Métodos para el Cálculo de Reservas

Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.

El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

  • Métodos Determinísticos: Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso especifico
  • Método Volumétrico: Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original en Sitio (POES, GOES Y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluídos.El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método

PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO

  • Cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES):El petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

  • Cálculo del Gas en Solución Original en Sitio (GOES):El gas en Solución Original en Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Original (Rsi):

GOES= POES*Rsi

  • Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES):El gas original en Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:GAS NO ASOCIADO

El gas No Asociado Originalmente en Sitio se obtiene mediante la relación:

Para el Cálculo de Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición,gravedad específica, etc).

CONDENSADO

Cálculo del Gas Condensado Original en Sitio (GCOES):La cantidad de Gas Condensado Original en Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:

  • Cálculo de Gas Seco Original En Sitio:El Gas Seco Original en Sitio, provenientedel Gas Condensado se calcula mediante la siguiente ecuación:

GSOES=GCOES*Fg

  • Cálculo de los Líquidos del Gas Condensado Original en Sitio (COES)

COES=GCOES*(1-Fg)*1/Rgci

  • Cálculos por Curvas de Comportamiento de Producción

Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnostico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.

  • Cálculo por Balance de Materiales

Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el Método Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de loa fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo recuperable.

  • Cálculo por Simulación Numérica

Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del yacimiento en un número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este método requiere de una buena definición geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos.


Referencias:
  • Manual Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos.(Ministerio de Energía y Petróleo).

Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

Factores de recuperación

Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación. El Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables, entre las que destacan: - Grado de heterogeneidad y anisotropía de las propiedades de la roca. - Propiedades Físico-Químicas de los fluidos. -Tipo de empuje predominante en el yacimiento. - Proceso de Explotación: declinación natural, recuperación secundaria, recuperación mejorada, etc. - Ritmo de extracción. Algunos yacimientos son muy sensibles al ritmo de extracción. -Número de pozos y su localización. Cómo establecer el factor de recuperación: - Mediante expresiones matemáticas o estadísticas. - Mediante curvas de declinación. - Con Ecuaciones de Balance Materia. - Por Simul...
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu...
Leer más