Las reservas de hidrocarburos: son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se puedan recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante. . Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre.
Se clasifican en:
-Reservas Probadas: por la evaluación de datos geológicos y de ingeniería, los volúmenes de hidrocarburos pueden ser estimados, las reservas probadas presentan "razonable certeza", los volúmenes son recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones.
-Reservas Probables: al analizar los datos de geología e ingeniería estos sugieren que los volúmenes estimados son menos ciertos que los probados. Presentan una probabilidad de 50 % de éxito, la cantidad a ser recuperada será igual o mayor a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables.
Reservas Posibles: son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. Debe existir al menos una probabilidad de 10 % de éxito, es decir, de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.
Cálculo de reservas: se refiere a un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos del yacimiento.
Los métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento son:
- Método volumétrico: se basa en calcular el volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca.
- Curvas de declinación de producción : trata sobre la disminución de la tasa de producción en un pozo, se puede observar en yacimientos completos donde en cierto periodo de tiempo mantiene invariable la cantidad de pozos activos y no se hacen mayores cambios en sus condiciones operacionales mecánicas.
- Balance de materiales.
- Simulación de yacimientos: se realiza para determinar el comportamiento del yacimiento en presencia de diversas situaciones. A través de un conjunto de programas de computación que, mediante algoritmos apropiados, resuelve numéricamente las ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene soluciones aproximadas de tales ecuaciones.
Permite predecir el comportamiento del yacimiento por medio de balance de materiales, uno de los métodos utilizados es el método de predicción de Schilthuis:
Para aplicar una predicción es indispensable obtener los siguientes datos: 1) Datos PVT (Bo, Bg, Bw, Rs vs. Tiempo).
2) Historia de producción/inyección (Np, Gp, Wp. Wi vs.t).
3) Comportamiento de presión vs.tiempo.
Se debe considerar lo siguiente: -El yacimiento es volumétrico.
-El yacimiento esta saturado, por lo que no existe capa de gas (m = 0) , por lo tanto (Rsi =Rsb), aqui la presión inicial es igual a la presión de burbujeo. Para el calculo: -Determinar intervalos de presiones. -Asumir un valor de ∆Np/N:
∆Np = Npactual - Npanterior
-Calcular la producción acumulada de petróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción:
-Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.
-Calcular el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
-Calcular la relación gas-petróleo instantánea.
-Se calcula el incremento de producción de gas.
-Determinar la producción de gas acumulada para la presión de interés.
-Se calcula la relación gas-petróleo de producción.
- Si el procedimiento es correcto, debe arrojar valores cercanos ó igual a 1, si no es así se debe continuar tanteando.
La ecuación de balance material usada por los ingenieros de yacimientos esta organizado algebraicamente para estimar el volumen de hidrocarburo presente en el yacimiento combinado con el mecanismo de produccion tomando en cuenta: la ley de la Conservación de la Materia (Schilthuis), se utiliza el método de la ecuación de la línea recta llamado Havlena y Odeh. Por lo tanto, se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
- Debe existir presión uniforme en todo el yacimiento.
- Todos los fluidos presentes están en equilibrio termodinámico (Gas, petróleo y agua).
Terminos:
N: volumen inicial de petróleo a condiciones estándar. (MMSTB).
m (adimensional): relación del volumen de gas inicial en la capa de gas entre el volumen inicial de petróleo +gas disuelto.
Np: petróleo producido, en condiciones estándar. (MMBN). Rp: relación gas – petróleo de producción. (PCN/BN) Nβoi: volumen de petróleo más el gas en solución, que se encuentra en el yacimiento originalmente. (MMbbl).
mNβoi volumen de gas libre en la capa de gas. (MMBY) NRsiβoi volumen de gas disuelto en el petróleo, a condiciones de yacimiento. (MMBY) G volumen total de gas que se encuentra en el yacimiento originalmente. (MMPCN).
G = Gf + Gs
Gf Volumen inicial de gas en la capa de gas (gas libre) a condiciones normales [MMMSCF]
Gs: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo (MMMPCN)
Ecuación general:
Np (βoi+(Rp-Rs)βg) + WpBw = Nβoi [(βo-βoi+(Rsi-Rs)βg)/βoi+m(βg/βgi-1) +(1+m)[(CwSwi+Cf)/(1-Swi)]∆P] + We
1) Método de la línea recta:
1.1) Empuje por gas en solución+Compactación del Volumen poroso. F=N[Eo+Efw]
1.2) Empuje por gas en solución+Capa de gas.
(F-We/Eo)= N+Nm(Eg/Eo)
1.3) Empuje por agua + Gas en solución. (F/Eo)=N+(We/Eo)
Donde F= Vaciamiento.
Indices de Producción
Representan la contribución individual de cada mecanismo de producción, por lo tanto; cada uno indica el porcentaje recuperado de petróleo ya sea por expansión del petróleo y gas en solución (Io), por la expansión del gas en la capa de gas (Ig), por reducción del volumen poroso y expansión del agua connata (Ifw) ó por expansión hidrostática (Iw).
Las características en cuanto a los mecanismo de producción se deben a que una vez perforado el pozo y está listo para producir, sea puesto por una flujo natural del yacimiento teniendo en cuenta diferencias de presión en las tuberías, las propiedades del yacimiento como: presión, temperatura, profundidad, permeabilidad, porosidad, compresibilidad entre otros datos que van a permitir el estudio de la energía del yacimiento y si este es capaz de llevar el petróleo a superficie si es lo contrario se llevara a métodos artificiales de producción para seguir extrayendo el hidrocarburo.
Tipos de Mecanismo de producción:
1) Compresibilidad de la roca y de los fluidos:
Compresibilidad: cambio de volumen por unidad de volumen que sufre una sustancia debido a la variación de la presión a temperatura constante. C= -1/V *(dV/dP)t=ctte. Donde: C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2. V = Volumen a la presión P1. dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2. Unidad:1/psi. El signo negativo corresponde a la conveniencia necesaria para que el valor de la compresibilidad sea positivo al disminuir el volumen producto del incremento mecánico de la presión. 1.1)Compresibilidad de la roca: se debe a la expansión de la roca(granos) a causa de una disminución del espacio poroso interconectado con respecto a el cambio de presión a temperatura constante. Cr:=-1/Vr *(dVr/dP)t=ctte.
1.2) Compresibilidad de los líquidos: cuando se generan cambios de presión no muy grandes para líquidos como disminución de la presión, el líquido presente aumenta su volumen y existe una expansión del líquido. Por lo tanto se asocia a esta ecuación: V=Vi*[1 +C*(Pi-P)], donde: V: vol.a la presión P. Vi: vol. Inicial a la Pi. C: compresibilidad. P: presión. Pi: presión inicial.
1.3) Compresibilidad de los gases: El volumen del gas contenido en el yacimiento se reduce si aumenta la presión, de tal manera que los gases son mucho más compresibles que los líquidos, si se disminuye la presión del gas este va a expandirse y trasladarse al fondo del pozo. El gas depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual es un factor de corrección asociado la ecuación general de los gases ideales: PV=ZnRT, derivándola con respecto a la presión la compresibilidad de los gases se obtiene de la siguiente ecuación: Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)
2) Liberación de gas en solución: para que este mecanismo se origine y no se forme una capa de gas, la presión inicial del yacimiento debe ser igual o mayor a la presión de burbujeo. La cual a medida que disminuye la presión del yacimiento y ésta es menor a la presión de burbujeo, el gas disuelto en el petróleo empieza a expandirse y escapar, generando el empuje del petróleo hacia la superficie. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 por ciento.
3) Empuje por Segregación gravitacional: la condición para que se produzca este mecanismo se debe que la presión del yacimiento debe ser menor a la presión de burbujeo para que se libere el gas que esta disuelto con el petróleo y éste se traslade hacia el tope del yacimiento y el petróleo se desplace hacia el pozo a través de la permeabilidad vertical existente en el reservorio, la segregación se realiza debido a que la fuerza gravitacional es mayor a la fuerza viscosa. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 40a 80 por ciento es el más eficiente en comparación con los otros mecanismos naturales.
4) Empuje por capa de gas: a este tipo de empuje se considera que la presión inicial del yacimiento es exactamente igual a la presión del punto de burbujeo, la cual se genera una capa de gas por encima del petróleo donde la relación de gas-petróleo permanece constante, la cual permite el empuje de este hacia los pozos. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 40a 50por ciento.
5) Empuje hidráulica: este mecanismo es producido por la formación de un acuífero que se encuentra a condiciones de temperatura y presión del yacimiento, la presión inicial va ser mayor a la presión de burbujeo y a medida que se disminuye la presión la fuerza propulsora que es el agua va a desplazar el petróleo hacia los pozos. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta aproximadamente 60 por ciento.
6) Inyección fluidos: cuando el yacimiento ya no es capaz de producir por flujo natural es necesario aplicar este tipo de mecanismo que se basa en la inyección de fluidos de manera continua o alternada en el yacimiento con la finalidad de recuperar el petróleo, ya sea a través de inyección de agua, inyección de gas, inyección de vapor entre otros. Estos métodos son costoso por lo que es necesario considerar factores como la geometría del yacimiento, litología, profundidad del yacimiento, porosidad, permeabilidad, continuidad de la propiedades de la roca, magnitud y distribución de la saturación de los fluidos, propiedades de la roca entre otros, de esta manera saber cual son las condiciones y el comportamiento en que se encuentra el yacimiento.
Para obtener los Parámetros PVT necesitamos un conjunto de análisis que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero, estos permiten estimar las reservas. A continuación les explicaremos los siguientes:
-Factor volumétrico de formación (Bo):
A medida que disminuye la presión aumenta el Bo y estamos una región monofásica, es decir esta en fase liquida, pero al llegar al punto de burbujeo Bo va disminuyendo de igual manera que disminuye la presión por lo tanto estamos en una región bifásica, aquí esta combinada la fase liquida y gaseosa del yacimiento.
Bo=Vol. Petróleo + Gas Disuelto (Cond. P y T deYac.)/Vol. Petróleo (Cond. Stand. 14.7 lpca y 60°F)
Bo= Vy(BY)/Vn(BN)
-Factor volumétrico de formación del gas (Bg):
Cuando disminuye la presión aumenta Bg hasta que llega al punto de burbujeo y Bg se dispara y crece rápidamente al disminuir la presión. Entonces, Bg relaciona el volumen de gas a P y T en el yacimiento con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F).
Bg =0.02827 ZyacTyac (PCY)/ Pyac. (PCN)
Bg= 0.0054 ZyacTyac (BY)/Pyac(PCN)
Bg = Vyac/Vsup
-Factor volumétrico de formación total (Bt):
A medida que disminuye la presión aumenta ligeramente Bt y al llegar al punto de burbujeo Bt aumenta un poco más rápido. Por lo tanto, se define como el volumen que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento.
Bg = Bo + Bg (Rsi-Rs) (Bbl)/(BN)
-Relación gas en solución-petróleo (Rs):
Mientras la presión disminuye la relación gas- petróleo permanece constante y se encuentra en una región monofásica hasta que llegar al punto de burbujeo disminuye el Rs casi directamente proporcional con respecto a la presión y pasa a una región bifásica. De tal manera, el Rs se define como la razón entre el volumen de gas que resulta de la separación en la superficie, medido a condiciones normales, y el volumen de petróleo que resulta también de esta separación en iguales condiciones.
Rs=Vgas disuelto(PCN)/Vpetróleo(BN)
-Relación gas-petróleo de producción (Rp):
A medida que disminuye la presión la Rp permanece constante luego cuando pasa la presión de burbuja sufre una pequeña caída y posteriormente aumenta hasta cierto punto a medida que disminuye ligeramente la Rp con la presión. Por lo tanto, Rp está representada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.
Rp=Vgas producido (PCN)/Vpetróleo (BN).
Rp= (Gas libre+Gas disuelto) PCN/Vpetroleo (BN).
-Liberación instantánea o flash:
Se va modificando la P y T, disminuyendo la presión del petróleo a medida queaumenta el volumen hasta alcanzar el punto de burbujeo (la presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo), el volumen aumenta mas rápido, esto es debido a que todos los gases liberados de la fase liquida permanecieron en equilibrio, de tal manera se mantiene constante la composición total del sistema. Estas son las condiciones favorables para la liberación de gas en superficie, las condiciones en el yacimiento la Sg≤Sgc en la cual Kg=0 por lo tanto el gas no se mueve.
-Liberación diferencial:
A medida que se disminuye la presión se libera gas, esa cantidad de gas se extrae parcial o totalmentedel contacto del petróleo a presión constante, luego si se sigue bajando la presión nos queda solamente el crudo, por lo tanto cambia la composición del sistema. Este proceso se repite varias veces y pareciera que se generan varios puntos de burbujeo, hasta llegar a la presión atmosférica. Las condiciones favorables para la liberación de gas en el yacimiento se tiene que Sg>Sgc por lo tanto Kg>0 permite que el gas libre se mueva.
Diagrama de fases para fluidos en el yacimiento:
fig.1 tomada de las clases de yacimientos I.
En esta figura tenemos la clasificacion de yacimientos de acuerdo a los niveles de temperatura y presion y diagramas de fases:
-Yacimiento de petróleo: 1.Petróleo Volátil(Alto encogimiento): presenta baja gravedad especifica, por lo que se encuentra en una región de dos fases. La fase líquida tiene muy alta ralación de gas disuelto en el petróleo y la fase gas puede producir una cierta cantidad de liquido a condiciones normales. Cuando la presion del yacimiento es menor que el punto de burbujeo existe un alto encogimiento del crudo.
2.Petróleo negro(Bajo encogimiento):conocido también como un sistema de gas disueto y constituye la mayoría de los reservorios de petróleo. Estos se clasifican: 2.1 Subsaturado:la presión esta por encima de la presión de burbujeo. No tiene capa de gas. 2.2Saturado:la presión esta por debajo de la presión de burbujeo. Puede tener capa de gas o puede no tenerla.
-Yacimiento de gas:
1. Gas Condensado: mezcla de gas con líquido disuelto, aquí se encuentra la zona a condición retrograda donde el gas se convierte en líquido de baja densidad a pesar de que la presión va disminuyendo. Hay que evitar entrar en esta zona, debido a que el líquido no se mueve.
2. Gas Seco: toda la mezcla esta en fase de gas a condiciones yacimiento y de superficie por lo tanto no presenta condensación retrograda.
3. Gas Húmedo: la mezcla de hidrocarburo permanece en estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.
