República Bolivariana De Venezuela Ministerio Del Poder Popular Para La Educación Universitaria Ciencia Y Tecnología Universidad Politécnica Territorial Del Estado Mérida “Kleber Ramírez”
Programa Nacional De Formación Geociencias Ejido, Estado Mérida
ENSAYO INVESTIGATIVO
Autor: T.S.U Rosa Flores C.I:11.959.813 Semipresencial: P.N.F Geociencia U.C Geología de los Hidrocarburos Mérida 18 de octubre de 2016
Índice Resumen Introducción Desarrollo Temático Conclusiones Referencias Bibliográficas
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Venezuela se reflexiona como una de las países importantes como potencial suplidor de energía gasífera por sus considerables reservas de gas su ventajosa posición geográfica e importancia geopolítica, formando uno de los cinco grandes polos de atracción gasífera del mundo, entré los que denominamos, Rusia, Medio Oriente, Norte de África, Norteamérica y nuestro país, simultáneamente con Trinidad y Bolivia, en Suramérica, ubicándolo en primer lugar en todo el continente y octavo a nivel mundial. De esta manera, gracias a los desvelamientos gasíferos recientes, en un corto plazo, nuestro país se podría ubicar en el cuarto lugar en cuanto a reservas probadas en todo el planeta, además de describir el país, es sabido que las propiedades de la roca y de los fluidos forman en conjunto el “sistema productor de hidrocarburos”, aunado a la situación, de que haya hidrocarburos es preponderante que el sistema cuente con energía suficiente para que los hidrocarburos sean expulsados del espacio que los contiene, a estos elementos se deduce entonces con la energía que se puede contar para explotar el sistema de hidrocarburos, que lo precisan algunos mecanismos naturales como la compresibilidad de la roca (de formación) y la compresibilidad de los fluidos (agua),en consecuencia es necesario utilizar medidas, para estimar las reservas de un yacimiento de gas a través de algunos métodos, como de declinación de presión, el cual consiste en un procedimiento que deriva de la ecuación de Balance de Materiales, donde se establece como una herramienta muy eficaz para determinar las reservas de un yacimiento, ya que implica parámetros físicos de la formación y del fluido existente. En el avance de esta investigación, se estipulará como inciden dichos parámetros en el cálculo del gas original en sitio (GOES) mediante el método de declinación de presión, así como también el cálculo de reservas por balance de materiales.
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La valoración de la cantidad de gas presente en un yacimiento, acreditada con el nombre de cálculo de reservas, es un agente determinante desde el punto de vista económico, ya que admite, de alguna manera, iniciar el proceso de extracción del combustible. Las reservas mundiales de gas natural, aunque limitadas, son significativas y las estimaciones de su dimensión, deben continuar progresando a medida que las nuevas técnicas de exploración, de explotación y de extracción son descubiertas, resulta asimismo interesante, que las reservas de gas natural son abundantes y considerablemente comercializadas por el mundo, estimándose que una cantidad significativa de gas natural queda aún por descubrir. Como mencione anteriormente en el resumen, sé conoce que los primeras medidas que se estiman o evalúan de una acumulación de hidrocarburos son aquellos que permiten conseguir los valores más certeros de su volumen original en sitio GOES. Si bien es cierto que es básico conocer volúmenes originales de hidrocarburos en sitio, también es cierto que la atracción del valor económico de la acumulación depende no del volumen en sitio sino de la fracción extraíble de gas y líquidos del gas, todos primariamente en sitio, según el estudio del gas natural así como en cualquier otro, el triunfo del proyecto, dependerá en gran medida de la calidad, o del grado de seguridad en las estimaciones hechas durante el proceso de exploración, estos cálculos estarán establecidos en un número limitado de muestras y algunas de las variables, para esta causa se encuentran sujetas a modificaciones como lo son las compresibilidades del agua y de formación, por lo que se hace imperativo evaluar cómo afectan estas variables a la hora de estipular las reservas de gas y así garantizar una apreciación precisa de las misma.
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Estimados de Reservas de Hidrocarburos en los Yacimientos: Las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, son volúmenes de hidrocarburos, o activos con que cuentan las empresas o naciones para negociar con terceros, y obtener ganancias lucrativas del negocio. De allí en la importancia de su estimación con cierto grado de precisión y certidumbre. Las reservas pueden definirse técnicamente como el factor de recobro, y de acuerdo a los siguientes criterios:
Reservas De Los Yacimientos Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos
que pueden ser recuperados por técnicas tradicionales o recobro primario. El concepto puede ampliarse cuando se piensa en inducir energía de yacimiento o cambios físicos químicos a la matriz de la roca y la reología de los fluidos obteniéndose una recuperación adicional de los hidrocarburos presentes originalmente en el yacimiento.
Clasificación De Las Reservas
Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican en: observar tabla N° 1
Tabla no. 1. Clasificación De Las Reservas CRITERIO Certidumbre de Ocurrencia
CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS
-Probadas -Probables -Posibles
Facilidades de Producción
-Probadas desarrolladas -Probadas no desarrolladas
Método de Recuperación
-Primarias -Suplementarias
Fuente: Definiciones
y Normas de reservas de hidrocarburos (Noviembre 2005)
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Reservas Probadas
Se razona reservas probadas aquellos volúmenes de hidrocarburos comprendidos en yacimientos, los cuales, hayan sido constatados mediante pruebas de producción y que, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento disponible, puedan ser producidos comercialmente. Dentro de estas categorías se incluyen: • Reservas contenidas en yacimientos con producción comerci al, o donde se
hayan realizado con éxito pruebas de producción o de formación. •
Reservas
contenidas
en
yacimientos
delimitados
estructural
y
estratigráficamente y/o por contactos de fluidos. • Reservas contenidas en áreas adyacentes a las ya perforadas, cuando existe
una razonable certeza de producción comercial. • Volúmenes de hidrocarburos producibles de áreas aun no perforadas,
situadas entre yacimientos conocidos, donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen continuidad. •
Volúmenes
ad icionales
producibles de yacimientos, en proyectos
comerciales de recuperación suplementaria (inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, recuperación térmica u otros). • Volúmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperación a dicional,
cuando el estudio de geología e ingeniería que sustenta el proyecto está basado en un proyecto piloto con éxito, o en una respuesta favorable a un proyecto experimental implementado en ese yacimiento. • En ciertas ocasiones, los volúmenes produc ibles de pozos, donde el análisis
de núcleos y/o perfiles, indican que pertenecen a un yacimiento análogo a otros que están produciendo del mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora a través de pruebas de formación.
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Caso 1 Los volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial, o donde se hayan realizado con éxito pruebas de producción o de formación (Figura N° 1).
Fi g u ra N° . 1. Ejemplo Del Caso 1 De Reservas Probadas.
Caso 2 Los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitado por la información estructural, estratigráfica, de contactos de fluidos de los pozos perforados en ellas o por límites arbitrarios razonables (Figura N° 2).
Fi g u ra N°2. Ejemplo Del Caso 2 De Reservas Probadas.
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Reservas Probables Las reservas probables son volúmenes contenidos en áreas donde la
información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Dentro de esta categoría se incluyen: • Volúmenes de hidrocarburos, que podrían recuperarse de yacimientos que han
sido atravesados por pozos, en los cuales no se han efectuado pruebas de producción, y las características de los perfiles indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. • Volúmenes de hidrocarburos, que podrían recuperarse a una distancia
razonable, más allá del área probada de yacimientos productores, donde no se ha determinado el contacto agua petróleo, y donde el límite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más abajo. • Volúmenes de hidrocarburos, 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. • Volúmenes de hidrocarburos, estimados en estudios de geología y de ingeniería
realizados, o que están en proceso, donde el juicio técnico indica, con menor certeza que en el caso de reservas probadas, podrían recuperarse de yacimientos probados, si se aplican procedimientos comprobados de recuperación adicional. • Volúmenes de hidrocarburos adici onales a las reservas probadas, de un
yacimiento que resulten de la reinterpretación de sus parámetros, su comportamiento o cambios en el patrón de desarrollo (modificación del espaciamiento, perforación horizontal, entre otros.).
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En Venezuela se ha determinado un sistema de Series Numeradas, para demostrar los casos que califican como Reservas Probables, para identificar de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia:
Serie 100 Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos en cuyos pozos no se han efectuado pruebas de producción, pero las características de sus perfiles indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Se identifican como Reservas detrás de la tubería (Figura N° 3).
Fi g u r a N ° 3 : Ejemplo De La Serie 100 De Reservas Probables
Serie 200 Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, más allá del área probada de yacimientos productores, en donde no se ha determinado el contacto aguapetróleo y en donde el límite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más bajo (Figura N°4 ).
Fi g u ra N°4. Ejemplo De La Serie 200 De Reservas Probables.
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Reservas Posibles Las reservas posibles: son volúmenes de hidrocarburos contenidos en
áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, un grado menor de certeza desde el punto de vista de su recuperación, comparado con las reservas probables. Dentro de esta categoría se incluyen: • Volúmenes de hidrocarburos susten tados por pruebas de producción
inconclusa, o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que sería rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas. •
Volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en formación,
determinados con perfiles de pozos o núcleos de formación, con características que presentan un alto grado de incertidumbre. • Volúmenes de hidrocarburos 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 del límite de reservas probadas y probables del yacimiento, y donde la perforación de pozos adicionales fuera del área probada o probable presentan incertidumbre de resultados positivos Volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en segmentos fallados, no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe duda razonable sobre si ese segmento contiene volúmenes recuperables. • Volúmenes de hidrocarburos adicionales, asociados a yacimientos cuyas
características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito de ser sometidos a métodos de recuperación suplementaria. De esta manera en Venezuela se ha determinado un sistema de Series Numeradas, para indicar los casos que califican como Reservas Posibles, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia: 10
Serie 600 Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas.
Serie 700 Los volúmenes que podrían existir en formaciones cuyos perfiles de pozos o núcleos de formación tienen características que presentan un alto grado de incertidumbre (Figura N°5).
Fig u ra N ° 5: ejemplo de la serie 700 de reservas posibles.
Serie 800 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 (Figura N° 6).
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Fi g u r a N°6 Ejemplo De La Serie 800 De Reservas Posibles.
Serie 900 Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe una duda razonable sobre si ese segmento contiene volúmenes recuperables (Figura N° 7).
Fi gu ra N° 7. Ejemplo De La Serie 800 De Reservas Posibles.
Serie 1000
Los
volúmenes adicionales en
yacimientos cuyas
características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito
si
son
sometidos
a
métodos
de
recuperación
suplementaria.
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Parámetros Para Estimar O Evaluar La Acumulación De Hidrocarburos, Volumen Original En Sitio De Petróleo (Poes), Gas (Goes) Y Condensados De Gas (Coes).
Los ecuánimes imprescindibles de la ingeniería de yacimientos es, a grandes rasgos, la estimación del gas original en sitio (GOES), el cálculo del porcentaje de recobro (% R), el pronóstico del comportamiento futuro de producción y el análisis de alternativas para optimizar el recobro. El cálculo de reservas para un yacimiento se puede hacer por los métodos o técnicas siguientes:
Método volumétrico.
Cálculo por curvas de comportamiento de producción
Cálculo por balance de materiales Cálculo por simulación numérica
Método Volumétrico: Esta técnica se utiliza para computarizar 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. Debido a que estos parámetros son determinados a partir de los pozos del yacimiento, y estos representan sólo una pequeña parte del mismo, los promedios obtenidos presentan una cierta dosis de incertidumbre, por lo que se hablara de estimación de reservas.
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1. 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
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2. 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).
3. 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
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B.
CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Se manejan con periodicidad para estimar las reservas remanentes
mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.
C.
CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALES Se utiliza para calcular el Petróleo Original en Sitio y comparar con el
resultado obtenido por el Método Volumétrico, el éxito de la aplicación de este método requerirá de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permitirán predecir el petróleo recuperable. Este balance de materiales, se clasificara, según el orden de importancia:
ƒ Expans ión del gas por declinación de presión. ƒ Empuje de agua proveniente de un acuífero activo asociado al
yacimiento de gas.
ƒ Expansión del agua connata y reducción de volumen poroso por
compactación. En esta perspectiva, al ocurrir disminución de la presión de los poros, sobre las bases de esta definición expuesta, la ecuación de balance de materiales se usa para determinar la cantidad de gas presente en un yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento, resumiendo de manera, concreta, se aplicara para estimar la cantidad de hidrocarburos originariamente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y la recuperación total de gas bajo posibles condiciones de abandono dadas.
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D.
CÁLCULO POR SIMULACIÓN NUMÉRICA Reside en la dirección de modelos matemáticos que simularan los pasos
que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la separación del yacimiento en un número de bloques, lo cual permite reflexionar sus variedades y predecir su comportamiento. La eficacia de este procedimiento requiere de una buena definición geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SIMULADOR DE YACIMIENTOS
Ventajas:
Un simulador numérico de yacimientos toma en cuenta las variaciones en el tiempo y el espacio de las presiones, saturaciones y propiedades de las rocas y fluidos, entre otros; aporta mayor credibilidad y objetividad en los resultados, permite hacer análisis económicos más certeros y tomar decisiones con mayor confianza, generar escenarios de producción y optimizar políticas de explotación. Es aplicable en el cálculo de POES por área o zona, por concesión, detectar y evaluar casos de migración de fluidos y para monitorear yacimientos en el tiempo.
Desventajas:
Las soluciones que produce son aproximadas y dependen de los datos de entrada. Un ajuste de datos en la historia de producción no es garantía de los resultados predichos ya que los mismos dependen y varían de acuerdo a muchas variables. Por lo general los datos históricos tienen alto grado de incertidumbre y dependen de la eficiencia de aquel que los haya registrado en campo y finalmente los datos geológicos y petrofísicos se extrapolan linealmente en algunos puntos del campo completo, y en algunos casos dicha extrapolación no corresponde ya que no es lineal.
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Las reservas están relacionadas con la economía, en otras palabras, la reserva es la cantidad de petróleo que pueden ser extraídas de un yacimiento de una forma económicamente rentable, sin embargo el término económicamente rentable está en la definición de reserva, ya que, si hay petróleo en el subsuelo y sé cómo sacarlo; pero no es económicamente rentable sacarlo eso no es reserva, porque si no es económicamente rentable para que se va a extraer, para perder dinero, es evidente la búsqueda de yacimientos es inevitable para garantizar a la Industria suficientes reservas que justifiquen las cuantiosas inversiones requeridas para producir, transportar, almacenar, refinar y distribuir los hidrocarburos y sus derivados, de modo que, para mantener un apropiado nivel de reservas y permitir su oportuna incorporación a la corriente de producción, se exhorta del concurso de profesionales con experiencia, fundamentalmente entrenados para hacer el mejor uso de las actuales técnicas e instrumentos, evidentemente son los objetivos y propósitos de la exploración en la industria de los hidrocarburos.
En la
exploración petrolera los resultados no siempre serán positivos, algunas veces los pozos resultan secos o productores de agua, pará tal efecto los costos son elevados, lo que hace de esta acción una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en lo que deben invertirse grandes sumas de dinero, podemos concluir que sólo las grandes organizaciones empresariales puedan afrontar estos costos.
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Ferlisi A. “Estimación de las reservas del yacimiento UDO-2, Arena PQ2 a partir del método volumétrico y la declinación de presión”. Puert o la Cruz,
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