Reservas de hidrocarburos.
Son los volúme volúmenes nes de hidroc hidrocarb arburo uross que han sido sido localiz localizado adoss y cuanti cuantifica ficados dos de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, luego de la perforación de pozos. Clasificación de las reservas.
Las reservas se clasifican de acuerdo a varios criterios, que son: De acuerdo a la energía del yacimiento. a eserva eservass primaria primarias: s: son los volúm volúmene eness de reservas reservas que que se pueden pueden recuper recuperar, ar, con con ener energí gíaa prop propia ia o natu natural ral del del yacim yacimie ient nto, o, en func funció ión n de su mecan mecanis ismo mo de producción. b eservas por recuperación suplementaria: son los volúmenes adicionales que se pudieran producir, resultante de la incorporación de energía adicional suplementaria al yacimiento por la inyección de agua, gas y cualquier otro fluido o energía que ayude a la e!tracción del petróleo. "stas reservas pueden ser desarrolladas o no desarrolladas. Las reservas desarrolladas por recuperación suplementaria pueden ser los volúmenes adicionales de reservas probadas que depend dependen en del #!ito #!ito del proyec proyecto to piloto piloto o de la implant implantació ación n del proyec proyecto to completo $plantas de inyección, pozos inyectores y productores% como punto de partida y de la forma como va respondiendo el yacimiento al proceso de inyección. La manifestación m&s evidente del #!ito de un proceso es el aumento de potencial de producción de los pozos productores que est&n ba'o la influencia del proyecto. 2 De acu acuer erdo do al al grad grado o de incer incerti tidu dumb mbre re.. a eserva eservass probada probadas: s: son las cantida cantidades des estima estimadas das de hidroca hidrocarbu rburos ros y sustanc sustancias ias asociadas, asociadas, recuperables recuperables con razonable razonable certeza de yacimientos yacimientos conocidos, conocidos, de acue acuerd rdo o a la info inform rmac ació ión n geol geológ ógic icaa y de inge ingeni nier ería ía disp dispon onib ible le y ba'o ba'o condiciones tecnológicas, económicas y regulaciones gubernamentales vigentes.
1
(e acuerdo a esto son reservas probadas: •
Los volúmenes producibles comercialmente de &reas que han sido delimitadas
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por pozos productores y)o contactos de fluidos, con base a la información geológica y de ingeniería disponible. Los Los volú volúme mene ness prod produc ucib ible less come comerci rcialm almen ente te en &reas &reas adyace adyacent ntes es a las las ya
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perforadas, cuando e!ista razonable certeza de continuidad del yacimiento. *uchos de estos volúmenes est&n representados por reservas no desarrolladas. Los volúmenes producibles en &reas donde se han realizado con #!ito pruebas de
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producción y)o formación consideradas comerciales. Los Los volú volúme mene ness adic adicio iona nale less prod produc ucib ible less de yacim acimie ient ntos os con con proy proyec ecto toss comerci comerciales ales de recuper recuperació ación n suplem suplement entaria aria en operaci operación ón $inyecci $inyección ón de gas, gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, recuperación t#rmica u otros%.
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Los volúmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperación suplementaria que se vayan a implantar a corto o mediano plazo y que cumplan con las siguientes condiciones: +ue el estudio de factibilidad de geología e ingeniería que lo sustenta, est#
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basado en un proyecto piloto e!itoso o en una respuesta favorable a un proyecto e!perimental instalado en ese yacimiento, que sea an&logo, con características de rocas, de fluidos y mecanismos de empu'e similares. La similitud de estas características debe estar respaldada por estudios de geología e ingeniería. uando se tenga un estudio de factibilidad de ingeniería y geología apoyado
en simulación de yacimientos que recomiende la recuperación de un volumen adicional de reservas, en aquellos yacimientos que por sus características especiales lo ameriten, $rocas, fluidos, mecanismos de producción%. Los volúmenes producibles de yacimientos de gas, que han sido delimitados con pozos y datos sísmicos de alta confiabilidad, es decir, de pozos cuyos an&lisis de núcleos y)o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento an&logo a dos o m&s que est&n produciendo en el mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora.
b
eservas probables: son los volúmenes estimados de hidrocarburos y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica desde el punto de vista de recuperación, un grado mayor de incertidumbre comparado con el de las reservas probadas, ba'o las condiciones tecnológicas y regulaciones gubernamentales vigentes. "stas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.
"n -enezuela se ha establecido un sistema de series numeradas, para indicar los casos que califican como reservas probables, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de e!istencia. (e acuerdo a esto, se consideran reservas probables: •
Los volúmenes que podían recuperarse de prospectos que han sido atravesados por pozos en los cuales no se han efectuado pruebas de producción o formación, o cuyos resultados se consideren no conclusivos/, donde las características de los perfiles, muestras de pared y)o núcleos indican con razonable certeza la probabilidad de su e!istencia. "stos prospectos conocidos como reservas detr&s de tubería se identifican en libros y mapas con la serie 011.
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Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, adyacente al &rea probada del yacimiento, donde no se han determinado contactos de fluidos y el límite probado fue establecido en función del pozo estructuralmente m&s ba'o, siendo necesario perforar pozos de avanzada para delimitar el yacimiento e!istente. "stos prospectos figuran en libros y mapas con la serie 211.
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Los volúmenes que podrían recuperarse de &reas aún no perforadas situadas entre yacimientos conocidos, pero que pueden estar separados por fallas sellantes, y donde las condiciones geológicas y de ingeniería indican incertidumbre en su continuidad. "stos prospectos figuran en libros y mapas ba'o la serie 311.
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Los volúmenes adicionales estimados que podrían recuperarse de yacimientos probados si se aplican procedimientos comprobados de recuperación suplementaria. "stas reservas figuran en libros ba'o la serie 411. La estimación de estos volúmenes est& sustentada por: "studios concluidos de proyectos cuya implantación no est& incluida en el
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mediano plazo. "studios en progreso. Los volúmenes adicionales a las reservas probadas, que resulten de la
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reinterpretación de par&metros geológicos, comportamiento de producción, avance tecnológico o estudios estadísticos sobre yacimientos an&logos cercanos al &rea, cuya incorporación a la categoría de probadas se realice en el mediano plazo. Las reservas incluidas en esta clasificación se identifican en libros con la serie de 511. Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o formación conclusivas, que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas e!istentes en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras favorables. "stos prospectos figuran en libros y mapas ba'o la serie 611.
c
eservas posibles: son los volúmenes estimados de hidrocarburos y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica, con un grado mayor de incertidumbre al de las reservas probables. La estimación de las reservas posibles puede ser realizada, suponiendo condiciones futuras favorables $económicas y regulaciones gubernamentales%.
"n -enezuela se ha establecido un sistema de series numeradas, para indicar los casos que califican como reservas posibles, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de e!istencia. (e acuerdo a la definición, son reservas posibles:
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Los volúmenes que podrían e!istir en formaciones atravesadas por un pozo donde la información proveniente de pruebas de producción o de formación, perfiles y)o muestra de pared o núcleos no es conclusiva, y presentan alto grado de incertidumbre en la probabilidad de su recuperación comercial. "stos prospectos se identifican en libros y mapas con la serie 711.
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Los volúmenes que podrían e!istir en &reas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica continuidad fuera de los límites del &rea probable, serie 211, y donde para constatar su presencia es necesaria la perforación de pozos de avanzada de alto riesgo o delineación. "stos prospectos se identifican en libros y mapas ba'o la serie 811.
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Los volúmenes que podrían e!istir en trampas no perforadas y)o adyacentes a yacimientos, donde la información geológica y geofísica indica alta incertidumbre de continuidad de los horizontes productores. Los prospectos incluidos en esta clasificación se identifican en libros y mapas con la serie 911.
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Los volúmenes adicionales que podrían recuperarse de yacimientos cuyas características geológicas y de fluidos indican posibilidad de #!ito al ser sometidos a procesos de recuperación suplementaria. Las reservas incluidas en esta clasificación se identifican en libros con la serie 0111.
3
De acuerdo al grado de desarrollo. a eservas desarrolladas: son las reservas probadas, recuperables a trav#s de los pozos e instalaciones e!istentes.
"!isten dos criterios utilizados para definir las reservas desarrolladas: •
or inversión: cuando se hayan realizado todos los desembolsos necesarios para
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incorporar el pozo a producción. Si se adopta este sistema, se debe considerar como desarrolladas las reservas detr&s de tubería, las cuales requieren de un costo menor para incorporarlas a producción. omo e'emplo de este caso, est&n las reservas en formaciones ca;oneadas y aisladas entre empacaduras, en completaciones selectivas donde el pozo
b
eservas no desarrolladas: son las reservas probadas de hidrocarburos y sustancias asociadas, que se pueden recuperar comercialmente a trav#s de pozos adicionales a perforar e instalaciones e!istentes.
Se consideran reservas no desarrolladas, los volúmenes contenidos en los siguientes casos:
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"n &reas de yacimientos que requieren perforación de desarrollo adicional. -olúmenes que se incorporan a producción mediante traba'os de profundización
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en el mismo yacimiento. eservas probadas de yacimientos cuyos pozos est&n aislados entre empacaduras
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en completaciones selectivas. eservas detr&s de tubería, cuando la información de registros disponibles sea
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confiable a 'uicio del evaluador. "n los casos donde el pozo tiene una completación selectiva en dos o m&s
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yacimientos y cada yacimiento est& ca;oneado, aislado entre empacaduras, se consideran reservas no desarrolladas los volúmenes que no se pueden producir a trav#s del pozo asignado al yacimiento abierto a producción.
Comportamientos de los yacimientos y diferentes tipos de recuperación.
=na de las funciones principales de la ingeniería de yacimientos es predecir el comportamiento futuro de los yacimientos y estudiar los diferentes m#todos de recuperación primaria, secundaria y terciaria. > tal efecto, se utilizan elementos o par&metros que representan su historia de producción, los cuales pueden clasificarse en esenciales o fundamentales, como la presión, la relación gas
Si se inyecta otro fluido en el yacimiento despu#s de las operaciones de recuperación secundaria, se tiene la recuperación terciaria. La mayoria de los yacimientos de petróleo comercial has sido sometidos a procesos de recobro primarios y secundarios, pero muy poco a procesos terciarios. Los fluidos inyectados en recuperacion terciaria incluyen A2, gases enriquecidos, polímeros y soluciones de surfactantes. (ebido q que ellos no estan originalmente presentes en el yacimiento, la recuperación terciaria tambi#n se conoce como recuperación me'orada, pero como se se;alo antes, estos fluidos tambi#n se inyectan en procesos secundarios. La mayoría de las recuperaciones que se obtienen de yacimientos de gas son recuperaciones primarias debido a que el gas tiene suficiente energía para agotar el yacimiento sin necesidad de aplicar algun proceso adicional. La recuperacion de yacimientos de petróleo tiende a incluir procesos de recuperación primaria y secundaria y, ocasionalmente, tambien incluye recuperación terciaria. La recuperacion final en yacimientos de gas tienede a e!ceder el 85B del gas original in situ. "n contraste, la recuperación primaria final de un yacimiento de petróleo es solo de un 02 hasta 05B del A"S? 05 a 21B del A"S para recuperacion secundaria y, 4 a 00B del A"S para recuperacion terciaria. (e los yacimientos nos susceptibles a procesos de recuperacion terciaria, se puede esperar apro!imadamente 27 a 35B de petr#oleo como recuperación final en el promedio de los yacimientos de petróleo potencialmente comerciales. >pro!imadamente el 37B de la produccion actual de petróleo en el mundo se produce por m#todos de recuperacion primaria. Mecanismos naturales de producción de un yacimiento.
"s importante destacar que para la producción o e!tracción de hidrocarburos desde un yacimiento hasta la superficie es necesario que el sistema tenga energía suficiente para que estos sean e!pulsados desde el espacio en el que yacen hacia el pozo productor. Los mecanismos que suplen la energía para mantener los pozos produciendo comercialmente durante el tiempo m&s largo posibles son: la compresibilidad de la roca y los fluidos, liberación del gas en solución, gravedad y segregación gravitacional, empu'e por gas y empu'e por agua. Cay dos o m&s mecanismos naturales de producción que frecuentemente se presentan durante el agotamiento de un depósito? uno de estos mecanismos generalmente predomina, pero el mecanismo predominante puede cambiar gradualmente según el depósito de producción. "l tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcenta'e de hidrocarburos del depósito que ser&n recuperables.
Mecanismo de producción para yacimientos de gas.
"n un yacimiento de gas, son tres los principales mecanismos de empu'es, que proporcionan la energía necesaria para llevar los fluidos desde el interior del yacimiento hasta la superficie. "stos se muestran a continuación según el orden de importancia.
!pansión del gas" el gas se e!trae por la e!pansión del mismo, lo que origina que la presión del yacimiento vaya disminuyendo en la medida que se e!traen m&s hidrocarburos. La fuente de energía es la propia e!pansión del gas, que resulta ser bastante mayor en comparación a la del agua connata y la de la roca. "ste mecanismo es el que mayor porcenta'e de recobre permite obtener en yacimientos de gas. mpu#e hidr$ulico" la energía necesaria para e!traer el gas proviene de un acuífero asociado al reservorio, que proporciona la potencia necesaria para desplazar los volúmenes de gas hacia los pozos productores. "l diferencial de presión creado en la zona de petróleo hace que el agua se e!panda y comience a barrer los volúmenes de gas hacia los pozos productores. Reducción del volumen poroso y e!pansión del agua connata" la compresibilidad de la roca y del agua connata no resulta despreciable, por lo que una vez que la presión del reservorio comienza a declinar, esto conlleva a una e!pansión de la roca que reduce el volumen de espacios porosos interconectados, lo que a su vez provoca que el agua intersticial se e!panda originando el desplazamiento de los volúmenes de gas.
Clasificación de los yacimientos de gas de producción natural %ue presentan.
acuerdo a los mecanismos de
1. &acimientos volum'tricos. omo su nombre lo indica, un yacimiento volum#trico es completamente cerrado por la ba'a o nula permeabilidad en sus fronteras y no recibe una presión e!terna como la invasión de un acuífero activo. >dem&s, se supone que la e!pansión de la roca y el agua cong#nita son despreciables, entonces la fuente primaria de energía es la e!pansión del mismo gas en producción y del abatimiento de presión subsecuente. "n estos yacimientos se asume que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de la roca y la del agua intersticial, por lo que se desprecia el efecto de estas La simple e!pansión del gas es un mecanismo de empu'e muy eficiente. >un cuando las saturaciones de gas al abandono pueden ser algo altas, es común encontrar factores de recuperación del 81B al 91B del volumen original de gas en yacimientos volum#tricos. "l porcenta'e de recuperación depende de la presión de abandono, la cual usualmente es determinada por los aspectos económicos m&s que por los aspectos t#cnicos. ara estos yacimientos se puede asumir que la saturación inicial de agua cong#nita no cambia, siempre y cuando esta sea inmóvil. 2.
&acimientos volum'tricos anormalmente presuri(ados. "n estos yacimientos los efectos de la compresibilidad de la roca y del agua no deben ser despreciados, ya que estos reservorios est&n anormalmente presurizados, debido a que la roca reservorio generalmente es inconsolidada, y
por lo tanto est& altamente presurizada, aparte de eso, en reservorios altamente presurizados la compresibilidad del gas es menor de lo usual. Los reservorios anormalmente presurizados pueden presentar gradientes de presión que est&n en el orden de 1.86 psi)ft, siendo que los valores normales est&n en torno de 1.433 psi)ft lo cual significa que la compresibilidad de la roca se reduce a la mitad de lo usual. "sto significa que sus efectos no deben ser despreciados, principalmente en el inicio de la vida productiva del reservorio. uando la compresibilidad del gas es menor
3. &acimientos con entrada de agua. *uchos yacimientos de gas no son completamente cerrados, por lo que est&n su'etos a cierta entrada de agua desde un acuífero activo. La entrada de agua ocurre cuando la presión en la frontera yacimiento
"l agua puede desplazar ineficientemente el gas, es decir el barrido volum#trico de este no sería del 011B. (e hecho el agua podría de'ar grandes volúmenes de gas entrampados en los poros del yacimiento. Los resultados obtenidos en estudios de núcleos, sugieren que grandes volúmenes de gas pueden ser rebasados y eventualmente atrapados por el avance del frente de agua. >dem&s, debido a heterogeneidades en el yacimiento $fracturas naturales y estratificación% y discontinuidades $fallas sellantes y capas de lutitas con ba'a permeabilidad%, la invasión de gua no barre algunas porciones del yacimiento con efectividad, resultando en grandes saturaciones de gas residual en estas &reas no barridas y m&s altas presiones de abandono que las de un yacimiento volum#trico sin entrada de agua.
(ebido a que el gas es frecuentemente sobrepasado $rebasado% y atrapado por la invasión de agua, el factor de recuperación para yacimientos de gas con empu'e de agua puede ser significantemente m&s ba'o que aquellos que solo producen con la e!pansión del gas. >dem&s, la presencia de heterogeneidades en el yacimiento, tales como estratos de ba'a permeabilidad o gran estratificación, pueden reducir aún m&s la recuperación del gas. omo se mencionó previamente, las recuperaciones finales comunes para yacimientos volum#tricos de gas son del 81B al 91B, mientras que los factores de recuperación típicos en yacimientos con empu'e de agua son dentro de un rango del 51B al 71B. "sto depende del ritmo de producción del gas, ya que a ritmos muy altos se puede presentar mucho antes de lo esperado, una indeseable alta producción de agua en los pozos.
)cuíferos.
*uchos reservorios est&n limitados parcial o totalmente por el acuífero adyacente, los mismos que pueden ser muy grandes o peque;os en comparación al reservorio de gas o petróleo. uando e!iste una caída de presión en el reservorio debido a la producción, se provoca una e!pansión del agua del acuífero, con la consiguiente intrusión de agua la cual es definida por De. "l propio acuífero puede estar totalmente limitado, de manera que el reservorio y el acuífero forman una unidad volum#trica cerrada. or otra parte el reservorio puede aflorar en algún lugar donde se puede reabastecerse de aguas superficiales. or último el acuífero puede ser lo bastante grande para mantener la presión del reservorio y ser acuíferos horizontales adyacentes. =na caída de presión en el reservorio hace que el acuífero reaccione para contrarrestar o retardar la declinación de la presión suministrando una intrusión de agua la cual puede ocurrir debido a: E "!pansión del agua. E ompresibilidad de las rocas del acuífero. E Flu'o artesiano donde el acuífero se eleva por encima del nivel del reservorio. (esde un punto de vista analítico, el acuífero puede considerarse como una unidad independiente que suministra agua al reservorio debido a la variación de la presión con el tiempo de producción. =n modelo simple para estimar la entrada de agua est& basada en la ecuación de compresibilidad.
Clasificación de los acuíferos.
Los acuíferos b&sicamente se clasifican según su:
0.
#gimen de flu'o: "sta clasificación est& basada en la declinación de presión y el caudal de entrada de agua hacia el yacimiento que puede ser: estable, semiestable o inestable.
0.0
0.2
>cuífero de r#gimen estable: el acuífero presenta r#gimen estable si la presión del yacimiento permanece constante, no cambia con el tiempo. "l cambio de presión y caudal con respecto al tiempo es cero. Generalmente este tipo de r#gimen no ocurre en realidad, solo cuando se realiza un programa de inyección de agua. >cuífero de r#gimen semiestable: Hambi#n llamado r#gimen de seudo< estado, este tipo de r#gimen es caracterizado por la declinación lineal de la presión en función al tiempo y consecuentemente una constante declinación del caudal.
0.3
>cuífero de r#gimen inestable: "l r#gimen inestable frecuentemente llamado transiente, tiene la característica presentar un cambio de la presión y el caudal en función del tiempo. "n ninguna parte del yacimiento presenta una presión constante
2. Geometría de flu'o: e!isten 3 formas de geometría en los acuíferos que pueden ser: lineal, radial o de fondo. 2.0. >cuíferos lineales: estos acuíferos presentan una geometría de flu'o paralela a su buzamiento.
2.2.
>cuíferos radiales: son aquellos acuíferos que presentan geometría de flu'o conc#ntrica, es decir que el flu'o empieza circunferencialmente hacia un punto central. >l e!istir la declinación de la presión, el agua proveniente del acuífero desplaza los hidrocarburos en un sentido radial. Generalmente este tipo de acuíferos se presenta en la mayoría de los yacimientos de petróleo.
2.3.
>cuíferos de fondo: e!isten formaciones saturadas con agua en la parte inferior de la capa de petróleo. La geometría de flu'o en este tipo de acuíferos es pendiente arriba, hacia la cresta de la estructura. "ste movimiento se debe a que el agua del acuífero posee presión y al crearse un diferencial a su favor, por efecto de la e!tracción de petróleo, ingresa agua a la zona de petróleo.
3. "!tensión: los acuíferos presentan limitaciones, algunos pueden ser peque;os o presentar &reas bastantes grandes. "n función de su límite e!terior se los puede clasificar en: acuíferos finitos, infinitos o realimentados. 3.0. 3.2.
3.3.
>cuíferos infinitos: son aquellos acuíferos que no presentan límites, son inmensamente grandes, en algunos casos forman grandes cuencas de agua. >cuíferos finitos: estos acuíferos tambi#n denominados sellados, tienen una e!tensión limitada de tal manera que se puede conocer su dimensión en su totalidad. >cuíferos realimentados: tambi#n se los conoce como sobrealimentados, esto debido a que son acuíferos est&n conectados ya sea a otros acuíferos o a fuentes e!ternas como grandes lagos o lagunas que suministran agua al acuífero.
