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cálculo de reservas

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Presentación Power Point donde se explica un método para el cálculo de reservas de crudos en yacimientos

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  • Calculo de Reservas

  • Objectivos de la Reunion

    1) Hacer un repaso de las tecnicas utilizadas en calculos de reservas

    2) Como utilizar OFM en el calculo de reservas

    3) Objeciones y sugerencias

  • Definicion de ReservasReservas son aquellas cantidad de Hidrocarburos que quedan por ser producidas.

    1) Para poder ser llamada reservas, los Hidrocarburostienen que ser fisicamente producibles

    2) Tienen que ser economicante producibles

    3) No pueden ser medidas,sino estimadas

    4) Como las reservas son remanentes, hay una linea de tiempo asociado a cada estimado de reservas.

  • Reservas Originales

    Resevas originales son las reservas remanentes que quedan por ser producidas cuando la linea de tiempo es la fecha de descrubrimiento del yacimiento.EUR = N * FR FR es el Factor de Recobro N es la cantidad de hidrocarburo original en sitioLos Hidrocarburos originales en sitio pueden ser estimados con datos petrofisicos provenientes de los pozos y el factor de recobro con correlaciones establecidas provenientes de yacimientos con caracteristicas similares.

  • Reservas Remanentes

    Las reservas remanentes son las reservas que quedan por ser producidas desde la fecha del estudio. ERR = EUR-CUMDonde CUM es el acumulado producido hasta la fecha y es el unico que es medido.

  • Metodos de Calculo de ReservasExisten cuatro metodos tradicionales para calcular reservas: 1) Analogico. 2) Volumetrico. 3) Curvas de Declinacion. 4) Balance de Materiales. 5) Simulacion.Cada uno de estos metodos tiene sus ventajas y desventajas y puede ser aplicados independientemente y cada uno utiliza datos diferentes. Gracias a esta independencia, estas tecnicas pueden ser utilizadas para comparar los diferentes resultados. El quinto metodo es relativamente nuevo, y no es empleado primordialmente para estos efectos.

  • Metodo AnalogicoEste metodo es utilizado para estimar el factor de recobro cuando el yacimiento esta recien descubierto y no existen suficientes datos para aplicar los metodos mas precisos.Se basa en las experiencias adquiridas con yacimientos maduros con caracterisiticas geologicas y petrofisicas similares.Como ultimo recurso existen correlaciones definidas en la literatura que pueden ser utilizadas para estimar el factor de recobro utilizando datos petrofisicos.

  • Metodo VolumetricoEste metodo es uno de los metodos mas importantes para estimar reservas.Consiste en estimar el hidrocarburo original en sitio y multiplicar el resultado con el factor de recobro previamente estimado.El Petroleo original puede ser estimado conPOES = 7758*A*h*phi*(1-Swi)/Boi en bls (1)y las reservas recuperables de petroleoEUR = POES*FR en blsEl Gas original en sitio se estima de la misma manera.GOES = 43560 *A*h*phi*(1-Swi)/Bgi en pc (2)y las reservas recuperables de gasEUR = GOES*FR en pc

  • Metodo Volumetrico - PlanimetriaConsiste en calcular con el planimetro el area ocupada por cada linea iso-espesor, y luego estimar el volumen rocoso con el metodo trapezoidal.El petroleo y gas original en sitio es estimado utilizando las eqcuaciones 1 y 2 , con porosidades y saturaciones promedio y el factor volumetrico inicial. Porosidad Promedio = Sum( Phi * h ) / Sum( h )Saturacion Promedio = Sum( Phi * h * Swi ) / Sum( Phi * h )

  • Metodo Volumetrico - Mallado

    Consiste en utilizar datos petrofisicos medidos en cada pozo como saturacion, porosidad y espesor, el area de interes es dividida con una malla regular equiespaciada y para cada celda resultante se estima con metodos matematicos las propiedades, luego a cada celda se le aplica las ecuaciones (1) y (2) respectivamente para determinar los hidrocarburos originales en sitio.

  • Metodo Volumetrico - Monte Carlo

    Utilizando datos petrofisicos medidos en cada pozo, la simulacion de Monte Carlo consiste en generar para cada propiedad ( phi, Boi, Swi etc) una curva de distribucion de densidad de la cual construimos una curva de densididad cumulativa(CDF). En el proximo paso, se utiliza un generador de numeros al azar para generar un numero determinado de muestra probabilisticas y luego calcula en reversa el valor de la propiedad. A los valores resultantes se les crea una curva de densidad y se estiman los valores de la propiedad en las probabilidades deseadas (p16,p50,p84).Luego utilizamos dichas propiedades en las ecuaciones 1 o 2 para obtener el rango del POES/GOES probabilistico.

  • Balance de MaterialesLa tecnica de balance de materiales esta basada en la ley de conservacion de la masa. Masa Producida = Masa Original en Sitio - Masa en Sitio como en la industria medimos volumes podemos decir Volume Producido = Volumen Original en Sitio - Volumen en Sitio Esto es cierto siempre y cuando la densidad en condiciones estandar no cambie con tiempo, lo cual es el caso en yacimientos de petroleo negro y gas. Este metodo no puede ser utilizado en yacimientos de crudo volatiles y yacimientos de gas-condensado.Balance de Materiales puede ser dividido en dos fases distintas a) Determinacion del hidrocarburo original en sitio (cotejo historico) b) Predicion de producion futura

  • Balance MaterialBalance de Materiales considera el yacimiento como un tanque. Las propiedades del yacimiento como porosidad, espesor, saturacion inicial son uniformes en toda la area de drenaje y asume que los datos de produccion y presion del yacimiento son confiables.

  • Simulacion Numerica de YacimientosLa simulacion del yacimiento representa al yacimiento como multiples celdas interconectadas. Estas celdas pueden ser arregladas en varias dimensiones y con distintos tamanos. Requiere de muchos datos para cada celda en el modelo. Tales como- Permeabilidad- Porosidad- Espesor- Elevacion- Presion- Saturacion- etc.Cabe destacar que el calculo de reservas no es la razon principal de la simulacion sino un subproducto.

  • Curvas de DeclinacionSon graficos de produccion versus tiempo en escala semilog o log-log.Existen 3 metodos de declinacion.a) Exponencial: que resulta cuando la tasa de declinacion es constante y es representada.qt = qi*e-D*tD es la tasa de declinacion nominalln qt = ln qi - D*t Esta ecuacion sugiere que cuando graficamos tasa contra tiempo en escala semilog obtendremos una linea recta cuya pendiente es D.Cuando trabajamos con datos de produccion siempre pensamos en terminos de declinacion efectiva, la cual representa la caida de produccion en un periodo de tiempo. De= (q2 - q1)/ q2

  • Curvas de Declinacion continuacionLa relacion entre la tasa de declinacion nominal y la efectiva.D = -ln (1- De) o viseversa De = 1 - e-DLas reservas remanentes viene dada por la siguiente ecuacion:ERR = (qi - qecon)/DEste metodo arroja resultados conservadores y es por esto que es el mayormente utilizado en la industria.

    b) Hiperbolica: que resulta cuando el grafico de produccion vs. tiempo es concavo hacia arriba. Este puede ser modelado con la ecuacion hiperbolica:qt = qi/(1+bDi*t)1/bDi es la tasa de declinacion original b es el exponente hiperbolico

  • Curvas de Declinacion Continuacion

    El rango de b generalmente esta entre 0 y 1, pero puede darse el caso que sea mayor que 1.Las reservas remanentes Np = (qib/(1-b)*Di)*(qi1-b- qecon1-b)

  • Curvas de Declinacion Continuacionc) Armonica, es una modificacion del caso hiperbolico, cuando el valor de b es igual 1.

    qt = qi/(1+Di*t)Di es la tasa de declinacion originalLas reservas remanentes viene dado por:Np = (qi/Di)*ln(qi/qecon)

    Otra technicas1) Tasa vs. Acumulado2) WOR vs. Acumulado3) GOR vs. Acumulado4) P/z vs. Acumulado (yacimiento de gas)

  • Mejores Practicas1) La tasa real de produccion debe ser utlizada para el calculo de reservas.2) Si la tasa real de produccion representa el promedio mensual, debe ser ploteada en el medio del mes.3) Cuando existen fluctuaciones en la tasa de produccion podemos utilizar promedios movidos para suavizar la curva de produccion (entre 3 y 5 meses es recomendable).4) Escojer un periodo de declinacion donde el numero de los pozos productores sea relativamente constante.

  • FinderRESERVAS: FINDER - OFM - SIGEMAPOFM(calcular declinacin y reservas)

    Datos Oficiales o No Oficiales del Yacimientoy sus ZonasDatos OficialesPoligonos del Yacimiento, Zona de gas y de petroleo.Datos de Area y Volumen de los poligonos.Datos Oficiales o No Oficiales requeridos por los metodos de calculosde reservas disponibles en Finder.Datos basicos del Yacimiento/prospecto (propiedades generales del yacimiento)Datos de las zonas de petroleo y gas del yacimiento/propecto.(propiedades de cada una de estas zonas)Datos produccion de yacimientos (sumario de produccion e inyeccion por yacimiento)Datos de los proyectos de recuperacion del yacimiento (reservas secundarias por proyecto)Datos administrativos del yacimiento (campo,convenio,asociacin,unidad explotacion, unidad negocio,etc.)SIGEMAP (Poligonos y contornos)ODBC

    ODBCDatos Oficiales y No OficialesPoligonos de los Contornos de propiedades (annotations & control points)Poligonos de las Fallas (annotations)Poligonos de los Contactos Originales (annotacions)Poligonos del Yacimiento, Zona de Gas y Zona de Petroleo ( annotations & area)

  • Fuentes de los Datos

    Sheet1

    ParametroFuenteSitemas PotencialesIncertidumbre

    A (Area)PoligonoSigimapalta

    NumeroReservas,Sigimap, Manual

    h (petrolifero, gasifero, cond)RegistrosSigimap, Carpeta de Pozobaja

    Finder, GeoFrame, OpenWorks

    Entrada Manual

    phiRegistros, nucleos" "baja

    SwiRegistros, nucleos" "baja

    BoiAnalaisa de PVTCarpeta de Pozo, Reservasbaja

    CorrelacionesEstudios, Literatura

    FRPDVSAReservas, Manualalta

    CorrelacionesEstudios, Literatura

    Producion HistoricaPor PozoFinder, Centinela, OFMbaja

    YacimientoReservas

    PresionPor PozoCarpet de Pozo, Findermedia

    Centinela

    PVTLaboratorio, CorrelacionesIntevep,Finder en futuromedia

    Carpeta de pozo

    Datos Petroficios (kr, pc etc)Laboratorio, Correlaciones?media

    DeviacionesPor PozoFinder, Carpets de pozobaja

    Sheet2

    Sheet3