INVESTIGACIÓN A U T O R
MAESTRO
Suchiapa, Chiapas Septiembre, 2018
Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada adelante.
Son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente en un 90%.
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 más las probables.
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 utilicen 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 más probables y más posibles.
Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural de un yacimiento.
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, métodos térmicos, inyección de químicos, o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar los HC para aumentar la extracción de petróleo.
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.
Es utilizado para determinar POES y GOES, mas no determina reservas como tal, pues éstas como se dijo antes es el volumen de crudo que se puede producir y no todo el volumen de hidrocarburos que se encuentra en el yacimiento se puede extraer. Sin Balance de Materiales para estimar reservas se basa en: Determinar los fluidos iniciales en el yacimiento. Calcular la intrusión del agua hacia el yacimiento. Pronosticar la presión y la producción del yacimiento.
La función principal de un simulador es ayudar a los ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo. Para estimar las reservas, hace falta construir un modelo virtual del yacimiento. Este modelo, denominado modelo estático, es realizado conjuntamente por geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimiento. Una
vez dado el modelo estático, el simulador es capaz de calcular los flujos a través de todo el yacimiento. Los principios que rigen la simulación de yacimientos son relativamente simples.
El agotamiento o la depletación es un fenómeno natural que acompaña durante la explotación del hidrocarburo. La depletación es la reducción progresiva del volumen de petróleo y gas natural y está en función del tiempo y del nivel de extracción total, también está asociada a la declinación de la producción de un determinado pozo, reservorio o campo. La producción eficiente y económica de un campo de gas condensado es de gran importancia y debe ser considerado ante de decidir el método de producción en el desarrollo de nuevos campos. Para los yacimientos de gas y condensado el GOR de producción varía entre 4,000 a 150,000 SCF/STB (250 – 7 Bl/MMSCF). Un fuerte incremento del GOR durante la producción indica que la presión del reservorio ha caído debajo de la presión del punto de rocío y el líquido se está acumulando en el reservorio. El reciclo de gas hacia el reservorio de gas condensado al inicio de la producción o después de la depletación de la presión es un método importante de recuperación mejorada del condensado. py< pr La forma como estos campos de gas condensado son depletados, permiten obtener diferentes factores de recuperación. Desde un simple “blowdown”, hasta un parcial o
total mantenimiento de presión son estrategias usadas, pero que dependen de la naturaleza del fluido, la temperatura del reservorio, presión inicial y geología del reservorio. Un banco de condensado (o buildup) cerca al pozo actúa como un skin móvil. Este reduce la permeabilidad relativa al gas, y por lo tanto la tasa de flujo de gas. Ninguno de los análisis experimentales PVT tales como: liberación flash, liberación diferencial o pruebas de separación en el separador, reproduce el verdadero comportamiento de la depletación de un reservorio de gas condensado.
Para comprender el proceso de producción para un reservorio de Gas Condensado, debemos revisar el proceso físico que toma lugar tanto en el reservorio y en la superficie. Ninguno de los análisis experimentales PVT tales como: liberación flash, liberación diferencial o pruebas de separación en el separador, reproduce el verdadero comportamiento de la depletación de un reservorio de gas condensado. Un análisis PVT más real y más costoso para estudiar la depletación de un reservorio de gas condensado es una prueba CVD (Constant Volume Depletion). Esta prueba proporciona información volumétrica y medidas de la composición del gas y líquido en el equilibrio. Durante los estudios de laboratorio de CVD, solo una cierta cantidad de gas es removida de la celda PVT, y es “flashed” a condiciones est ándar donde el gas y líquido
son separados y cuantificados en su masa, ratio volumétrica y composición. La composición de la fase líquida en la celda es calculada a partir de ecuaciones de balance de masa. Este método de determinación de la composición de la fase líquida está asociada con considerable incertidumbre de la cantidad y composición del fluido inicial en la celda y la cuantificación del Fluido “flashed”.
Se asume para este concepto, que el reservorio es una celda con un espacio poroso constante y lleno con el gas condensado. Para simplificar no se considera agua en el análisis, pero se puede incorporar fácilmente. Cuando se inicia la producción, la
presión del reservorio cae, causando la expansión del gas contenido en el reservorio. A diferencia de la prueba de Liberación Diferencial, en la cual todo el gas es producido y extraído de la celda, en el reservorio solo una porción del gas es producido. Esta cantidad es determinada al mantener el volumen poroso constante. Normalmente se asume que el gas es la fase móvil y que el líquido permanece en el reservorio. Esto es el proceso actual en el reservorio, ya que la saturación de petróleo (condensado) raramente alcanza la saturación crítica. Para petróleos volátiles, el gas y el líquido son móviles y este movimiento está acorde con la forma de las curvas de permeabilidad relativa. Después de cada etapa de depletación, se debe llevar a cabo una contabilización de:
Volumen y moles de gas a ser producido, Volumen y moles de líquido y gas salido del reservorio, Composición de los fluidos producidos en superficie y las fases remanentes dentro del reservorio, Volumen y moles del líquido condensado y producido en superficie a partir del gas recolectado en superficie.
Para llevar un correcto control de los barriles que se producen y los barriles que aún nos quedan en el reservorio es necesario tener un control de datos del yacimiento que permitan tener estimado el tiempo de producción por energía natural para posterior realizar estimulaciones para mantener la taza de producción.
Uno de los softwares más utilizados en la industria es el OFM (Well and Reservoir Analysis Software). En el cual se carga a data del reservorio, posterior a ello, se puede realizar la predicción de producción y cálculos de reservas, a través de las curvas de declinación.
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