Cálculo de Resevas

El petróleo representa la fuente de energía de mayor uso alrededor del mundo, además de ser un elemento que a lo largo de la historia ha propiciado el impulso necesario para el desarrollo tecnológico en diversidad de campos, debido a su viabilidad para ser empleado en diversas industrias. Su precio, altera en gran medida la estabilidad económica tanto de países productores como de países consumidores (fenómeno evidenciado recientemente). Es por ello, que cada gobierno e industria procura la obtención de un estimado de los volúmenes de hidrocarburo que se poseen listos para la producción, de igual manera, los volúmenes de hidrocarburos que se podrán obtener incrementando las condiciones de recobro de los reservorios disponibles, o explorando para ubicar nuevos reservorios. Estos volúmenes de hidrocarburos requieren de cierta uniformidad internacional en lo referente a cuantificación, para que de esta manera tanto gobiernos como industrias puedan conocer las cantidades de hidrocarburo actuales o futuras que se espera recuperar de diversos yacimientos. A estos volúmenes se les denomina reservas.

Las reservas son volúmenes de petróleo que se consideran recuperables comercialmente, a partir de acumulaciones conocidas. Se les puede clasificar como reservas probadas o no probadas dependiendo de el nivel de incertidumbre presente en su cálculo. Las reservas no probadas poseen menor certeza de ser recuperadas que las probadas, y se sub-dividen a su vez en reservas probables y posibles dependiendo de la incertidumbre presente.

De poseerse información de ingeniería y geología que indica un único valor de reservas, pues entonces el método de estimación de reservas es determinístico. Por otra parte, cuando partiendo de información económica, geológica y de ingeniería, se obtiene un rango amplio de valores de reserva para la obtención de un valor único asociado a probabilidades, pues entonces el método de estimación es probabilístico.

Los valores de reservas son revisados y mejorados progresivamente mientras se amplíen los datos disponibles en lo que a ingeniería y geología se refiere, o cuando se sucedan alteraciones en las condiciones económicas de la producción.

Por la incertidumbre que acarrean, las reservas se pueden clasificar como: probadas, probables o posibles.

Las reservas probadas son volúmenes de petróleo que en base a información geológica y de ingeniería, son estimados con una certeza mayor al 90 % (bajo el empleo del método probabilístico) recuperables comercialmente en base a reservorios conocidos y bajo condiciones económicas actuales (asociado a factores tales como precios del crudo y costos de producción). Toda reserva se asume como probada, si existen pruebas de formación o producción que soporten la producción comercial futura de los pozos del yacimiento.

Las reservas probables son aquellas en las que el análisis de datos indica una mayor incertidumbre que en las probadas, estrictamente, debe existir en base a un modelo probabilístico, una probabilidad del 50% de que el volumen a recuperar sea por lo menos igual a la suma del estimado de reservas probables mas las probadas.

Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas en las que un análisis de datos de ingeniería y geología señala que su certeza a ser recuperadas es menor que las reservas probables. Las probabilidades de éxito son del 10%.

De igual forma, las reservas también se pueden clasificar como: reservas desarrolladas o no desarrolladas.

Las reservas desarrolladas incluyen aquellos volúmenes de hidrocarburo que se espera recuperar de pozos existentes, después de que el equipo de producción ya ha sido instalado y cuando los costos de producción aseguran ganancias.

Las reservas no desarrolladas son aquellas que se esperan recuperar de pozos nuevos de áreas no perforadas, de la profundización de pozos existentes, o de pozos en planes de ser recompletados o donde las condiciones de producción en un dado momento no sean óptimas para la inversión.

Aplicando Balance de Materiales o por curvas de declinación, es posible realizar estimaciones de volúmenes de reservas.

La curva de declinación de producción es una gráfica (Q vs. t) que representa el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo. Permite una estimación dinámica de los valores de reservas, sometido a variantes originadas por características propias del pozo o por factores económicos.

Es importante acotar que la presión de abandono, producto de simulaciones del del agotamiento del yacimiento o a predicciones económicas futuras, van a permitir predecir una tasa de producción mínima (Qmin), que va a representar la tasa hasta donde la explotación de determinado yacimiento es rentable.

A modo de conclusión, se puede evidenciar la gran importancia del conocimiento de las reservas a nivel mundial, ya que partiendo de la idea de que de momento el petróleo representa el combustible que mueve los engranjajes del planeta, de ésta información (las reservas), se puede procurar cierto grado de estabilidad en lo referente a economía, tecnología, transporte, industria y hasta política, gracias a los beneficios que conlleva la compra-venta de éste rubro.

Método de Schilthuis para el cáculo de Np

La puesta en marcha de un proyecto de producción de un yacimiento de hidrocarburos se realiza teniendo como horizonte la generación de beneficios económicos para los participantes en dicho proyecto, es decir, si el precio del crudo para determinado momento no retribuye el gasto en desarrollo para la explotación, del yacimiento, o si los volúmenes de hidrocarburo presentes no son los suficientes como para asegurar una restitución del capital invertido y una posterior ganancia económica, pues en definitiva, el proyecto de explotación de hidrocarburos no se realizará. Es por ello que existe la necesidad de predecir volúmenes de hidrocarburos presentes en el yacimiento, y posibles valores de producción de hidrocarburos.

La ecuación de balance de materiales representa una buena herramienta para predecir valores de producción conociendo los parámetros PVT del yacimiento a diferentes rangos de presión. Pero el uso de ésta ecuación implica que se están generalizando los datos a todo el yacimiento, por lo que la producción va a resultar en un valor con cierto margen de error. Es irreal pensar que dentro de un yacimiento existe la uniformidad. Cada pozo posee datos diferentes, y cada pozo contribuye con un determinado volumen dentro de la producción total del yacimiento. Es por ello que al emplear la Ecuación de Balance de Materiales se debe tomar en cuenta que el valor obtenido por este método arrastra cierta incertidumbre. Es por ello que por lo general, no se emplea para cálculos de reserva.

Para realizar predicciones de predicción con mayor certeza tenemos los siguientes métodos:

• Método de Tarner.
• Método de Pirson.
• Método de Muskat.
• Método de Tracy.
• Método de Schilthuis.

La presente publicación se centrará en el estudio del método de Schilthuis, consideraciones, datos requeridos para su uso y procedimientos a seguir para su aplicación. Información aportada por la clase sobre el tema del profesor Ángel Da Silva.

Las consideraciones necesarias para aplicar el método de Schilthuis son:

• El yacimiento debe ser volumétrico.
• El yacimiento ésta saturado y posee una presión igual a la de burbuja (no hay capa de gas y Rsi=Rsb).
• Para yacimientos donde existe empuje por gas disuelto, empuje hidráulico y empuje por capa de gas.

Los datos requeridos para el emplear el método son :

• Para cada paso de presión se deben tener valores de las propiedades de los fluidos como: Bo, Bg, Rs, uo y ug.
• Se debe conocer la presión inicial y la temperatura del yacimiento.
• POES a condiciones normales.
• Saturación de agua.
• Relación de permeabilidad (Kg/Ko) en función de la saturación de líquido.

Para predecir volúmenes de producción se debe seguir la siguiente serie de pasos:

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones con las que se va a trabajar.
2. Se debe sumir un valor d e ΔNp/N.
3. Calcular la producción acumulada de crudo Np/N sumando todos los incrementos de producción:
   
   
   
   
4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.
   
   
   
   
5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
6. Calcular la relación gas-petróleo instantánea.
   
   
   
   
7. Calcular el incremento de producción de gas.
   
   
   
   
8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión deseada.
   
   
   
   
9. Calcular la relación gas-petróleo de producción Rp.
   
   
   
   
10. Conociendo los valores de Rp y Np/N calcule la siguiente ecuación:
    
    
    
    

Si el valor obtenido es igual a 1 (entre 0,99 y 1,01) el procedimiento se ha realizado de manera correcta y se puede proceder con el siguiente paso de presión de lo contrario se debe asumir un nuevo valor deΔNp/N y volver a repetir todo el proceso desde el paso 2.

Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo

Como bien fue presentado en la pasada publicación, el vaciamiento de un yacimiento de petróleo representa la expansión de los fluidos presentes en él, así como la reducción del volumen poroso de la matriz de roca y el aporte del influjo de acuíferos presentes en el yacimiento.

En la presente, me dedicaré a profundizar un poco más en lo correspondiente a la Ecuación de Balance de Materiales y la representación de los elementos que la conforman.

1. Vaciamiento.
   
   
2. Expansión del petróleo y gas en solución.
   
   
3. Expansión del gas de la capa de gas.
   
   
4. Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.
   
   
5. Influjo de agua.

La ecuación de balance de materiales, dependiendo de las condiciones del yacimiento, puede poseer la siguiente estructura:

1. Si el empuje lo realiza únicamente el petróleo y la presión del yacimiento es mayor a la presión de burbujeo.
   
   
2. Empuje por el gas disuelto (sin capa de gas) y con presión de yacimiento menor a las presión de burbujeo.
   
   
3. Empuje por gas en solución con presencia de capa de gas y presión de yacimiento menor a la presión de burbujeo.
   
   
   

Es posible hacer predicciones sobre ciertos datos característicos a un estudio de balance de materiales como lo son el valor de m, N, We, entre otros, todo con el manejo de una tabla da datos de un yacimiento y el buen empleo de la ecuación de balance de materiales. Eso es lo que plantea el Método de la línea recta (Havlena-Odeh), se grafica un determinado grupo de variables obteniendose así un valor arrojado por la pendiente de la recta obtenida, o por el punto de corte con el eje y, dependiendo de la variante del método:

1. Método de la línea recta sin capa de gas.
   
   
2. Capa de gas.
   
   
3. Acuífero.
   
   
   
   

Índices de producción

Los índices de producción indican el aporte de cada uno de los mecanismos de producción a la producción total del yacimiento. Representa una relación fraccionaria donde la suma de los aportes de cada mecanismo de producción (expansión del petróleo, gas o agua connata) es igual a uno.