CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS

Transcripción

1 YACIMIENTOS DE GAS Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS Yacimientos de gas seco.- Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén esta representado por el punto d en la figura N Yacimientos de Gas Húmedo.- Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto se muestra en la figura Yacimiento de gas condensado.- Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Este proceso se explica de una manera mas detallada

2 METODO DE CÁLCULO DE RESERVAS Reservas de gas por el método Volumétrico. Podríamos decir que este es uno de los métodos mas usados en campos nuevos donde casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros) La extensión geométrica se representa generalmente por mapas de campo junto a las curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal que se pueda visualizar la estructura, relieve o espesor del yacimiento para los cálculos del volumen poroso existen dos clases de mapas isópacos y mapas isovolumétricos el mapa isopaco, como su mismo nombre lo indica es un mapa que representa las líneas de igual espesor de la zona neta productiva H, sin embargo esta representación no permite tener una idea exacta del volumen del yacimiento para la acumulaciones de gas debido a las posibles variaciones en la porosidad entre los posos. El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente. El gas del yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye el volumen poroso disponible para el gas también puede cambiar por la intrusión de agua en el yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas esta relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia, la saturación promedia por el agua ingnata El gas insitu en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y El gas insitu es en pies cúbicos y se calcula mediante.

3 Donde: G = X A X H X % (1-SW) 1 Bgi G = Gas inicial del reservorio =..Factor de conversión de acres a pies cúbicos A = Área del reservorio en acres H = Espesor de arenas netas del reservorio % = porosidad de la roca reservorio. Swi = saturación de agua ingnata Bgi. = factor volumétrico inicial del gas. El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera: los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión Bgi = PbxT Xz P x Tbx Zb P = Presión de reservorio Pb = Presion base T = Temperatura de reservorio Tb = Temperatura base Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie Si Bgi esta en bbl/ scf entonces la ecuación seria: G = 7758 XA X H X% ( 1-Swi) 1 Bgi La ecuación volumétrica como dijimos anteriormente es aplicable acampos nuevos antes que cantidades de gas sean producidas para causar una caída de presión en el reservorio. Si se tiene datos buenos la ecuación volumétrica se tornara confiable

4 Para un reservorio natural volumétrico ( sin acuífero, ni producción de agua ) el gas producido o acumulado una presión determinada es la diferencia entre las estimaciones volumétricas de gas en el reservorio a condiciones iniciales y a condiciones de presiones subsecuentes Gp = X A X H % ( 1-SW ) ( 1-1 ) Bgi Bg Si el factor volumétrico de formación Bga a la presión de abandono asumida sustituye a Bg la siguiente ecuación nos da el gas producido a la presión de abandono o el gas recuperable En el reservorio a condiciones originales. Otra de las aplicaciones es calcular el gas insitu el reservorio y multiplícalo por el factor de recuperación el factor de recuperación de un reservorio de gas es primeramente función de la presión de abandono, y la permeabilidad La presión de abandono depende de muchos factores Precio del gas Índice de productividad de los pozos Tamaño de campo Ubicación con respecto al mercado Tipo de mercado Si compramos un reservorio con empuje hidrostático estos reservorios tienen bajo factor de recuperación comparado con un reservorio volumétrico por causa de la alta presión de abandono por invasión del acuífero a pozos productores Para los reservorios volumétricos el principal factor que gobierna la eficiencia de la recuperación es la presión de abandono este factor esta expresado: Bga = 100( Bg-Bgi) Bga = 100(1- Bgi ) Bga = 100(1- Pa Zi) PiZa Los reservorios de alto empuje por agua la recuperación esta al rededor del 50%-60% comparado con el 70% - 80% de los volumétricos

5 Método de Balance de Materiales.Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que: Es la aplicación de la ley de conservación de la materia a la producción de fluidos de un reservorio. Balance entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie). Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1, T1). Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio. La ecuación de balance de materiales se usa para : Determinación del petróleo Original In situ ( POIS ) y del Gas Original In situ (GOIS ). Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio ( acumulada de producción versus presión ) Determinar la inferencia de agua También se pueden cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio. = Masa de Gas + Masa de Masa Final Inicial en el Yacimiento Gas remanente Podemos hacer balance de materiales con un compuesto definido del gas y por ende podemos realizar un balance de materiales en términos de moles de este compuesto. NP = Ni Nf Np = numero de moles producidos Ni = numero de moles iniciales Nf =.numero de moles finales Es necesario determinar que el termino final denota una etapa posterior de producción y no una etapa de abandono necesariamente Se da que una presión final se a producido un volumen final de gas, y este volumen producido es remplazado por agua entonces existe una intrusión We En pies cúbicos de agua en el yacimiento y se producirán Wp de agua en superficie esto seria: VI = Vi ( We Bw x Wp )

6 Donde: Bg = Es el factor volumétrico del agua que esta dado en barriles de agua en el yacimiento por barril de agua en superficie. Vi y Vf = Es solo el espacio poroso solo disponible para gas Lo podemos expresar utilizando sus equivalentes como son la ley de los gases Pcs.Gp = Pi.Vi - Pf(Vi We + Bw x Wp ) Tcs ZiT Zf. T Los yacimientos volumétricos crecen de intrusión de agua y su producción de agua es generalmente insignificante de esta forma la ecuación quedaría: Pcs.Gp = Pi.Vi - PfVi Tcs ZiT Zf T Para valores establecidos Psc y Tcs y para Zi y Vi estos en yacimientos volumétrico son fijos puede expresarse de la siguiente forma Gp = b m (p/z). m = Vi Tsc Pcs.T b= Vi.Pf.Tcs Zi.Psc.T Esta ecuación indica que para un yacimiento volumétrico de gas la acumulación productiva de gas Gp y la razón dela presión corregida (P/Z) es una línea recta de pendiente negativa m Si expresamos la ecuación Nº en función al factor volumétrico del gas Bg tendríamos :

7 Volumen inicial =Volumen final G.Bgi = (G-Gp)Bg +(We-Wp)Bw Ordenando esta ecuación se obtiene una ecuación de balance de materiales para gas seco Si no existiera intrusión de agua : G( Bg Bgi) = Gp.Bg+(We-Wp)Bw Gp = Gi ( 1- Bgi) Bg Bg = ( Pi) (Z) Bgi Zi P Gp = G ( 1-( Pi) (Z) Zi P P Z Pi = (1 Zi Gp ) G La ecuación 2 sugiere que en un grafico lineal de Gp versus P / Z, se puede obtener el valor de G, cuando P/Z sea cero.ver figura Nº

8 METODO P/Z.- La ecuación de balance de materiales para reservorios volumétricos puede ser escrita de la siguiente manera: P Z PbTGp = ZbTbVi Pi Zi Así un grafico de P/Z Vs Gp será una línea recta para un reservorio de gas volumétrico será una línea recta la intersección de P/Z = 0, es el gas en el reservorio ZbTbViPi G = PbTZi FACTORES GEOLÓGICOS QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD.- Algunos factores que se cree que afectan la permeabilidad Son: El tamaño de las rocas acumulación La textura de la roca acumulación La presencia de arcillas Porosidad permeabilidad y textura.- La porosidad es independiente del tamaño del grano, al contrario de la permeabilidad que desciende con el tamaño de los granos además tanto la porosidad como la permeabilidad son dependientes de la selección de los granos en un depósito. También otro parámetro textural es la fábrica, es decir el modo en que los granos se colocan se debe entonces considerar el empaquetamiento y la orientación. El empaquetamiento depende sobre todo de los procesos postdeposicionales. La orientación tiene un papel muy importante en la permeabilidad

9 5.2.- INTERPRETACIÓN DE LOS PERFILES DE LOS POZOS.- El objetivo es de obtener datos de ingeniería igual y de mayor validez que el los obtenidos en el análisis de de cores, sin embargo ambas técnicas se consideran complementarias casi todas las propiedades de la rocas de acumulación se reflejan en los perfiles eléctricos pero para algunos casos no se debe esperar gran exactitud a menos que las condiciones de pozo y de la roca sean favorables. Una interpretación completa de los perfiles eléctricos implica obtener la siguiente información del yacimiento. Litología de la formaciones Porosidad efectiva del yacimiento Saturación de fluidos del yacimiento Permeabilidad de las rocas acumulación Espesor de la zona neta productiva Recuperación y productividad de los fluidos LITOLOGÍA DE LAS FORMACIONES POR TOMA DE REGISTROS.- la determinación litológica implica la localización e identificación de las formaciones geológicas atravesadas por el pozo y especialmente y en particular las zonas porosas, también se determina el espesor de las diferentes formaciones.para al interpretación efectiva y agustada a de un perfil eléctrico implica una complementación de diferentes registros, entonces se puede decir de una manera general que un registro de SP trabaja con un registro de GR (Registros de litología ), estos se relaciona con un registro de resistividad, registros Neutrónico y Densidad, registros de temperatura (registros sensibles al contenido de fluido acumulado en las diferentes formaciones ).Podemos decir que todos los métodos empleados en la interpretación de registros son empíricos como por ejemplo INTERPRETACIÓN EMPÍRICA DE LA CURVA SP.- La información suministrado por la curva SP se mide con relación a la llamada base de lutitas, la línea de lutitas no es constante en un pozo en realidad se puede, observar unas deflexiones cuando se pasa por formaciones de aguas dulces o por formaciones con aguas saladas o cuando se atraviesa una discordancia geológica.las deflexiones de la SP básicamente son mediciones de resistividad del filtrado del lodo con las rocas. El diámetro del pozo y de la zona invadida pueden afectar a la magnitud de las crestas de la curva SP. Los valores positivos y negativos que pueda presentar en los datos de la curva SP son consecuencia de los fluidos de perforación y el agua de formación,se puede entonces determinar que las formaciones que contienen aguas dulces las deflexiones son positivas y en formaciones que contienen aguas saladas son negativas.es necesario señalar que una prominencia o cresta el la curva SP es un indicador (no es una medida) de existencia de porosidad en la formación según la experiencia de trabajo de campo se pude señalar la línea de base de areniscas la cual tampoco es continua en un pozo existen discordancias en la curva SP y esto es indicador de la limpieza de las arenas, también de la buena porosidad que existe en ese sector de discordancia negativa y acumulaciones de fluidos.

10 INTERPRETACIÓN EMPÍRICA DE LAS CURVAS DE RESISTIVIDAD.- Mostraremos algunas reglas que se pueden usar para la interpretación litológica de las curvas de resistividad. La resistividad baja ante una cresta bien definida en el SP indica una formación porosa con fluido conductivo, generalmente agua innata, la formación por la que atraviesa puede presentar, arenas calizas o dolomitas porosas, la resistividad en zonas porosas varia considerablemente por la presencia de fluidos no conductivos que saturan la roca (gas o petróleo) Una alta resistividad no siempre es lo que espera, también puede representar rocas muy compactadas o densas que no contienen agua ni porosidad, por eso son conductoras deficientes unas de las características de rocas porosas y no permeables siempre exciben una saturación alta sea cual fuere el fluido que contengan, estas pueden ser lava interastitrificada formaciones sedimentarias DEFINICIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS.- Estructura de los Yacimientos y Rocas Acumulación.- Para poder definir un yacimiento se ha creído conveniente primero clasificarlos de acuerdo a: a) Su origen composición mineral y textura b) A la configuración de las trampas geológicas a).- Origen composición mineral y textura.- Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. Las rocas sedimentarias que contiene hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son: Detríticas y químicas. los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias lo que ocurre por un proceso de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca de sedimentación y precipitación selectiva en tiempo y lugar se depositan arenas y lutitas. Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas. Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y genético, debe saberse de que esta compuesto el sedimento, como se formo, como se acumulo el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este recurso

11 Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral esta directamente relacionada con a estructura y textura predominante con un determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburifero. Yacimientos granulares.- Yacimientos de calizas y dolomitas.- Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas se forman en zonas poco profundas del mar, mas conocidas como los arrecifes las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a lixiviación química. las calizas ya consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura muchas veces por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la movilización de los fluidos, aguas meteóricas estos movimientos producen una agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aun de cavernas de clase muy irregular no siendo uniforme a lo largo del yacimiento. Yacimientos de lutita.- Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de formación orogénica. Yacimientos de evaporitas.- (Sal, Ahidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de aguas, lo que produce drusas y canales no obstante, los yacimientos de ahidrita son poco frecuentes. Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas.- El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósito Pudo haber pasado el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debe haber llegado allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron. Las rocas ígneas inicialmente una porosidad efectiva después de determinar los mineralógicos y en que lugares se favorece la acumulación de hidrocarburos que resulten comerciales y partiendo desde el centro de

12 sedimentación. clasificaremos ahora a los yacimientos de acuerdo a la acumulación de hidrocarburos : YACIMIENTOS DE GAS.- Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS.- Yacimientos de gas seco.- Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén esta representado por el punto d en la figura N Yacimientos de Gas Húmedo.- Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto se muestra en la figura Yacimiento de gas condensado.- Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Este proceso se explica de una manera mas detallada

13 RESERVAS DEFINICION Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido existe como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial. A diferencia de los petróleos saturados o los de condensado, en un reservorio de gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la presión En un reservorio de gas húmedo la producción total de gas es la suma de la producción de gas en el separador y la producción de líquidos equivalente en vapor. RESERVAS DE GAS Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia. GAS NO ASOCIADO es gas libre que no esta en contacto con petróleo en el reservorio. GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petróleo en el reservorio. GAS DISUELTO es gas en solución con petróleo en el reservorio Definiciones Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método mas frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación.

14 Los estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de gas mantenidos en inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por procesamiento. Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, Reservas Probadas Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas. Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que se considera un alto grado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado. El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones requeridos en el reporte de reservas. fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas. Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, si cumplen: (1) Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo, (2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo, (3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y (4) Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente

15 continua y contiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a los offsets directos. Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos establecidos de recuperación mejorada, son incluidos en la clasificación de probadas cuando: (1) La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa instalado en el mismo o en un reservorio análogo con similares propiedades de roca y fluido, proporcionan soporte para el análisis sobre el cual esta basado el proyecto, y, (2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado. Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen todavía que ser establecidos a través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidos en la clasificación de probadas solo: (1) Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio similar que es: (a) Un piloto representativo, o (b) Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre el cual esta basado el proyecto, y (2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado. En resumen son volúmenes de hidrocarburos evaluados acondiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales que se estiman serán comercialmente recuperables en una fecha especifica con una certidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas gubernamentales establecidas, y que han sido identificados por medio de análisis y información geológica y de ingeniería. Reservas no probadas Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles. Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles. Reservas probables Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables. En general, las reservas probables pueden incluir: (1) Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas, (2) Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y

16 que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área, (3) Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado, (4) Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa, cuando (a) Un proyecto o piloto que esta planeado pero no en operación, y (b) Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una aplicación comercial, (5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas alta que el área probada., (6) Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento, cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en reservorios análogos, y (7) Reservas increméntales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas. Reservas posibles Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles. En general, las reservas posibles pueden incluir : (1) Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada como probable, (2) Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales., (3) Reservas increméntales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica, (4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando (a) Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación, y (b) Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto será comercial, y (5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugieren que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas,probables mas las posibles tendrán al menos una probabilidad del 10% de que las cantidades realmente recaudadas sean iguales o mayores Categorías de Reservas por Status

17 Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de producción y desarrollo. Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Las reservas por recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son realtivamente menores. Las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en producción y en no-producción. (.) En producción: Las reservas sub-categorizadas como "En producción" se espera sean recuperadas de intervalos completados que están abiertos y produciendo en la fecha del estimado. Las reservas por recuperación mejorada son consideradas "En producción" solo después que el proyecto de recuperación mejorada esta en operación. (.) En no-producción: Las reservas sub-categorizadas cono "En no-producción" incluyen las taponadas o cerradas (shut-in) y detrás del casing (behind-pipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados de (1) intervalos de completación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han iniciado a producir, (2) pozos que fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a oleoductos, o (3) pozos no capaces de producir por razones mecánicas. Las reservas detrás del casing (behind-pipe) se espera sean recuperadas de zonas en pozos existentes, que requerirán trabajos de completación adicional o futura re-completación antes de iniciar a producir. Reservas no desarrolladas: Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas: (1) de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, (2) de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o (3) donde se requiera un relativo alto gasto para (a) re-completar un pozo existente o (b) instalar facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación primaria o mejorada. Por gas en solución El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible. La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el

18 CARACTERÍSTICAS Presión del Reservorio GOR de superficie Producción de agua Comportamiento del pozo Recuperación esperada RESERVORIOS DE GAS DISUELTO TENDENCIA Declina rápida y continuamente Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y después cae Ninguna Requiere bombeo desde etapa inicial 5 al 30 % del OOIP GOR observa do en los pozos. El mecanis mo principa l se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.la eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación. Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

19 POR EMPUJE POR AGUA En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a: (a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio. (b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan: (a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. (b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados. Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son: (a) El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua. (b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md). (c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa. (d) El método de balance de materiales es el mejor indicador. Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de Dykstra-Parsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y Fetkovich. RESERVORIOS DE IMPULSION POR AGUA CARACTERÍSTICAS Presión del Reservorio GOR de superficie Producción de agua Comportamiento del pozo Recuperación esperada TENDENCIA Permanece alta Permanece bajo. Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables. Fluye hasta que la producción de agua es excesiva. 10 al 70 % del OOIP

20 POR CAPA DE GAS Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere mas petróleo son: (a) Baja viscosidad del petróleo. (b) Alta gravedad API del petróleo (c) Alta permeabilidad de la formación (d) Altorelieve estructural. (e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas. La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales. POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80%. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: (a) Variaciones del GOR con la estructura. (b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo. (c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

21 EMPUJE POR COMPACTACIÓN En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: (a) Variaciones del GOR con la estructura. (c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

22 CATEGORÍA DE RESERVAS POR ESTATUS RESERVAS ORIGINALES (Recursos Económicos) Reservas Probadas Originales Reservas No Probadas Producción acumulada Reservas Probadas Reservas probables Reservas Posibles Desarrolladas No Desarrolladas