estimacion de reservas

Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco

FACULTAD DE INGENIERÍA

JUAN LUIS DE LA CRUZ FERIA

RESERVAS PROBADAS

Se considera reservas probadas al volumen de hidrocarburos contenido 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.

Las reservas probadas son las que suministran la producción y financieramente soportan los proyectos de inversión, constituyen el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosfericas, las cuales por analisis de datos geológicos y de ingeniería se estima, con razonable certidumbre, que seran comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, metodos operacionales y regulaciones gubernamentales..., si se emplea un metodo probabilista, ... la probabilidad de recuperación de la cantidad estimada sera de 90 por ciento o mas. Un requerimiento importante para clasificar a las reservas como probadas es asegurar que las instalaciones para su comercialización existan, o que se tenga la certeza de que seran instaladas. El volumen considerado como probado incluye aquel delimitado por la perforación y por los contactos de fluidos. Ademas, incluye las porciones no perforadas del yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadas como comercialmente productoras, de acuerdo con la información de geología e ingeniería disponibles.

METODOS PARA ESTIMAR RESERVAS DE HIDROCARBUROS

El método de balance de materiales para un campo de aceite utiliza una ecuación que relaciona el volumen de aceite, el agua y el gas que ha sido producido a partir de un depósito y el cambio en la presión del yacimiento para calcular el aceite restante. Se supone que, como se producen los fluidos desde el depósito, no habrá un cambio en la presión del depósito que depende del volumen restante de petróleo y gas. El método requiere un análisis de presión-volumen-temperatura y una extensa historia exacta de la presión del campo. Se requiere un poco de producción que se produzca, a menos que la historia fiable de la presión se puede utilizar a partir de un campo con las características del fluido roca y similares.




Ecuación de Balance de Materia (EBM):

Donde,

• N = Petróleo original en el sitio, BS

• Np = Petróleo acumulado producido, BS

• Bo = Factor volumetrico del petróleo a la presión actual, BY/BS

• Rp = Relación gas petróleo acumulada, PCS/BS

• Rs = Relación gas en solución petróleo a la presión actual, PCS/BS

• Bg = Factor volumetrico del gas a la presión actual, BY/PCS

• We = Volumen de agua proveniente de un acuífero, que ha entrado al yacimiento y se ha acumulado, BS

• BW = Factor volumetrico del agua e la formación, BY/BS

• Wp = volumen acumulado de agua que ha sido producida del acuífero, BS

• m = Relación entre el volumen de gas de la capa de gas y el volumen de petróleo

• Giny = Volumen acumulado de gas inyectado, PCS

• Biny = Factor volumétrico del gas inyectado en la formación, BY/PCS

• Winy = Volumen acumulado de agua inyectada, BS

• Boi = Factor volumetrico del petróleo a las condiciones iniciales, BY/BS

• RSi = Solubilidad del gas a la presión inicial, PCS/BS

• Bgi = Factor volumetrico del gas en la formación a la presión inicial, BY/PCS




METODO VOLUMETRICO:

Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).

Métodos volumétricos tratan de determinar la cantidad de aceite en su lugar mediante el uso de el tamaño del depósito, así como las propiedades físicas de sus rocas y fluidos. A continuación, se supone un factor de recuperación, utilizando hipótesis de los campos con características similares. OIP se multiplica por el factor de recuperación para llegar a un número de reserva. Los factores de recuperación actuales yacimientos de petróleo de todo el mundo suelen oscilar entre 10 y 60 por ciento, algunos son más del 80 por ciento. La amplia variación se debe en gran parte a la diversidad de características del fluido y el depósito para diferentes depósitos. El método es más útil temprano en la vida del depósito, antes de que se ha producido una producción significativa.

El Método volumétrico depende de ciertos parámetros del yacimiento como:

Volumen de la roca contenedora

Porosidad de la roca yacimiento

Saturación de los fluidos

El volumen de roca es de gran importancia, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos caracteristicas importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.




Método de curvas de declinación de producciónEl método de curvas de declinación utiliza los datos de producción para ajustarse a una curva de descenso y estimar la producción futura de petróleo. Las tres formas más comunes de curvas de declinación son exponenciales, hiperbólicas y armónico. Se supone que la producción se reducirá en una curva razonablemente suave, y por lo derechos de emisión deben ser hechas para los pozos cerrados y en las restricciones de producción. La curva se puede expresar matemáticamente o representa en una gráfica para estimar la producción futura. Tiene la ventaja de incluir todas las características del yacimiento. Se requiere una historia suficiente para establecer una tendencia estadísticamente significativa, idealmente cuando la producción no se ve limitado por las condiciones artificiales reguladoras u otras.

Método Determinístico:

Es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológica, 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 se ha utilizado para certificar las reservas de hidrocarburos de nuestro país. Las estimaciones de las reservas que se realizan por este método son: Petróleo original en sitio (POES), Gas original en sitio (GOES), Gas condensado original en sitio (GCOES)

Método Probabilístico

Es cuando se emplea la información geológica, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología 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 de analogías

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.

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