Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos

El cálculo de las reservas incluyen a lo largo su desarrollo una incertidumbre asociada. Es por ello, que la estimación del los volúmenes en sitio de hidrocarburos depende principalmente que la data de ingeniería y geología sea lo más confiable posible y se encuentre disponible a la fecha de estimación e interpretación de dichos datos. En este sentido, el grado de incertidumbre asocida permite clasificar a las reservas según el Ministerio de Energía y Petróleo con base a tres criterios fundamentales los cuales son:

- 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 seán 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 fundamentadose en los registros de pozos vecinos, análisis de núcleo que indique que el yacimiento presenta hidrocarburos que se evaluán como factibles para su producción.

- Reservas Probables: son considerados aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman por asociaciones de acumulaciones conocidas, donde el análisis de la inforamción geológica y de ingeniería disponible indican que son menos ciertas que las probadas. Es por ello que la probabilidad que existecon 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 futuro.

Las reservas probables pueden incluir extensiones de yacimientos probados que no han sido explotados en su mayoria, 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.

-Reservas Posibles: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 recuperadas que las reservas probables. De esta manera. al realizar los calculos pertinentes la probabilidad existente de recuperación bajo condiciones operacionales, económicas y contractuales debe de ser por lo menos de un 10%.

Las reservas posiblen 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.

- 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.

-Reservas Probadas No Desarrolladas: son los 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 fluídos 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.

Referencias Bibliográficas
“Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos”. Ministerio de Energía y Petróleo

Pag web : Documents and Settings/Administrador/Escritorio/01reservorios-definicionreservas.htm

Cálculo de Reservas

Los Hidrocarburos representa hoy en día la principal fuente de energía a nivel mundial, es por ello que el conocimiento de las cantidades de crudo y gas originales en sitio es de vital importancia para determinar los volúmenes recuperables del mismo, con el objeto evaluar los diversos métodos viables para su producción. En este sentido, cuando se habla de reservas de hidrocarburos se hace referencia a las cantiades de petróleo y gas que pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.

Para la estimación de las reservas es necesario la implementación de una serie de metodologías o combinaciones de ellas, donde se emplee la información disponible, el estado y desarrollo de los yacimientos. Dicho proceso se aplica utilizando la data geológica, de ingeniería y métodos de ídole probabilístico, de simulación, volumétrico entre otros.

Métodos para el Cálculo de Reservas de Hidrocarburos

-Método Determinístico: es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geologíca, de ingeniería y datos económicos. Dentro de ellos se encuentra el Método Volumétrico, el cual emplea el modelo geológico que geométricamente describe al yacimiento en estudio, así como las propiedades de la rocas y los fluidos que contienen. Dicha metodología es la que hoy en día utiliza el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela para el cálculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas. Las estimaciones que se realizan con este método son:




-Método Probabilístico: es cuando se emplea la información geologíca, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilídades asociadas. Dentro de esta métodología se encuentra la técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyendolo en la ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del valor del POES en el yacimiento en estudio.

- Método por Analogía: 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.

- Curvas de declinación de Producción: se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.

- Balance de Materiales: como en publicaciones anteriores, el concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción. En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de presiones, propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados obtenidos con el método volúmetrico.

- Simulación Númerica de Yacimientos: engloba el empleo de modelos matemáticos con el objeto de simular el medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogenidades y desarrollo de cada bloque en particular. El método descrito presenta validez si se obtiene una buena descripción geologíca y una detallada caracterización de los fluidos. Asimismo, se considera como una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que los métodos antes referidos.


Referencias:
Clases del Profesro Angel Da Silva
Páginas de La Comunidad Petrolera ( Simulación de Yacimientos )

Análisis del Balance de Materiales

El cálculo de la ecuación de Balance de Materiales es indispensable para la predicción e interpretación del funcionamiento de vida útil de un yacimiento, es por ello que el rol de un ingeniero se enmarca en el modelaje eficaz que minimicen su porcentaje de error. De esta manera, el método empleado denominado tanque consiste en una aproximación del reservorio considerando constante las variables termodinámicas y la presión del volumen como único factor relevante de menor impacto para la evolución continua del yacimiento.

Dicho modelo predictivo se aplica a un volumen de hidrocarburo donde se definen tres zonas relevantes(petróleo, agua y gas) que se encuentran equilbrio instántaneo en el tiempo, una vez que el reservorio se considera como un punto dentro de una caja, se aplica la nombrada ecuación de Balance de Materiales, tomando en cuenta la historia de producción e inyección del hidrocarburo, aunado al empleo de los datos PVT y cambios en el gradiente de presión se puede obtener resultados como el vaLor del petróleo y gas original en sitio (POES/ GOES), los índices de producción que aporta cada mecanismo de empuje, así como el grado de incertidumbre durante el estudio. En este sentido, todo análisis presenta un margen de incertidumbre durante su aplicación, es por ello que el empleo de ciertos métodos matemáticos ayudan a minimizar la desviación de lo que idealmente se estima. El ajuste de Mínimos Cudrados se considera el mejor arreglo para dismimuir el rango de incertidumbre durante una operación de la ecuación de Balanace de Marteriales, debido al ajuste lineal que correlaciona cada resulta para evaluar la calidad de un resevorio.

En suma, cuando se hace referencia al grado de incertidumbre asociado a un cálculo de balance de materiales los factores que influyen durante su predicción y ajuste son:

-Datos PVT: los cuales durante su medición pueden poseer error en la Temperatura, Relación gas-petróleo, gravedad del gas y gravedad del petróleo.

-Datos de Presión: errores en la estimación de promedios y durante la medición.

-Historia de Producción: producción de gas acumulado(Gp), producción de petróleo acumulad(Np) y producción de agua acumulada(Wp).

-Mecanismos de Empuje: su inadecuada interpretación y predicción ocasionan una data erronéa durante el empleo de la ecuación de Balande de Materiales.

En síntesis, el uso de la herramienta de Balance de Materiales como se observó es muy eficaz para la obtención relativa de la producción total de hidrocarburo, pero al poseer un grado de incertidumbre es necesario la aplicación de otros recusos que permitan predecir la evolución del yacimiento considerando los rangos de presión reales. De tal manera, procedimientos como el de Taner, Pirson, Muskat, Tracy y Shilthuis permiten obtener con mayor nivel de certeza los datos de producción tomando en cuenta consideraciones tales como:

• El yacimiento debe ser Volumétrico
• El reservorio se debe encontrar saturado de fluido
• La presión incial debe de ser igual a la de burbujeo
• No debe existir capa de gas
• Rsi=Rsb

En este sentido, la predicción de la producción de hidrocarburo mediante el Método de Shilthuis se pronóstica considerando la data PVT del yacimiento para cada declive de presión, conociendo de la presión y temperatura inicial, saturación de agua connata, valor del petróleo original en sitio a condiciones normales (N), relación de permeabilidades en función a la So y Sw, saturación de líquido (SL), asó como la relación instantánea de gas-petróleo.

Tomando en cuenta las consideraciones anteriores y haciendo énfasis que lo que se desea obtener mediante la aplicación de este método es la producción acumulada de petróleo y gas para cada delta de presión, el procedimiento a seguir se describe a continuación:

1. Establecer la cantidad de intervalos de presión y valores que se deseen trabajar.

2. Asumir de manera aleatoria valores de ∆Np/N

3. Calcular la producción acumulada de petróleo NP/N sumando todos los incrementos de producción mediante la formula: Np/N = Σ (Np/N)

4. Determinar la saturación del líquido para la presión de interes con la formula:

Sl = Sw + [(1-Sw)*(1-Np/N)*Bo/Bob]

5. Hallar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko

6. Calcular la relación gas- petróleo instantánea mediante la formula:

Ri = Rs + ([Kg*μo*βo] / [ Ko* μg*βg ])

7. Calcular el incremento de la producción de gas con la aplicación de:

∆Gp/N = ∆Np/N * [ (Ri, anterior + Ri, actual) / 2 ]

8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión de interés:

Gp/N = Σ (Gp/N)

9. Calcular la relación gas- petróleo producido Rp:

Rp = Gp/ Np

10. Con los valores de Rp y Np/N calcule la siguiente ecuación:

1 = [Np/N * (βt + (Rp –Rsb)*βg)] / [βt – βob] ]

Si el resultado de la expresión anterior es aproximadamente 1 (puede estar comprendido dentro del rango 0.99 y 1.01 ) el procedimiento es correcto y se puede continuar al paso siguiente, de caso contrario devolverse al paso 2.

11. Determinar el valor de Np a partir del Np/N asumido.

12. Pasar al siguiente valor de presión e iniciar el proceso.