RESERVAS DE HIDROCARBUROS

• Son aquellas cantidades de recursos naturales remanentes a ser producidas.

Esta definición implica ciertas condiciones:

• (1) Para ser llamadas reservas, el petróleo y el gas deben ser física y económicamente producibles.

• (2) Como los recursos no han sido producidos y son inaccesibles, las reservas no pueden ser medidas, solo estimables.

Reservas Remanentes

Son las reservas que pueden ser producidas de ahora en adelante. Esto lleva al concepto de reservas remanentes a una fecha. Cuando la línea de tiempo se fija a la fecha de descubrimiento del campo, yacimiento o pozo, se habla de reservas originales. Este término incluye todo el gas y el petróleo que se espera recuperar a lo largo de la vida del campo, yacimiento o pozo.

Los hidrocarburos producidos hasta una fecha dada, se conocen como Producción Acumulada (Np y/o Gp)

La Recuperación Final (RF) será igual a las reservas remanentes estimadas (RRE) mas lo producido (Np y/o Gp)

Reservas Recuperables

Como no todo el petróleo en sitio (N) es recuperable, se necesita usar el término de Factor de Recuperación (Fr) para relacionar reservas con N.

RF = N*Fr

RRE = N*Fr - Np

Clasificación de las Reservas Las reservas pueden ser clasificadas de acuerdo a cuatro criterios:

1) Fuente de Energía * Primaria * Secundaria

2) Grado de Certeza . Probadas . Probables . Posibles

3) Estado de Desarrollo (sólo para las probadas) . Desarrolladas . No Desarrolladas

4) Estado de Producción (sólo para las probadas desarrolladas) . Productoras . No Productoras

Reservas Probadas

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables con razonable certeza, de yacimientos conocidos, desde una fecha en adelante, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, bajo las condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.

Pueden ser desarrolladas o no desarrolladas.

Las desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento, por los pozos e instalaciones existentes.

Las no desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente del yacimiento, por los pozos e instalaciones existentes.

POR GRADO DE CERTEZA

Reservas Probables

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos de yacimientos conocidos, en las cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica prevalecientes, indican con un grado de certeza menor que las reservas probadas, que pueden ser recuperables.

Reservas Posibles

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería disponible, indican con un grado de certeza menor que las reservas probables, que podrían ser recuperables bajo las condiciones operacionales, y contractuales prevalecientes.

Métodos de Estimación de Reservas

Existen cuatro métodos tradicionales de estimación de reservas:

1- Analogía 2- Volumétrico 3- Balance de Materiales 4- Curvas de declinación 5- Simulación de Yacimientos

Analogía

Es uno de los métodos que mas se utilizó en el pasado, para la estimación de reservas. El principio aunque parece poco sofisticado es uno de los mas comunes en extrapolación de características de yacimiento. Entre ellas se tienen:

* Factor de Recuperación: Obtenido de yacimientos próximos al abandono. * Bls/Acre-pie: Es similar al factor de recobro pero tomando en cuenta el componente volumétrico.

Bls/Acre-pie = 7758(Porosidad)(1-Sw)Fr/ßoi Supone que los yacimientos tienen en común el mismo factor (Porosidad)(1-Swi)Fr/ßoi

Volumétrico:

Este es uno de los métodos mas importantes para la estimación de reservas. Solo requiere datos petrofísicos de perfiles o de análisis de núcleos y el ßoi. La ecuación básica es:

RFE =7758 A * h * (1-Swi) * Porosidad * Fr/ßoi

RFE: Recuperación Final Estimada A: área de drenaje h: espesor promedio de la formación (pies) Swi: saturación Inicial promedio (fracción) ßoi: Factor Volumétrico Inicial del petróleo (BY/BN) Fr: Factor de Recuperacion (fracción) 7758: Factor de Conversión Bls/Acre-pie

Ah = Volumen bruto del yacimiento, Ah* Porosidad = Volumen poroso en el yacimiento.Swi = Fracción del volumen poroso ocupado por el agua, 1-Swi = Fracción ocupada por el petróleo. ßoi = Convierte los barriles de yacimiento a barriles normales.

El petróleo original en sitio (N) es:

N: 7758Ah(1-Swi)*Porosidad/ßoi

RFE = N*Fr

Método Probabilístico

Existe método emplea la formula del POES, pero teniendo en cuenta la incertidumbre que existe en la determinación de cada propiedad que interviene en dicha formula. Usando este método, se genera un conjunto de valores del N, los cuales se agrupan en una curva de distribución acumulada de probabilidad (llamado gráfico de expectación) lo cual servirá luego para realizar la clasificación de las reservas de un determinado yacimiento en probadas, probables y posibles.

Este método se usa mucho es áreas poco conocidas donde la información es escasa.

Balance de Materia

Está basada en la ley de la conservación de masa

Masa producida = masa original - masa remanente

La ecuación puede ser aplicada para cada componente de la acumulación (metano, etano, etc.) o se puede aplicar para un componente sencillo (gas) o dos componentes (gas y petróleo). Como generalmente se mide volumen y no masa, la ecuación se expresa en términos de volumen.

Volumen producido = volumen original - volumen remanente

Si la densidad a condiciones estándar de los hidrocarburos producidos no cambia con el tiempo, la conversión de masa a volumen es aceptable. Por lo general es verdad en gases y petróleo negro.

En yacimientos de condensado y petróleo volátil, la densidad cambia con el tiempo y requieren un tratamiento especial.

Curvas de Declinación

Las curvas de declinación son gráficos de tasa de producción vs. Tiempo, generalmente graficadas en papel semilogarítmico y extrapoladas para dar un estimado de producción vs. Tiempo.

No requieren ninguna suposición sobre A,h,f,Sw o Fr porque el único dato requerido es la producción, la cual esta generalmente disponible. Las curvas de declinación son fáciles de analizar y generalmente dan buenos resultados.

Este es uno de los métodos mas comunes de estimación de reservas dado que es simple e introduce la variable tiempo como base.

Simulación de Yacimientos

Se basa en la representación numérica de un yacimiento en un conjunto de bloques, lo cual se llama Modelo del Yacimiento. Cada uno de estos bloques representan físicamente yacimientos individuales, que pueden estar conectados con los bloque vecinos.

A cada uno de esos bloques se les asigna propiedades de roca, fluidos y de la interacción roca fluido. Al modelo se le asignan también la distribución de la presión inicial y de saturación de fluidos, especificando los contactos de fluidos y los valores de presión capilar de cada interfase.

Usando todos estos datos, a través del proceso de inicialización, el simulador calcula la cantidad de fluidos presentes en el modelo.

Utilizando la información histórica de producción de algún fluido (generalmente es el petróleo), el simulador calcula distribuciones de fluidos y de presión a pasos de tiempo especificados por el Ingeniero que realiza la simulación. También se calculan las producciones de fluidos de cada pozo, de regiones y del yacimiento completo y la presión del yacimiento.

Posteriormente, se compara la historia simulada con la real en el yacimiento y algunos pozos clave. Cuando el ajuste de ambos es aceptable, se procede a realizar pronósticos de producción, bajo distintos escenarios de explotación.

Esto permite la determinación de las reservas que se pueden obtener por varios métodos de recuperación primaria y secundaria.