Las reservas son cantidades de petróleo que
se considera pueden se 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.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 petróleo 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, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evoluciona.
Reservas Probadas
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.En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:(1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y
(2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO – lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario.Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la 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 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:(2.1) 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
(2.2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.
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 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 incrementales 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 trabaje con 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 incrementales 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.Categorías de Reservas por StatusLas categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de producción y desarrollo.
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.
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https://www.oilproduction.net/01reservorios-definicionreservas.htm
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Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE) Inc., and the Executive Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.
Utilización de pozos con secciones horizontales
LA COMUNIDAD PETROLERA
Yacimientos de Hidrocarburos. Tomo IV.Efrain E. Barberii y Martín Essenfeld.
A continuación se consideran brevemente casos en los cuales la utilización de pozos con secciones horizontales tiene la mayor aplicabilidad. Se notará que, en casi todos estos casos, se sugiere la evaluación por medio de simuladores. Esto se hace porque el problema del flujo de hidrocarburos del yacimiento a secciones horizontales es más complejo que el flujo correspondiente en pozos verticales y, aparte de las simulaciones, no hay realmente otra forma acertada y confiable de evaluar comparativamente el comportamiento de estos dos tipos de pozos.
Secciones Horizontales en la Producción de Yacimientos Convencionales de petróleo.
Los yacimientos convencionales abarcan o corresponden a aquellos cuyas condiciones y propiedades NO presentan anormalidades que ocasionan dificultades o inconvenientes en la producción del petróleo en sitio. Por lo tanto, en este caso, la utilidad de las secciones horizontales se limita básicamente a la aceleración de la producción. Para evaluar este último, hay que evaluar la longitud más conveniente del horizontal y simular su agotamiento. Luego, se determina el número de pozos verticales que ese horizontal reemplaza y se simula también el agotamiento de los verticales. Un análisis comparativo de los resultados completa la evaluación y permite determinar cuál alternativa es más conveniente.
Secciones horizontales en la producción primaria en frio de yacimientos de crudo pesado.
Las acumulaciones importantes de crudo pesado y viscoso generalmente ocurren a poca profundidad y en arenas o areniscas de alta porosidad y permeabilidad. Por otra parte, la muy alta viscosidad de crudo se debe a la combinación de su composición y la baja temperatura del yacimiento por la profundidad somera.
Ambos factores inciden negativamente en la productividad, dándose que, en general, el índice de productividad resulta bastante menor que 1 B/D/lppc. Obviamente, a ese nivel de productividad y recordando que la presión inicial es baja debido a la profundidad, los pozos verticales pueden resultar sin atractivo económico o alrededor de tal clasificación. Por lo tanto, la utilidad de los pozos con secciones horizontales está en la mayor productividad que pueden dar. Aunque la mayor productividad ya se ha conseguido en la práctica con secciones horizontales de longitud mediana, el éxito no ha sido completo porque no siempre ha sido posible producir tales secciones en forma eficiente.
Se recordará que, para las acumulaciones en consideración por bombeo desde un comienzo y después de muchos años de experiencia, mayormente con verticales, se ha comprobado cuales tres métodos de bombeo son los más adecuados: bombeo electrosumergible cuando la productividad es relativamente alta; bombeo mecánico convencional en casos de productividad mediana; bombeo de cavidad progresiva para productividad baja.
Sin embargo, en el caso de pozos con secciones horizontales, estos métodos pueden fallar en bajar el nivel dinámico lo suficiente, para así aprovechar toda la productividad presente.
Por lo tanto, la justificación para construir pozos con secciones horizontales para aumentar los caudales de producción de yacimientos de crudos pesados y viscosos, se debe tomar muy en cuenta lo requerido para que el bombeo resulte eficiente. De otra forma, la productividad que se espera de la sección horizontal, se puede perder por el bombeo ineficiente.
Secciones horizontales en la producción térmica de yacimientos de crudos pesados.
El uso de pozos con secciones horizontales en los procesos de extracción térmica ocurre bajo varias configuraciones que se describen brevemente a continuación.-
Inyección continúa de vapor con un pozo vertical ubicado encima de un productor horizontal.
Normalmente el inyector vertical está cañoneado en el tope del estrato productor mientras que la sección horizontal está ubicada en base de dicho estrato. Cuando se inicia la inyección continúa de vapor, se forma una cámara alrededor del inyector vertical, la cual está desprovista de mayor parte del petróleo que contenía y se encuentra saturada mayormente por vapor. Hacia la interface en la zona de vapor y la de petróleo, parte del vapor se condensa y, además, el petróleo en la cercanía de dicha interfase se calienta por conducción, su viscosidad se reduce apreciablemente y se hace mucho más móvil. Esto, ante la significativa diferencia en densidad entre el vapor y el petróleo calentado, hace que este último drene hacia el productor donde se produce conjuntamente con el condensado de vapor que provienen de la interfase.Este método tienen la desventaja que, en la etapa inicial, la cámara de vapor que se forma tiene que seguir creciendo a lo largo del horizonte al igual que lateralmente. Inicialmente entonces, sólo parte de la longitud del horizonte es activa, aunque esta parte activa va aumentando con el tiempo. Si se deseara mayor caudal inicial, habría que agregar inyectores encima y a lo largo del productor del productor horizontal.En una variante de este método, debajo del intervalo cañoneado del inyector vertical hay un adedamiento caliente que se extiende hasta las cercanías del horizontal. Por adedamiento caliente se entiende aquella parte no cañoneada de un pozo que se calienta por recirculación de vapor pero que transmite calor por conducción al estrato productor y no por inyección de vapor. Estos dedos calientes pueden ser verticales u horizontales. En este caso se aplica más bien a un bitumen que a un petróleo pesado, el dedo caliente vertical transmite calor a la parte del estrato productor que se encuentra entre el inyector y el productor, lo cual reduce la viscosidad en dicha parte y origina un cambio de comunicación vertical, el cual permite que el flujo momience hacia el pozo horizontal.Inyección continua de vapor por un pozo vertical y producción por otro vertical con adedamiento caliente horizontal entre los dos.Normalmente, el inyector vertical y el productor vertical están cañoneados hacia la base del horizonte productor. El adedamiento caliente también se ubica hacia esa base. Luego de iniciar la inyección de vapor ocurre la presencia de la cámara alrededor del inyector, en este caso de geometría lateral hacia el productor, hay poca tendencia al flujo en esa dirección. La función entonces de adedamiento caliente horizontal es proveer un camino de comunicación lateral: calentando el crudo a lo largo de la distancia entre el productor e inyector, reduciendo la viscosidad y aumentando su movilidad
Inyección continua de vapor por un pozo horizontal ubicado encima de y paralelo a un productor horizontal.
Este proceso, también conocido como Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor de Agua, DGAVA, es el que ha recibido mayor aceptación. En su forma más típica, consta de un productor horizontal ubicado hacia la base del estrato productor y una inyección horizontal paralelo por encima del productor. Cuando se inicia la inyección continua de vapor, se forma una cámara alrededor del inyector, la cual está desprovista de la mayor parte del petróleo que contenía y ahora se encuentra saturada principalmente por vapor. Hacia la interfase entre la zona de vapor y la de petróleo, parte del vapor se condensa y, además, el petróleo en la cercanía de dicha interfase se calienta por conducción, su viscosidad se reduce apreciablemente y se hace mucho más móvil.
Esto, ante la marcada diferencia en densidad entre el vapor y el petróleo calentado, hace que este último drene hacia el productor, donde se produce conjuntamente con el condensado de vapor proveniente de la interfase.
Fuente:
LA COMUNIDAD PETROLERA
Yacimientos de Hidrocarburos. Tomo IV. Efrain E. Barberii y Martín Essenfeld.Método de Tracy para estimar la producción de petróleo
¿Que es el método de Tracy?
Es un método para predecir el recobro y el comportamiento de un yacimiento de petróleo de tipo saturado es decir yacimientos que se encuentran en el punto o debajo del punto de burbuja.
Los datos necesarios para desarrollar este método son:
Presión original de yacimientos (a partir en el Pb)
Petróleo original en sitio
Saturación de agua irreducible
Saturación de gas
Factor volumétrico original de formación de petróleo
Viscosidad del gas y aceite a condiciones de yacimientos, para presiones entre el punto de burbuja y la presión de abandono.
La predicción del comportamiento de un yacimiento en función del tiempo puede dividirse en 3 fases principales:
Comportamiento del yacimiento: Esta fase requiere del uso de la ecuación de balance de materiales de una manera predictiva, cuyo fin sería estimar la producción acumulada de hidrocarburos y la relación gas–petróleo instantánea (RGP) en función del agotamiento de presión del yacimiento.
Comportamiento del pozo: Esta fase genera el comportamiento individual de cada pozo en la medida en la cual avanza el agotamiento de la presión.
Relación del comportamiento del yacimiento con el tiempo: Esta fase, los datos del yacimiento y de los pozos son vinculados con el tiempo, considerando cantidades y tasa de producción de cada uno de los mismos.
Parámetros: Para realizar una predicción de la producción de hidrocarburos relacionada con la presión promedio del yacimiento, se necesita conocer el comportamiento de los siguientes parámetros: RPG (GOR) instantánea: La relación gas – petróleo instantánea representa la razón entre los pies cúbicos estándar de gas producidos y los barriles estándar de petróleo producidos al mismo instante.Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de yacimientos
La Comunidad PetroleraPor La Comunidad Petrolera
En la ingeniería de petróleos dedicada a la explotación de yacimientos hay tres tipos fundamentales:
1. Las mediciones directas de los volúmenes de fluidos producidos (gas, petróleo y agua).
2. Las mediciones, en la superficie, de algunos parámetros de producción que dependen del yacimiento y del equipo de producción.
3. Las mediciones en el fondo de los pozos, cuyos parámetros de producción están íntimamente ligados al yacimiento y a los fluidos contenidos en él.
LEE MAS EN La Comunidad PetroleraReferencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efrain Barberii & Martín Essenfeld -
