entender como fue la explotación de los yacimientos en el pasado y, por otro lado, pronosticar el comportamiento de estos mediante el análisis de las opciones técnicas y estrategias de ejecución propuestas para la explotación. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible, del proceso de análisis de la información utilizado, y de la experiencia y los criterios de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación y así garantizándose certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados. (Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2012).
Ilustración 1. Clasificación de los recursos petrolíferos, donde se aprecian a las reservas como parte inicial de esta clasificación. clasificac ión. Fuente: “ Sistema Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos ”, 2012, México. Pg. 11.
CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS Dada la amplia gama de reservas y las características únicas que tiene cada una es necesaria clasificarlas para poder analizar la importancia o ganancia económica que puede producir cada una de ellas. La clasificación se basa en 3 aspectos principales (Minesterio de Energía y Petróleo - República Bolivariana de Venezuela, 2005): Certidumbre de la Ocurrencia. - Analizado por medio de diferentes cálculos geológicos y matemáticos la presencia de Hidrocarburos. Facilidades de Producción. - Aquellas reservas que existen (probadas) y las cuáles ya están en etapa de desarrollo o no debido a la forma en que están distribuidas y la rentabilidad del proyecto. Método de recuperación. - Aquellas reservas que son las fundamentales para la extracción y las reservas extras que pudiéramos o no obtener.
CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS
CRITERIO
Certidumbre de Ocurrencia
− Probadas − Probables − Posibles
Facilidades de Producción
− −
Método de Recuperación
− Primarias − Suplementarias
Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas
Tabla 1. Clasificación de las reservas. Fuente: “ DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS ”, 2005, Caracas. Pg. 5.
CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA 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 gubernamentales prevalecientes". Es importante mencionar, que, si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" hace referencia a que se considera un elevado grado de confiabilidad para aquellas cantidades de hidrocarburo que se visualizan como recuperables en el futuro. Mientras que, si se toma en cuenta la metodología probabilística, debe existir al menos un 90% de probabilidad que los volúmenes a ser recuperados sean iguales o parecidos a lo estimado.
Es importante reseñar que en general cuando se habla de reservas probadas la producción rentable del hidrocarburo se encuentra sustentada por pruebas de formación actuales. Además, en ciertas ocasiones pueden ser asignadas fundamentándose en los registros de pozos vecinos, análisis de núcleo que indique que el yacimiento presenta hidrocarburos que se evalúan como factibles para su producción.
Ilustración 2. Los volúmenes producibles de las áreas aún no perforadas, situadas entre yacimientos conocidos, en donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen c ontinuidad. Fuente: “DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS”, 2005, Caracas. Pg. 6.
Reservas Probables Son considerados aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman por asociaciones de acumulaciones conocidas, donde el análisis de la información geológica y de ingeniería disponible indican que son menos ciertas que las probadas. Es por ello que la probabilidad que existe con relación a la cantidad que se podría recuperar bajo condiciones operacionales, económicas y contractuales es de un 50%. En la clasificación de reservas probables se toma en cuenta condiciones 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 f uturo. Las reservas probables pueden incluir extensiones de yacimientos probados que no han sido explotados en su mayoría, reservas recuperables por métodos de recuperación mejorada que se ha establecido por una repetida aplicación exitosa, o cuando exista una incertidumbre razonable acerca de la ejecución de la recuperación mejorada. Asimismo, incluyen reservas de formaciones que parecen ser productivas pero que faltan datos de núcleos y pruebas definitivas que no son análogos a yacimientos probados en áreas preexistentes.
Ilustración 3. Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes, siempre que en dichas áreas haya razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación. Fuente: “DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS”, 2005, Caracas. Pg. 7.
Reservas Posible 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 r ecuperadas que las reservas probables. De esta manera. al realizar los cálculos pertinentes la probabilidad existente de recuperación bajo condiciones operacionales, económicas y contractuales debe 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.
Ilustración 4. Los volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la incluida dentro de los límites de reservas probadas y probables y la perforación de pozos adicionales fuera del área probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos. Fuente: “DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS”, 2005, Caracas. Pg. 8.
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 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.
Ilustración 5. Delimitación del área de reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. Fuente: “DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS”, 2005, Caracas. Pg. 8.
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.
MÉTODOS DE RECUPERACIÓN 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 acuífero 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 incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.
RESERVAS POR DESCUBRIR Recursos por Descubrir son las cantidades de hidrocarburos que, en una fecha determinada, se estiman podrían existir en acumulaciones y yacimientos aun no descubiertos, pero que se presume su existencia sobre la base de la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y/u otros métodos. La evaluación de recursos exploratorios comprende la estimación probabilística de volúmenes no descubiertos de petróleo y gas, considerando las incertidumbres asociadas a un mínimo conocimiento de las variables envueltas o de los procesos geológicos que determinan la presencia o no de hidrocarburos en un área. La evaluación de recursos está vinculada al objetivo de estimar el valor de las oportunidades exploratorias, con el fin de establecer una serie de decisiones orientadas a optimizar el proceso de la búsqueda de hidrocarburos. Las oportunidades exploratorias tienen el "riesgo exploratorio" asociado, que es la probabilidad de no tener hidrocarburos o de que encontrándose éstos, no tengan el valor económico mínimo esperado. En el conjunto de técnicas a aplicar en la determinación de los riesgos geológicos se deben considerar dos tipos de incertidumbres: la proveniente del desconocimiento de los procesos geológicos que determinan la existencia de una acumulación de hidrocarburos en el subsuelo y la proveniente del desconocimiento del valor de las variables geológicas, geoquímica, petrofísicas y de ingeniería en el entorno de una oportunidad exploratoria, necesarias para la cuantificación de los recursos por oportunidad.
MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos (Escobar, 2009).
Los métodos para cuantificar reservas más usados son: a) b) c) d)
Método volumétrico Ecuación de balance de materia Curvas de declinación Simulación numérica y/o matemática de yacimientos
TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS Se consideran tres tipos de recobro en la etapa de vida de un yacimiento, a saber:
Producción primaria: El pozo/yacimiento produce por energía propia o flujo natural Producción secundaria: Se introduce energía externa al sistema. Esta comprende el levantamiento artificial e inyección de agua f ría Producción terciaria: Además de energía, el fluido o la roca sufre un cambio en sus propiedades. En este grupo se consideran: la inyección de agua caliente, gas, químicos, combustión in-situ, etc.
MÉTODO VOLUMÉTRICO Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico. Se usa para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos.
PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
POES = 7.758 x A x e x
x Soi x 1/Boi
Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.
Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES): El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Origina (Rsi):
GOES = POES x Rsi Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES): El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:
GOES = 43.560 x V x
x Sgi x 1/Bgi
GAS NO ASOCIADO El Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación
GOES = 43.560 x V x
x Sgi x 1/Bgi
Para el cálculo del Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc.).
CONDENSADO Cálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:
GCOES = 43.560 x A x e x
X Sgci x 1/Bgci
Cálculo del Gas Seco Original en Sitio (GSOES): El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ecuación:
GSOES = GCOES x Fg Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES): COES = GCOES x (1 – Fg) x 1/Rgci
Abreviatura
Parámetros
Unidades
V
Volumen
acre-pie
A
Área
acre
e
Espesor
pie
Porosidad
fracción
Swi
Saturación de agua inicial
fracción
Soi
Saturación de petróleo inicial
fracción
Sgi
Saturación del gas inicial
fracción
Sgci
Saturación del gas condensado inicial
fracción
Boi
Factor volumétrico del petróleo inicial
BY/BN
Bgi
Factor volumétrico del gas inicial
PCY/PCN
Rsi
Relación Gas/Petróleo inicial
PCN/BN
Rgci
Relación Gas/Condensado inicial
PCN/BN
1/Boi
Factor de merma del petróleo (FM)
BN/BY
1/Bgi
Factor de merma del gas
PCN/PCY
Fg
Fracción del gas seco en el
BN
Barril normal a 14,7 lpc y 60°F
barril
BY
Barril a condiciones de yacimiento
barril
PCN
Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60°F
pie
PCY
Pie
pie
POES
Petróleo Original En Sitio
BN
GOES
Gas Original En Sitio
PCN
COES
Condensado Original En Sitio
BN
∅
cúbico
a
condiciones
gas
de
fracción
CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS EN YACIMIENTOS GASÍFEROS En yacimientos volumétricos la producción se debe principalmente a la declinación de presión y en yacimientos no volumétricos la producción se debe a (1) Depleción (∆P) más el empuje más empuje parcial de agua si el caudal de gas, qg > We (intrusión de agua) o al empuje de agua cuando no existe depleción por la presencia de un acuífero activo. En este caso qg ≈ We.
Ilustración 6. Reservas volumétricas de gas. Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Escobar, F. (2009), Colombia. Pg. 200.
Se considera acuífero infinito aquellos cuya extensión relativa al yacimiento guardan una relación 10:1. Si el acuífero es infinito habrá dos posibilidades a) presión constante, o b) presión variable (declinable), Q gas > We. Cuando el yacimiento es finito existe empuje parcial, poco dinámico y la presión declina.
Factores de recobro en yacimientos de gas volumétricos
We = 0, Sg y Sw son constantes Gp = gas producido Gi = gas inicial Gr = gas remanente = G – Gp
Luego:
Factores de recobro en yacimientos de gas no-volumétricos Si P es variable:
Esto porque hubo una caída de presión. Si la presión se mantiene constante, entonces Bg se mantiene constante:
CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS EN YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Yacimiento subsaturado volumétrico, P > P b
Yacimiento subsaturado volumétrico, P < P b
Yacimiento subsaturado no volumétrico, P > P b. Si la presión se mantiene constante
Si existe declinación de presión
CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALES Uno de los principios fundamentales utilizados en ingeniería es la ley de la conservación de la masa. La aplicación de este principio a un yacimiento con el propósito de realizar la deducción cuantitativa del volumen de hidrocarburos presentes originalmente en dicho yacimiento y para la predicción del comportamiento del fluido y la presión en el mismo, es lo que se conoce como “El Método de Balance de Materiales”. Cuando el yacimiento ha producido durante un periodo de tiempo, y se dispone de historia, tanto de producción como de presión, el ingeniero de yacimientos, tiene la opción de recurrir a otras herramientas, que son complementarias para cotejar y validar las reservas disponibles del yacimiento a su responsabilidad. Un Balance de Materiales de los fluidos presentes y producidos, le permita determinar el POES y/o el GOES. Luego puede hacer una comparación, cotejando con el método volumétrico para verificar con el Geólogo el verdadero volumen del yacimiento, haciendo los ajustes pertinentes en el tiempo. El método de balance de materiales provee un simple, pero efectiva alternativa para la estimación volumétrica no solamente del POES (petróleo original en sitio) y el GOES (Gas original en sitio), sino de las reservas en cualquier etapa, conociendo la depleción del yacimiento como consecuencia del vaciamiento del mismo. (Escobar, 2009)
CONSIDERACIONES Y APLICACIONES Consideraciones para aplicar balance de materia: 1. 2. 3. 4. 5.
Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia. El PVT es representativo del yacimiento Proceso isotérmico cw y cf son despreciables Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento 6. Dimensión cero Aplicación de la ecuación de balance de materia: 1. Determinar hidrocarburos 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 solución o depleción 4. Evaluar factores de recobro
ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE GAS El balance de materia expresa que la masa de hidrocarburos producidos es igual a los moles iniciales menos los remanentes, matemáticamente: X p = X i – X r El volumen inicial de hidrocarburos es igual al volumen remanente (la cantidad de masa si varía), de modo que: V i = V r El volumen remanente considera el volumen inicial menos el agua que se introduce más el agua que se produce, es decir: V r = Vi – (We – Bw W p ) Luego, la ecuación de balance de materia, para yacimientos de gas, con el factor volumétrico dado en pie3/pcn
Simplificando:
Si el factor volumétrico se expresa en pcn/pie3
Rearreglando:
Dividendo por G:
Puesto que el factor volumétrico es definido por:
Dicha constante incluye la temperatura del yacimiento que para un ejemplo dado se mantiene invariable luego, la ecuación anterior se convierte en:
Reorganizando términos:
Ilustración 7. Gráfico de P/Z 2. Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Escobar, F. (2009), Colombia. Pg. 206.
Los resultados al graficar dichos datos se ajustarán a una línea recta si el yacimiento es volumétrico, sin embargo, dos casos pueden ocurrir, como se muestra en la ilustración anterior: CASO 1: a) b) c) d) e) f)
Datos erróneos. Condensación retrógrada. Drenaje o escape de fluidos del yacimiento. Se está drenando más de la cuenta. Puede existir un yacimiento con presiones anormales (sobrepresionado). Existe caída de presión a medida que hay reducción de permeabilidad y se pierde comunicación.
Caso 2: a) Datos erróneos. b) Subsidencia. c) Hay comunicaciones o escapes hacia el yacimiento a lo largo de fallas o problemas operacionales.
ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Normalmente está escrita en bases volumétricas: “los hidrocar buros iniciales = hidrocarburos remanentes + agua que ha intruido”
El yacimiento es considerado un tanque con cero dimensiones. Herramienta simple - si se necesitan más respuestas se recurre a un método más sofisticado.
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.
Ilustración 8. Esquema del balance de materia en yacimientos de petróleo. 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. Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Escobar, F. (2009), Colombia. Pg. 215.
La ecuación de balance de materia se expresa en unidades de yacimiento. Los términos que en ella intervienen se definen como sigue:
Volumen de hidrocarburos inici ales = Volumen orig inal de aceite + volumen orig inal de g as (en la capa), bbl Volumen original de aceite = N ßoi , bbl Volumen original de gas = mN ßoi , bbl De modo que:
Volumen de hidrocarburos ini ciales = N ß oi (1 + m) Volumen de hidrocarburos remanentes = capa de gas orig inal expandida + petróleo remanente + gas neto liberado, bbl Asumiendo que no se produce gas de la capa de gas. Existen problemas cuando el yacimiento es delgado y cuando existe conificación.
Capa de gas original expandida =
Volumen hidrocarburos remanentes =
Intrusión neta de agua = (W e - W p ) ßw Se define el decremento del volumen poroso disponible a hidrocarburos debido a la expansión de roca y fluido que ocurre por el decremento de presión a partir del concepto de compresibilidad como:
Involucrando todos los términos en mención, la EBM queda:
Agrupando los términos con N al lado izquierdo y con Np al lado derecho, se tiene:
Despejando N:
DISCUSIÓN Tal como se presenta la EBM, se deben destacarlos siguientes aspectos. a) b) c) d)
Carencia en la dependencia en el tiempo Función de los fluidos producidos We usualmente tiene dependencia temporal Generalmente existen tres incógnitas: We, N, y m
OTROS USOS DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA 1. Desarrollar una relación entre los fluidos producidos con la presión para predecir el comportamiento del yacimiento 2. Verificar la existencia de la capa de gas 3. Comparar con el petróleo calculado volumétricamente. Esto no significa que los valores sean cercanos. Balance de materia siente la presencia de una falla (2 yacimientos) o puede haber una extensión en el yacimiento que el método volumétrico no detecta. 4. No es bueno tratar de hallar N con la Ecuación de balance de materia en yacimientos con alta intrusión de agua porque Pi - P es pequeño.
