REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA. MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR. UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL RAFAEL MARÍA BARALT. PROGRAMA DE INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA. PROYECTO DE INGENIERÍA DE GAS.
AUTORES: CASTRO, Eudimir DÍAZ, Paola HERNÁNDEZ, Jeissymar NAVA, Jenneli ORDAZ, Yoselin PALMA, Josimary ROJAS, Kevin ZABALA, Jean Carlos
Ciudad Ojeda, Marzo del 2013.
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AUTORES: CASTRO, Eudimir CI: 22.246.736 DÍAZ, Paola CI: 21.190.418 HERNÁNDEZ, Jeissymar CI: 23.469.634 NAVA, Jenneli CI: 23.860.487 ORDAZ, Yoselin CI: 22.246.792 PALMA, Josimary CI: 24.605.440 ROJAS, Kevin CI: 23.469.942 ZABALA, Jean Carlos CI: 20.216.764 Asignatura: Exploración y Producción del Gas Natural Profesor: Giovanny Chirinos
Ciudad Ojeda, Marzo del 2013.
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ÍNDICE O CONTENIDO Pág. PORTADA………………………………………………………………………………I CONTRAPORTADA…………………………………………………………………..II ÍNDICE O CONTENIDO……………………………………………………………...III INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………..IV LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………….V DESARROLLO:……………………………………………………………………...01 1. Ecuación Volumétrica de Reservas de Gas………………………………...01 2. Mapas Geológicos……………………………………………………………….02 3. Mapas Estructurales…………………………………………………………….04 4. Mapas Estructurales de Contorno……………………………………………05 5. Mapas Isópacos:…………………………………………………………………07 5.1 Tipos de Mapas Isópacos:……………………………………………………09 5.1.1 Según el Tipo de Arena……………………………………………………..09 5.1.2 Según su Espesor……………………………………………………………10 5.2 Normas para la Construcción de un Mapa Isópaco……………………...11 5.3 Límites de Productividad……………………………………………………..12 5.4 Errores Comunes en el Estudio de Mapas Isópacos…………………….13 5.5 Volumen Neto a partir de Mapas Isópacos………………………………..14 6. Reservas de Gas:………………………………………………………………..15 6.1 Reservas Probadas…………………………………………………………….17 6.2 Reservas No Probadas:……………………………………………………….17 6.2.1 Reservas Probables…………………………………………………………18 6.2.2 Reservas Posibles…………………………………………………………...19 6.3 Categorías de Reservas por Estatus:………………………………………19 6.3.1 Desarrolladas…………………………………………………………………19 6.3.2 No Desarrolladas……………………………………………………………..20 CONCLUSIONES……………………………………………………………………22 BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………24
INTRODUCCIÓN
Un mapa geológico es aquella representación en la que se registra la información geológica de un espacio, tales como la distribución, naturaleza, edad de las unidades de la roca y la presencia de los llamados rasgos estructurales, representados por fallas, pliegues y diaclasas; además de registrar depósitos minerales y yacimientos de fósiles. Conceptos como éstos y algunos un poco más complejos son los que se mostrarán en esta investigación que buscará definir de manera concreta y explícita cada término que se refiera a los diferentes tipos de mapas geológicos, así como las distintas reservas y el cálculo para determinarlas. El tipo de investigación utilizada para este informe es de carácter bibliográfico y documental, ya que este tipo de método implica una completa aunque un poco limitada recolección de datos acerca del tema a tratar. Las limitaciones de la investigación están principalmente plasmadas en que sólo se puede realizar una recopilación de conceptos netamente teóricos y generalmente planteados con gran anterioridad, descartando de manera definitiva el trabajo de campo y la utilización de métodos como el ensayo y error, muy comunes para este tipo de investigación. En general, la investigación busca dar los parámetros a seguir para la construcción de mapas geológicos; entre los que se encuentran los estructurales de contorno y los isópacos, los cuales muestran un índice de volumen para determinar las reservas o reservorios de un yacimiento de hidrocarburos específicos. Es uno de los métodos más utilizados debido a la visualización clara y normalmente precisa de las condiciones del sector a perforar para fomentar la producción de materia prima, tales como petróleo y gas natural.
LISTA DE FIGURAS Pág. 1. “Mapas Geológicos”. Aprender Geografía………………………………….03 2. “Mapa Estructural”. Secretaría de Energía………………………………….05 3. “Mapas Isópacos”. La Comunidad Petrolera……………………………….09 4. “Reservas Mundiales de Gas Natural”. Estadísticas Internacionales…21
DESARROLLO
1. Ecuación Volumétrica de Reservas de Gas:
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 mencionó 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 está relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia, la saturación promedio por el agua ingnata. El gas presente en el reservorio es solamente el producto de tres factores: el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, y el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar (60 ºF 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 la fórmula:
G = 43560*A*H*%(1-SW)*1/Bgi Donde: G = gas inicial del reservorio 43560 = 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 del reservorio
Swi = saturación de agua ingnata
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Bgi = factor volumétrico inicial del gas
2. Mapas Geológicos:
Se considera como aquel tipo de mapa en el que se registra la información geológica de un espacio, tales como la distribución, naturaleza, edad de las unidades de la roca (los depósitos pueden o no ser cartografiados separadamente) y la presencia de los llamados rasgos estructurales, representados por fallas, pliegues y diaclasas; además de registrar depósitos minerales y yacimientos de fósiles. Estas representaciones pueden indicar la estructura geológica mediante patrones de afloramiento, por símbolos convencionales indicando la dirección y el buzamiento en ciertos puntos, o por líneas de contorno estructurales. El mapa geológico muestra la distribución de los distintos tipos de roca sobre el terreno, su forma y las relaciones entre ellos. Los datos geológicos, observables tanto directa como indirectamente, se representan sobre una base topográfica o cualquier otro soporte de información geográfica. Estos datos, representados en el Mapa Geológico pueden ser tanto de carácter cuantitativo como cualitativo: •
Cualitativo: tales como la naturaleza mineralógica y la textura de las formaciones rocosas por objeto de representación cartográfica (Litología), las relaciones geométricas y estructurales entre ellas (estructura
tectónica),
la
ordenación
secuencial
y
estructuras
sedimentarias contenidas en las rocas (Estratigrafía y Sedimentología), el contenido fosilífero (Cronoestratigrafía), entre otras. •
Cuantitativo: muestran la orientación de los elementos planares y lineares representables en el Mapa Geológico (estratos, ejes de
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pliegues.) respecto al Norte magnético (dirección), así como el ángulo que forman estos elementos con el plano de representación (buzamiento); la edad cronoestratigráfica o absoluta de las rocas o de sus minerales constituyentes, obtenida mediante el contenido fosilífero de valor cronoestratigráfico o mediante técnicas analíticas de Espectrofotometría de masas con elementos químicos adecuados (RbSr; U-Pb, Sm-Nd) o la composición química, especialmente importante en el caso de rocas ígneas (graníticas o volcánicas) o sedimentarias, sometidas a procesos tectonotérmicos (Metamorfismo) , con el fin de establecer afinidades, así como para conocer la génesis de los magmas y protolitos originales de estas rocas.
FIGURA 1 FUENTE: “Mapas Geológicos”. Aprender Geografía
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3. Mapas Estructurales:
Un mapa estructural es una representación en la que se muestra un conjunto de líneas unidas por puntos de igual profundidad, y son los que dan indicios de la forma de la estructura de un yacimiento en particular. Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos. Una curva estructural es una línea imaginaria que conecta puntos de igual posición estructural en el subsuelo, por consiguiente un mapa estructural muestra la configuración de un horizonte o estrato. Los datos para su construcción deben ser referidos a una línea base, que por lo general es el nivel del mar. El mapa estructural usa contornos para indicar la elevación de la parte superior de la capa de roca sedimentaria subterránea que podría ser un objetivo de perforación o una roca reservorio potencial. Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos. Si se tiene el mapa del tope de la estructura; el cual se estima el área y se tiene el mapa de la base contra la profundidad; por otro lado, se tiene cuales son las profundidades del tope que va estar atenida por el contacto gas petróleo y la profundidad del contacto agua petróleo que sería la base; es decir, todo lo que queda encerrado entre el tope, base, CGP y CAP sería básicamente el volumen.
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FIGURA 2 FUENTE: “Mapa Estructural”. Secretaría de Energía
4. Mapas Estructurales de Contorno:
Estos son aquellos mapas estructurales formados por contornos o curvas estructurales y las trazas de las fallas. Los contornos estructurales informan sobre la orientación del estrato presente en el mapa llamado rumbo, la inclinación y magnitud del estrato en relación al plano horizontal llamado buzamiento, morfología de la estructura tales como pliegues, anticlinales y homoclinales; el desplazamiento de las fallas, entre otros datos. Un buen control estructural permite establecer los mejores diseños de perforación, como determinar las profundidades hasta donde perforar, de manera tal que se garantice el hallazgo del objetivo; además de controlar la profundidad de la perforación.
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Cuando se preparan o interpretan los diferentes mapas de contornos o configuraciones lo más importante es tratar de tener en la mente una visión tridimensional de la superficie que se está configurando, además de utilizar el sentido común. El explorador o intérprete debe ser capaz de visualizar estructuras en tres dimensiones a partir de datos en dos dimensiones. Los puntos de mapeo o datos para mapear pueden ser dispersos u homogéneos y sin embargo las configuraciones se dibujan como líneas continuas. Por lo tanto las configuraciones o contornos son el resultado de un proceso interpretativo que requiere conocimiento y algunas veces algo de imaginación. Es muy importante que se evite hacer estrictamente el procedimiento de contornos mecánicos o de igual espaciamiento. Los mapas de contornos deben mostrar y enfatizar algo que tenga significado y sentido geológico. Si un cierre existe o se mapea, hay que hacerlo lo más atractivo y optimista mientras los valores y datos lo permitan. El resultado final de mapas de contornos o configuraciones de exploración es la separación de áreas de interés de las que no se tiene ningún tipo de interés. Es por esto que hay que tener particular interés para que las configuraciones ó mapas de contornos muestren lo que en realidad se trata de demostrar además que se debe hacer correctamente. Los mapas de contornos son hechos utilizando datos geológicos y geofísicos, ellos son la interpretación de la configuración del subsuelo. Se consideran una interpretación porque en exploración es casi imposible ajustar la localización de los datos para definir los puntos críticos. Para determinar trenes estructurales usando líneas 2D, se deben observar las intersecciones de los bajos y altos con las líneas o perfiles y conectar inicialmente los puntos en el mapa para definir los posibles trenes estructurales. Cuando se usa información dispersa se deben hacer mapas básicos de contornos rápidos y buenos. Muchas veces con muy escasa información o puntos de control los mapas computarizados son los mas inadecuados independientemente de los alogalismos que contengan. Usualmente se
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muestra el uso de más líneas 2D eran la clave para una mejor interpretación, pero en algunas ocasiones no es cierto. De esta manera se considera mas provechoso la obtención de un mejor mapa cuando se hace un levantamiento 3D. Evidentemente se tienen muchos más puntos de control, pero no necesariamente una mejor interpretación o con más sentido geológico que con las anteriores. En general se puede decir que el primer paso en la construcción de mapas de contornos es decidir el valor del intervalo de contorno. Esto depende de la cantidad de relieve, pero también influye la precisión y concentración de la información. Una regla aproximada es tener un intervalo tan grande como el margen del posible error, de acuerdo a los valores relativos de la información. Esto quiere decir que no se deben utilizar menos de 100 pies de intervalo de contorno si el error posible es de más o menos 50 pies con respecto al datum.
5. Mapas Isópacos:
Los mapas isópacos son aquellos que muestran los espesores variables de una unidad estratigráfica por medio de curvas trazadas por puntos de igual espesor. Estas representaciones son muy útiles en las terminaciones de eventos teutónicos o las variadas relaciones estructurales responsables de determinados tipos de sedimentos. Estos mapas poseen reglas para ser trazados, ya que se debe tener la información necesaria para que no existan errores durante su elaboración y construcción. Las curvas isópacas conectan puntos de intervalos verticales iguales, medidos entre dos planos de referencias. Los mapas isópacos ilustran el tamaño y la forma de una depresión existente, en un período marcado por planos de estratificación. Una vez se haya perforado un conjunto de pozos exploratorios y se haya obtenido y analizado la data, se procede a evaluar la extensión areal del
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yacimiento en estudio, con el fin de poder analizar acerca del contenido de hidrocarburos. La extensión areal está definida como la superficie que alcanza o abarca una acumulación de hidrocarburos, ésta extensión se representa de manera horizontal o por planos horizontales, ya que si se toma en cuenta algún tipo de pliegue la superficie que abarca sería un poco mayor, hecho que arrojaría errores significativos al momento de efectuar cálculos de volúmenes. La técnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente en plasmar la información obtenida por medio de pozos en mapas ya sean isópacos o estructurales. Un mapa isópaco consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Los mapas isópacos son de gran ayuda para el cálculo del volumen de la roca a través del método gráfico. Una vez plasmadas las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado planímetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena contenedora. Es de importancia tener siempre presente los límites del yacimiento y la presencia de fallas, que modificarán el área encerrada por las curvas estructurales. La extensión del yacimiento se determinará por algunas características tales como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos. Se caracterizan generalmente por: •
Son utilizados para el cálculo de volumen del hidrocarburo.
•
Dan espesor a las capas.
•
Calcula cada el área de cada una de las curvas encontradas.
•
Son caracterizados por usar los métodos gráficos y aproximación piramidal.
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FIGURA 3 FUENTE: “Mapas Isópacos”. La Comunidad Petrolera
5.1 Tipos de Mapas Isópacos:
Los mapas isópacos poseen diferentes clasificaciones de acuerdo a las condiciones geológicas del espacio a representar como base para el análisis completo de la posibilidad que existe de que haya un yacimiento de gas, por lo que se consideran los siguientes:
5.1.1 Según el Tipo de Arena:
•
Grava: es cuando prevalece la existencia de materiales acumulados, rodeados, de varios tamaños y mayores de 2.0mm.
•
Arena: cuando posee un material detrítico con tamaño de 2.0mm a 0.0625mm.
•
Limo: cuando el material detrítico posee un tamaño considerado entre 0.0625 a 0.00390 mm.
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•
Arena Contable: posee el espesor de la suma de los intervalos de grava, arena y limo.
•
Arena Total: es la representación en el plano horizontal de los espesores de los cueros de arena, medidos en los perfiles de pozos, es el espesor de arena total de cada cuerpo de arena se determina estableciendo el tope y la base del cuerpo completo.
•
Arena Neta: es la representación de las arenas contables permeables restando los espesores de intervalos de lutitas y otros materiales no considerados como permeables.
•
Arena Neta de Petróleo y Gas: determina la geometría de las arenas saturadas de hidrocarburos, se elabora a partir de las arenas que integran los límites del yacimiento.
5.1.2 Según su Espesor:
•
Espesor Bruto: este tipo de mapa isópaco muestra todo el intervalo entre el tope y la base del yacimiento de cada pozo.
•
Espesor Bruto Petrolífero: este tipo de mapa muestra las posiciones del espesor bruto que contenga agua. Este tipo de representación es el más descriptivo de la geometría del yacimiento de los mapas isópacos.
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5.2 Normas para la Construcción de un Mapa Isópaco:
•
Los mapas isópacos son mapas de isovalores y siguen las normas generales de trazado de isolíneas.
•
Las curvas del mismo valor deben ser repetidas donde se presentan un cambio en el adelgazamiento de la unidad estratigráfica.
•
La línea cero es la que determina el límite de la presencia de la unidad estratigráfica.
•
La geología suministra información acerca de la geometría que puede encontrarse en un área.
•
Cuando los mapas están determinados al desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas es conveniente evitar la construcción de los mapas de optimismo excesivo en cuanto a espesores de unidades productivas.
•
En las curvas isópacas de valores tomados para hacer los mapas son valores de arena neta (Positivos, productivos).
•
Pequeñas curvas cerradas indican adelgazamiento locales en el espesor o engrosamiento de la unidad estratigráfica.
•
En las fallas normales es frecuente que se acerquen las líneas isópacas indicando la sedimentación mayor en el bloque deprimido.
•
El mapa isópaco se modifica en caso de información adicional.
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5.3 Límites de Productividad:
Se han realizado diferentes estudios en cuanto al análisis de las curvas de declinación de producción; sin embargo, los más resaltantes son los de J. J. Arps y el de M. J. Fetkovich. Arps, estudió la relación matemática entre la tasa de producción y la producción acumulada con respecto al tiempo, y desarrolló la ecuación diferencial original de la familia de curvas hiperbólicas, así como escalas gráficas para representarlas. Arps demostró que tanto los datos de historia de producción que aparecía bajo líneas rectas en escala semilogarítmica como en logarítmica, eran miembros de esta familia, siendo casos particulares de ésta. Los pozos que drenan un yacimiento inician su vida productiva con una tasa de producción que corresponde principalmente a la energía original de dicho yacimiento, y continúan produciendo las reservas del mismo durante períodos considerables, conllevando a una reducción de sus niveles energéticos, por lo tanto, se origina un descenso en la capacidad de producción del yacimiento como consecuencia de una disminución de su presión interna debido al vaciamiento de éste, hecho que se conoce como declinación de producción. Esta declinación sigue un comportamiento que obedece a las curvas de declinación de producción establecidas por Arps, como exponencial, hiperbólica y armónica. Las curvas de declinación de producción permiten representar, con cierto grado de certeza, el comportamiento de producción de los yacimientos, y constituyen un método dinámico para la estimación de reservas recuperables. Su característica dinámica se debe a que emplea la historia de producción de los fluidos, de manera que permite determinar los volúmenes de gas o petróleo que se encuentran en comunicación con los pozos productores.
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El análisis de curvas de declinación se aplica por pozo, por regiones o a todo el yacimiento, cuando existe suficiente historia de producción como para establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción de las reservas remanentes y/o del tiempo de producción se hace mediante la extrapolación de dicha tendencia. En general, se busca un tipo de gráfico donde la tendencia se presente de forma lineal para facilitar la extrapolación. Entre los factores que afectan el análisis de las curvas de declinación de producción se pueden diferenciar dos grupos: aquellos que contribuyen a aumentar los valores de declinación y otros que contribuyen a atenuarla: •
Factores que contribuyen a aumentar los valores de declinación, como son: la precipitación de asfaltenos y parafinas, conificación de agua y/o gas, daño a la formación y daño mecánico en el pozo, cierres de producción en forma total o parcial debido a razones de mercado, control de producción mediante uso de reductores, cierre de producción por toma de presiones, y pruebas especiales, entre otros.
•
Factores que contribuyen a la atenuación de los valores de producción, entre estos se encuentran los cambios en la estrategia de explotación o método de producción y optimación del mismo, las actividades de rehabilitación y reacondicionamiento de pozos, la perforación y completación de nuevos pozos y el mecanismo de producción que predomina en el yacimiento, ya que el tipo de declinación varía dependiendo del mecanismo de desplazamiento.
5.4 Errores Comunes en el Estudio de Mapas Isópacos:
•
Uno de los principales errores que se cometen al utilizar los mapas isópacos es que solo se pueden estudiar mediante el método gráfico, el
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cual se considera poco preciso al momento de buscar un resultado exacto, aunque en escasas ocasiones sea provechoso para el trabajo de exploración de yacimientos. •
Los mapas isópacos trabajan específicamente con un período en particular, lo que hace que para períodos mayores estos no muestren ningún indicio de depresión respecto a su tamaño y su forma.
•
El incumplimiento de las normas para realizar un mapa isópaco hace que la investigación geológica tenga que ser un poco más precisa y acorde con los requerimientos de este método de búsqueda, obteniéndose un mayor tiempo para obtener resultados.
•
Otro inconveniente es cuando estos mapas están determinados al desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas, ya que se debe evitar completamente la construcción de los mapas de optimismo excesivo en cuanto a espesores de unidades productivas.
•
Estos mapas pasan por modificaciones por cada información adicional que se recolecte para un análisis de resultados más preciso, lo que genera un retardo en la obtención de la representación.
5.5 Volumen Neto a partir de Mapas Isópacos:
El Volumen que se encuentra en el espacio poroso 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
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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 os clases de mapas isópacos y mapas isovolumétricos. E mapa isópaco, 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.
6. Reservas de Gas:
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. 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.
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La estimación de las reservas generalmente se efectúa bajo ciertas condiciones propias 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 más 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 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. Ahora bien, los tipos de reservas se subdividen de acuerdo a las condiciones geológicas y otros factores que parten de la incertidumbre de la existencia acerca del mismo:
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6.1 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.
6.2 Reservas No Probadas:
Las reservas no probadas están basadas en datos de geología o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbres 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
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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. Estas reservas se clasifican en:
6.2.1 Reservas Probables:
Las reservas probables son las reservas no probadas cuyo 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 más las probables. En general, las reservas probables pueden incluir: •
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.
•
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.
•
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.
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•
Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por alguna falla y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente más alta que el área probada.
6.2.2 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 utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían igual eso excederían la suma de las reservas probadas más probables y más posibles. En general, las reservas posibles pueden incluir: •
Reservas que basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir más allá del área clasificada como probable.
•
Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basado en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.
•
Reservas increméntales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica.
6.3 Categorías de Reservas por Estatus:
6.3.1 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
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después que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden subdividirse como en producción y en no-producción:
•
En Producción: Las reservas 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 está en operación.
•
En No Producción: Las reservas categorizadas como en no-producción incluyen las taponadas o cerradas (shut-in) y detrás del casing (behindpipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados de intervalos de completación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han iniciado a producir, pozos que fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a oleoductos, o 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.
6.3.2 No Desarrolladas: Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o donde se requiera un relativo alto gasto para re-completar un pozo existente o instalar facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación primaria o mejorada.
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FIGURA 4 FUENTE: “Reservas Mundiales de Gas Natural”. Estadísticas Internacionales
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CONCLUSIONES
Este tema en particular fue de suma importancia para la formación de ingenieros, a la manera de prepararlos de una forma adecuada para saber identificar un yacimiento de hidrocarburos mediante mapas geológicos. De esta manera, se puede concluir que: •
Para determinar el volumen de reserva o reservorio de un yacimiento es en su mayoría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del mismo.
•
Al utilizar la ecuación general de reservas, el gas presente en el yacimiento es solamente el producto de tres factores: el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas y el factor volumétrico inicial del gas, dicho valor transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar de presión y temperatura.
•
Los mapas estructurales pueden representar el tope o la base de la arena que contiene los correspondientes hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma que posee la roca, junto con la posibilidad de que ésta pueda contener hidrocarburos.
•
Las curvas isópacas conectan puntos de intervalos verticales iguales, medidos entre dos planos de referencias.
•
Los mapas isópacos son de gran ayuda para el cálculo del volumen de la roca a través del método gráfico.
•
Los mapas de contornos son hechos utilizando datos geológicos y geofísicos, por lo que muestran de la configuración del subsuelo.
•
La extensión del yacimiento se determinará por algunas características tales como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.
•
Las curvas de declinación de producción permiten representar, con cierto grado de certeza, el comportamiento de producción de los yacimientos, y constituyen un método dinámico para la estimación de reservas recuperables.
•
El volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica presente del yacimiento a estudiar.
•
Un reservorio de gas es aquella cantidad de hidrocarburos contenidos en un yacimiento que existen como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial.
•
Las reservas probadas pueden ser estimadas con razonable certeza de que serán recuperables comercialmente a partir de una fecha dada.
•
Las reservas posibles son las reservas no probadas las cuales el análisis de los datos geológicos y genéricos sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables.
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BIBLIOGRAFÍA
1.
APRENDER
GEOGRAFÍA.
“Los
Mapas
Geológicos”.
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