MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE RESERVAS

ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL

INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA

GRUPO 3

MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE RESERVAS

Docente: Ing. Romel Erazo Bone

Integrantes:

• Cañarte Ayón Cristopher Eduardo

• Castillo Bravo Erick Geovanny

• Dávila Vidal José Israel

Término: Is-2017

Paralelo: 1

Objetivos:

• Investigar los métodos aplicados de estimación de reservas petroleras.
• Analizar los actuales métodos y más frecuentes de estimaciones.
• Conocer los principios básicos de riesgo y aplicados a la estimación del POES y las reservas.
• Reforzar el aprendizaje del curso.

Introducción:

Cuando hablamos de estimación de reservas podemos decir que se trata de determinar en qué cantidad se encuentra  almacenada la materia prima, en este caso el hidrocarburo, dentro de los reservorios o yacimientos. La estimación de reservas es la fase  que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio (POES y GOES). Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se ha logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yacimiento durante la producción e incluso antes de ella ya que cuando se descubre un campo petrolero, no se tienen datos suficientes de ninguno de los aspectos geológicos y físicos que permitan planificar el desarrollo del yacimiento y por ende es necesario idear un plan que permita,de forma rentable,la explotación del yacimiento obteniendo así el mayor margen de recobro posible.

Marco Teórico:

Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que pueden ser comercializables. La estimación de estas reservas consiste en el análisis, actualización y revisión de la información técnica de los yacimientos donde se encuentran almacenados.

Esta información es muy importante para el sector y las empresas petroleras, ya que muestra los indicadores más importantes que se requieren para definir las actividades de exploración y producción de los yacimientos.

La estimación de reservas de hidrocarburos es una labor compleja que requiere una interpretación de volúmenes y datos que tienen cierto grado de incertidumbre, y es por ello que vamos a analizar sus elementos más relevantes.

¿Cómo se clasifican las reservas en el mundo?
Existen diferentes formas para clasificar la estimación de reservas. Entre las más conocidas figuran las siguientes:
Clasificación SPE/WPC: Existe la clasificación propuesta de manera internacional por la Society of Petroleum Engineers (SPE)/World Petroleum Council (WPC)/American Association of Petroleum Geologists (AAPG), la cual define la estimación de las reservas desde el estado en el que se encuentra el proyecto y la viabilidad comercial de éste como 1P, 2P o 3P (reserva probada, posible o probable, dependiendo Metodología para la estimación de reservas petroleras del grado de certeza de explotación comercial). La forma más representativa de mostrar esquemáticamente este tipo de reservas es con el esquema “McKelvey Box” y es aceptado en los reportes presentados ante la Security Exchange Comission (SEC).
Clasificación UNFC: De la misma forma y con estándares internacionales, la United Nations Framework Classification (UNFC) clasifica las reservas no sólo con el conocimiento geológico y económico del proyecto, sino también considera la viabilidad comercial de éste. A diferencia del SPE/WPC, éste se muestra con mayor detalle.
Otras clasificaciones: Rusia ha establecido su propia clasificación, y por ende, ha desarrollado su propia metodología para la estimación de reservas, basándose en la información geológica disponible. China también cuenta con su propia clasificación de reservas, su enfoque es más comercial y geológico.

Los métodos conocidos para la estimación de reservas en un yacimiento, son cuatro:

• Método volumétrico.
• Balance de materiales.
• Curvas de declinación de producción.
• Simulación de yacimientos.
  

• Método Volumétrico.

En si este método es muy usado desde las etapas iniciales del proyecto, cuando se comienza a evaluar y conocer el campo,a pesar de eso vale indicar y dejar en claro que este método no es para estimar las reservas, más es para determinar el POES, es decir saber con más detalle qué cantidad de petróleo tenemos en el yacimiento, pero como sabemos esta cantidad no es la misma a producir cuando se desarrolla el campo. Para poder calcular el POES hay parámetros a tomar en cuenta ya que contribuyen de manera directa a la exactitud del cálculo de la estimación de reservas, tales como:

Determinación del volumen de roca.
Determinación de la porosidad promedio.
Eficiencia de recobro o Factor de recobro.

Entonces, de forma más directa podemos indicar que los métodos para estimar las reservas en un yacimiento son solo tres:  por curvas de declinación de producción, balance de materiales y simulación numérica de yacimientos.

Para proceder a calcular el volumen de petróleo que hay en el yacimiento desde el punto de vista volumétrico, necesitaremos saber cuál es la capacidad de almacenamiento que tiene la roca, en otras palabras cuál es la porosidad. La porosidad de una roca se define como la fracción del volumen total de la roca que puede ser ocupado por fluidos, como podemos saber esta tendra un maximo valor de 1, claro suponiendo que no existe la matriz de roca; este valor se da en porcentaje.

[pic 1]

También hay que conocer la cantidad de volumen bruto de la roca y que cantidad de este esta ocupado por el hidrocarburo, osea necesitamos conocer la saturación del petróleo.

Para calcular de forma matemática el POES de una yacimiento, necesitaremos los datos antes indicados ya, entonces tendremos una ecuación así:

[pic 2]

Donde:

• POES: Petróleo original en Sitio (BN)
• Vb: Volumen bruto de la arena (acre*ft)
• Φ: porosidad, adimensional expresada en fracción
• Soi : saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracción
• Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN)
• 7758: factor de conversión de Acre*pie a barriles.

Con esto ya obtenido el volumen de hidrocarburo almacenado, podemos predecir que más de esa cantidad no obtendremos en la producción, y esto solo en caso de que se tenga un factor de recobro del 100%, algo casi imposible, ya que como sabemos no se puede dejar completamente seco un pozo, sin ni una sola de gota de hidrocarburo; esto se debe por la pérdida de presión que irá dándose con el paso del tiempo de la vida del pozo.

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