ESTIMACION DE RESERVAS DE GAS NATURAL: ASOCIADO Y NO ASOCIADO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Un procedimiento similar al que ya se ha descrito para la estimación de las reservas de petróleo también se utiliza en la predicción de gas natural recuperable en las reservas.
En resumen, el volumen macizo del reservorio está determinado y los factores necesarios se aplican para convertir a este gas remanente.
Antes de discutir los detalles sobre los procedimientos de estimación de las reservas de gas natural, es necesario definir 3 clasificaciones para el gas natural. El informe titulado ‘Las Reservas de Petróleo Crudo, Gas Natural y Líquidos del Gas Natural’ preparado conjuntamente por la Asociación Americana de Gas, el Instituto Americano de Petróleo y la Asociación Canadiense de Petróleo, define estas 3 clasificaciones de la siguiente manera:
  • Gas no asociado, gas libre que no se encuentra en contacto con petróleo en el yacimiento y gas libre en contacto con petróleo, donde la producción de ese gas no es afectado significativamente por la producción de petróleo crudo
  • Gas asociado, gas libre en contacto con petróleo crudo en el reservorio, donde la producción de dicho gas es afectado significativamente por la producción de petróleo crudo
  • Gas disuelto, o gas en solución, es gas en solución con petróleo crudo en el reservorio

Gases asociados y no asociados ocupan sus propias porciones separadas, dentro de un reservorio y pueden determinarse como si estuvieran solas, ignorando la presencia de cualquier posible petróleo debajo. El gas disuelto, por otro lado, debe ser calculado a partir de las reservas de petróleo cuando se conoce lo suficiente acerca de las características del reservorio para determinar cuánto gas puede ser liberado de cada barril de petróleo al tiempo que todo el petróleo recuperable ha sido producido.

La siguiente discusión, que contiene fórmulas volumétricas, se aplica a gases asociados y no asociados. La solución de gas podría ser cubierto después. Las reservas de gas natural están tabuladas como pies cúbicos en algunas condiciones estándar de temperatura y presión.

Donde:

43 560 = numero de pies cúbicos en un acre-pie
460 = numero que se suma al ºF para obtener Ranking
A = área productiva del reservorio, en acres
t = espesor efectivo
Vo = volumen del reservorio, acres-pies
Ø = porosidad efectiva expresada como fracción decimal
Sw = agua intersticial expresada como fracción decimal
Tr = temperatura promedio del reservorio, oF
Pb = presión base estándar de gas, psi
Pr = presión inicial promedio del reservorio, psi
Zr = corrección de la ley de gas ideal (factor de compresión de gas ideal a las condiciones originales del reservorio)
Pa = presión promedio del reservorio a condiciones de abandono, psi
Za = corrección de la ley de gas ideal (factor de compresibilidad a las condiciones de abandono)
R = factor de recubrimiento expresado como fracción decimal

Las fórmulas (25-5) y (25-6) parecen complicadas en una primera estancia pero son actualmente simples cálculos matemáticos de gas en donde la presión original del reservorio se resta al gas saliente en el cual se asume que la presión será abandonada en el futuro. La única diferencia entre estas es que en la formula (25-5) el volumen de masa del reservorio esta determinado al multiplicar el área A y el espesor t, en la formula (25-6) el volumen de masa del reservorio esta determinado directamente de un mapa isópaco previamente descrito.

Las formulas (25-5) y (25-6) son aplicables solamente en donde el espacio poral del reservorio contenga gas que no cambiaria apreciablemente durante su vida productiva- indicando usualmente si hay o no una pequeña intromisión del agua. El espacio poral del reservorio puede cambiar en donde el desplazamiento de agua es muy activa y se mueve tanto como gas es producido. En algunos reservorios en donde el desplazamiento de agua es muy activo la presión va decreciendo paulatinamente. Así, para la reserva recubierta de gas no es recomendable relacionar la presión original con una presión asumida en abandono. Se aplica en la formula (25-7). Es un cálculo matemático del gas original en donde aparece el factor de recubrimiento R. Si el recubrimiento de los reservorios tiene un alto desplazamiento de agua, probablemente exceda el 80%.

Los factores usados en las formulas (25-5), (25-6), y (25-7), ahora pueden ser discutidos a detalle para explicar su función y de cómo pueden ser utilizados. El área A, el espesor t, el volumen del reservorio V0, porosidad ø, y el agua intersticial Sw, son discutidos en relación a las reservas de petróleo. El factor V0 esta expresado en acres-pies y si es multiplicado por 7 758 nos da en barriles. En las formulas (25-6) y (25-7) éste es multiplicado por 43 560 para obtener pies cúbicos.

Temperatura de Reservorio Tr

Las reservas de gas natural están expresadas como pies cúbicos en alguna temperatura y presión promedio de base aceptable. En este país la temperatura estándar es 600F, el gas en el reservorio cuando se produce podría enfriarse por encima de los 600F de acuerdo a la ley de Charles: a presión constante el volumen de un gas siempre es directamente proporcional a la temperatura absoluta. Así, en orden de acuerdo con el volumen correcto del reservorio de gas con el volumen que podría existir en la superficie, nosotros deberíamos saber la temperatura.

A lo largo de las costas de Luciana y el golfo de Texas, con unas pocas excepciones, existe una gradiente de temperatura de superficie uniforme con profundidad, promediando cerca del 10F encima de la temperatura atmosférica promedio para cada 70 pies de profundidad. Esto no se puede aplicar en otras áreas. Por eso es peligroso relacionar profundidad-temperatura al calcular las reservas de gas. Usualmente en la corrida y en el registro eléctrico, una lectura máxima de termómetro es o puede darse en el instrumento. Una razonable explicación de la temperatura del reservorio es disponible. Donde no hay lectura hecha, el único recurso es estimar la temperatura de algún cercano campo de comparable profundidad y formación.

Presión Base Pb en el cálculo de reservas

No hay una presión base de gas universalmente aceptado. Normalmente el pie cúbico estándar es considerado como pie cúbico de espacio a la presión atmosférica en el nivel del mar (14,73 psi). Pero algunos estados han legalizado una diferente definición para las presiones bases. En Texas usa 14,65 psi y Luciana 15,025 psi. En otros el cuerpo regulador del gobierno o los dueños de la compañía pueden determinarlo.

La ley de Boyle es como sigue: a temperatura constante, la presión absoluta de un gas es inversamente proporcional a su volumen, o en orden inverso, volumen absoluto inversamente proporcional a la presión absoluta. El gas se encuentra bajo presión en la formación, y cuando se extrae (produce) se expande. El calculo de esta expansión debe ser sabida.

Afortunadamente, y con la excepción de áreas montañosas, la presión en la superficie puede variar muy poco de acuerdo con la profundidad. Si no esta disponible la presión subterránea, no hay un gran error en la presión del reservorio cuando este es estimado de la profundidad: 0,465 psi para cada pie que se perfore. A 8000 pies el reservorio probablemente tenga unos 3720 psi de presión. En las montañas el promedio de la presión hidrostática no siempre viene de solo el reservorio de gas y petróleo, la gradiente normal no existe. Ocasionalmente se encuentra una supercarga en el reservorio en donde el gas se encuentra a una muchísima mayor presión de la que se pueda esperar proviniendo de una normal presión de gradiente con profundidad. Si esta gran presión no es sabida y una presión subterránea es usada en convertir el volumen de gas del reservorio a la presión base atmosférica estándar, el error es con suerte en la pequeña zona. Una revisión exhaustiva en la reserva se puede hacer luego cuando la presión actual del reservorio es calculado.

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