CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS.pdf

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA CA JAMARCA Facultad: INGENIERÍA Escuela académico profesional: INGENIERÍA GEOL GEOLÓGICA ÓGICA

Geología de los Hidrocarburos CAP VII CALCULO DE RESERV RESERVAS AS Y PRODUCTIVIDAD DE PETROLEO Y GAS Cajamarca Julio de 2016


GEOLOGIA DE LOS HIDROCARBUROS

CAPITULO VI VII: CALCULO DE DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE DE PETROLEO Y GAS 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Defi Defini nici ción ón de méto método doss de de calc calcul ulo o de rese reserv rvas as de petró etróle leo o y gas gas La explotación de campos petrolíferos Otros ros mé métodos en en el el ca calculo de re reservas de de pe petróleo y gas Reservorio de Gas de Camisea Yacim acimie ient nto os petr petrol olíf ífe eros ros en el NorNor-oe oest ste e del Perú Perú.. Yacim acimie ien ntos tos petro etrolílífe fero ross en el Zóca Zócalo lo con contin tinent ental Yacimie mientos pe petrolíferos en en la selv selva a del Perú. Otros yacim cimien ientos en el territorio perua ruano.


GEOLOGIA DE LOS HIDROCARBUROS

CAPITULO VI VII: CALCULO DE DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE DE PETROLEO Y GAS 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Defi Defini nici ción ón de méto método doss de de calc calcul ulo o de rese reserv rvas as de petró etróle leo o y gas gas La explotación de campos petrolíferos Otros ros mé métodos en en el el ca calculo de re reservas de de pe petróleo y gas Reservorio de Gas de Camisea Yacim acimie ient nto os petr petrol olíf ífe eros ros en el NorNor-oe oest ste e del Perú Perú.. Yacim acimie ien ntos tos petro etrolílífe fero ross en el Zóca Zócalo lo con contin tinent ental Yacimie mientos pe petrolíferos en en la selv selva a del Perú. Otros yacim cimien ientos en el territorio perua ruano.


Definición Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar com comerci ercia almen lmente te de acu acumula mulaci cio ones nes cono conoci cida das, s, desd desde e una fech fecha a dete determ rmin inad ada a en adelante.

Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo las cual cuales es anti antici cipa pada dame ment nte e se cons consid ider eran an come comerc rcia ialm lmen ente te recu recupe pera rabl bles es de una acumulación conocida en una fecha determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre, la cual depende principalmente de la cantidad de información de geología e ingeniería confiable y disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre cond condu uce a clas clasifific icar ar bási básica cam mente ente las las rese reserv rva as en: en:  Reservas probadas.  Reservas probables.  Reservas posibles


La Ingeniería de Reservas es la rama de la ingeniería de petróleo que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio (POES Y GOES). Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se han logr logra ado alca alcanz nzar ar méto método doss de alta alta fiab fiabililid ida ad que permiten estimar y predecir los comp compor orta tami mien ento toss del del yaci yacimi mien ento to dura durant nte e la prod produ ucc cció ión n e incl inclus uso o antes ntes de ella lla. Reservas Las reservas es la cantidad de hidrocarburos económicamente rentables a producir. Estas están absolutamente relacionadas con la economía, pues las reservas pueden variar si el precio de crudo declina o aumenta. Es decir, si hay una cantidad de crudo rentable a producir cuando el precio del barril es alto, puede que cuando este precio declina ya este hidrocarburo no sea tan rentable a producir, y como no es rentable ya esa cantidad de cru crudo dejaría de ser reser serva. va.


RESUMEN 



Para la estimación del Petróleo y/o el Gas en sitio, en la ingeniería de yacimiento, se usan dos métodos, el método volumétrico y el método de Balance de Materiales. Dependiendo de la etapa de la vida en que se encuentre el yacimiento. Si el yacimiento es nuevo y solo se disponen de los datos de geológicos, petrofísica, las características físicas de muestras de los fluidos contentivos del yacimiento, presión inicial y temperatura, se hace un estimado por el método volumétrico (que es un método deterministico, ya que aportar un solo resultado promedio del yacimiento). Ese método, consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculos de áreas, se aplica los métodos de geometría, trapezoidal y piramidal, dependiendo de las relaciones de área de los contornos. Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) y conociendo los datos de petrofisica: porosidad, (Ø), saturación de agua connata (Swc), espesor (h).

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA Facultad: INGENIERÍA Escuela académico profesional: INGENIERÍA GEOLÓGICA

OBJETIVO GENERAL: Obtener amplios conocimientos teóricos cálculo de Reservas y la productividad de Hidrocarburos.

BOJETIVOS ESPECIFICOS: Desarrollar una visión integrada del sistema pozo-yacimiento-superficie. Conocer el cálculo de las reservas aplicar herramientas necesarias para emitir soluciones integrales a problemas de baja productividad Dar a conocer los diferentes métodos para el cálculo de reservas y productividad de petróleo y gas Dar a conocer los diferentes yacimientos petrolíferos en nuestro país Conocer los diferentes procesos de extracción de los campos petrolíferos


|

CRITERIOS Certidumbre de Ocurrencia

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS - Probadas -

Probables

Posibles - Probadas Desarrolladas -

Facilidades de Producción Métodos de

-

Recuperación

-

Probadas No Desarrolladas - Primarias Suplementarias


CLASIFICACION DE LAS RFESERVAS

E D A E I R C B N E M U R R D U I T C R E O C

PROBADAS

PROBABLES

POSIBLES

N E Ó I D S C A O R D E O T P E U C M E R

E D N S Ó E I PRIMARIAS C C D C A U D D SUPLEMENTARIAS I L I O R C P A F

PROBADAS DESARROLLADAS PROBADAS NO DESARROLLADAS


Clasificación de las Reservas de Acuerdo a la Certidumbre •

•

Reservas probadas. Son los de Ocurrencia volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas.

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA Facultad: INGENIERÍA Escuela académico profesional: INGENIERÍA GEOLÓGICA Clasificación de las Reservas de Acuerdo a la Certidumbre de Ocurrencia 

Las Reservas Probables. Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.



Reservas Posibles. Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.


PAY ZONE • • • • • •

Una vez identificado y mapeado el prospecto se dede tomar una decisión 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 prospectos de diferentes cuencas de diferentes partes del mundo con el fin de decidir como invertir el presupuesto de exploración.


Clasificación de las Reservas según las Facilidades de Producción



Reservas Probadas Desarrolladas. Las Reservas Probadas Desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles.

Reservas Probadas No Desarrolladas. Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles.


Clasificación de las Reservas según los Métodos de Recuperación 

Reservas Primarias. Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.



Reservas Secundarias. Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.


MÉTODOS PARA DETERMINAR RESERVAS •

Los métodos para cuantificar reservas son:

a) b) b) c)

Método volumétrico Ecuación de balance de materia Curvas de declinación Simulación numérica y/o matemática de yacimientos


MÉTODO VOLUMÉTRICO •

•

Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).


El Método volumétrico depende de ciertos parámetros del yacimiento como: Volumen

de la roca contenedora Porosidad de la roca yacimiento Saturación de los fluidos El volumen de roca es de gran importancia, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos caracteristicas importantes como lo son: el área del yacimiento y el e s p e s o r de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.


METODOS DE CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS METODO VOLUMETRICO


METODOS DE CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS METODO VOLUMETRICO

G



43560 *Vb *  * S gi

B gi


CONCEPTOS BÁSICOS El yacimiento petrolífero esta confinado por límites geológicos como también por límites de fluido. “Zona bruta”:

Límites donde está contenido el aceite

“Volumen neto”:

Parte del yacimiento donde se produce aceite y gas. Determinado por valores de permeabilidad, porosidad y saturación de agua.


LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS PARA RESERVAS PROBADAS LIMITE

FISICO Se entiende por “limite físico” de un yacimiento aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos parámetros. LIMITE

CONVENCIONAL Son límites convencionales aquellos que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.


PASOS PARA EL CALCULO DE VOLUMEN DE ROCA IMPREGNADA 

Los datos de profundidad son llevados a los mapas de localización de puntos y con estos se hacen los mapas de contornos estructurales del techo y la base de la unidad productora



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



Teniendo en cuenta la forma característica del reservorio se construye 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: N

7758* A * h *  * (1 

Donde:

Boi



S w )


CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA MÉTODO DE ISOPACAS Este método se basa en la utilización de mapas isopacos, el cual muestra líneas que conectan puntos de igual espesor neto de la formación donde las líneas individuales se denominan líneas isopacas. La utilización de estos mapas permite determinar el volumen productor bruto (total) del yacimiento a través del plánímetro, con el que se mide las áreas 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: V

b

Donde:



h

2

( A0



2 A1



2 A2 .....2 An 1

 An

)


APLICACIÓN DEL METODO VOLUMETRICO Después de haber calculado el volumen bruto de la roca mediante la aplicación del método volumétrico podemos determinar la cantidad de hidrocarburos in-situ que hay en el yacimiento. Dependiendo de las características del yacimiento: El volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método


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:

N



V b

*  * Sh(1)

Donde: N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de yacimiento. Vb=volumen bruto de la roca φ= 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 PETRÓLEO Este se basa en: 1. Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos 2. 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 ft 2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl Dividiendo 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

7758 * V b *  * (1 



S w )

Boi

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.


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.

G



43560 *Vb *  * S gi

B gi


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-Sw Bgi= 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

por el análisis de núcleos depende de la calidad y cantidad de datos disponibles, y de la uniformidad del yacimiento. b) El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición (Agua innata, connata o intersticial). El agua innata es importante sobre todo porque reduce el volumen del espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta sus recuperaciones. c) Otro problema en los cálculos del método volumétrico es el de obtener la presión promedia del yacimiento a un tiempo cualquiera después de iniciada la producción. d) Para asegurar mejores resultados, es preferible usar promedios ponderados volumétricamente en todas las variables a emplear, en ves de usar valores promedios lineales o por unidad de superficie.


EJEMPLO El mapa isópaco para la arena petrolífera Gusher se presenta en la Fig. 4.3. La porosidad promedio es de 23 %, la saturación de agua connata es 32 % y el factor volumétrico inicial del crudo fue de 1.32 rb/STB. Este yacimiento ha producido a la fecha 3.53 MM 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


EXTRACCIÓN MÉTODO DE ROTACIÓN

Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno


ENCAMISADO Es el recubierto mediante unas paredes o camisas de acero de un grosor de entre 6 y 12 milímetros, que se hace al pozo conforme se va perforando.

APROVECHAMIENTO DEL YACIMIENTO Los cálculos realizados Históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. Factores que hace que el petróleo migre hace arriba: • Disminución de la presión. • Ingreso de agua salada.


BOMBEO DEL PETRÓLEO

Se realiza cuando el petróleo de ja de subir por su propia cuanta por lo que hay que forzarlo mediante bombas para que suba. Este bombeo se realiza hasta el momento en que el coste del sistema de extracción es mayor que la rentabilidad que se obtiene del petróleo, por lo que el pozo es abandonado.


INYECCIÓN DE AGUA Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que las bombas. Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta, aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.


Inyección de vapor.

Aquí se utiliza la inyección de vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos: 1) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga ascendiendo libremente. 2) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su extracción, ya que fluye más deprisa.


EXTRACCIÓN EN EL MAR

Para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente lodo a través del tubo de perforación y un sistema de toberas en la propia broca. Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de las reservas mundiales de petróleo.


YACIMIENTOS PETROLÍFEROS DEL NOROESTE DEL PERÚ •

•

•

La costa noroccidental del Perú es la zona petrolera más antigua del país, en el departamento de Piura. Allí están los centros petrolíferos de la Brea, Pariñas, Lobitos, El Alto, Talara y los Órganos, todos ellos en la provincia de Talara. Se produce el 18,61% del petróleo peruano, que se procesa en la refinería de Talara la más grande del país. Actualmente, BPZ Resources explotará 2 nuevos pozos de petróleo en el mar del norte de Perú, tras concluir la etapa de perforación e iniciar la etapa de pruebas con una tasa inicial conjunta de 4.000 barriles diarios del hidrocarburo, informó la empresa en Lima. Los nuevos pozos puestos en producción son el CX11-19D en el campo Corvina, que dará 1.700 barriles de petróleo por día (bpd), y el A14XD en el campo Albacora, con 2.300 barriles, ambos localizados en lote Z-1 en el noroeste del Perú.


EL ZOCALO CONTINENTAL YACIMIENTOS PETROLEROS EN ZOCALO CONTINENTAL DE LA EMPRESA SAVIA-PERU .Exploración .Geología .Perforación de pozos .Proyectos en ejecución .Producción .Comercialización


YACIMIENTOS PETROLEROS EN ZOCALO CONTINENTAL DE LA EMPRESA SAVIA-PERU

EXPLORACION En SAVIA Perú, los estudios de exploración están orientados a la búsqueda de recursos y reservas de petróleo y gas en lotes localizados en costa afuera es decir, en zócalo continental

NOMBRE

AREAS( HECTAREAS)

Lote Z-2B

199865.00

Lote Z-6

528116.60

Lote Z-35

1550000.00

Lote Z-36

999995.39

Lote Z-33

594695.00

Lote Z-XXVI

552711.00

Lote Z-45

1092048.00

Lote Z-48

720106.00

Lote Z-49

676096.00

Lote Z-51

874877.49

Lote Z-52

875702.79


La etapa inicial de un pozo exploratorio consiste en la instalación de la plataforma en el lecho marino sobre la cual se colocará el equipo de perforación estos pozos llegan a alcanzar profundidades entre los 8,000 y 10,000 pies.

PERFORACION DE POZOS

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