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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.



EJEMPLO DE CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO




Datos del reservorio:

Área reservorio A = 500 acres
Espesor (o potencia) t = 40 pies
Volumen macizo Vo = 20,000 acre-pie
Porosidad Φ = 30 % ó 0.3
Agua intersticial Sw = 40 % ó 0.4
Factor de Formación de Volumen FVF (Bo)= 1.4
Recuperación de Petróleo R = 32 % ó 0.32

SOLUCION

Utilizando la fórmula:

Crudo recuperable = 6,383,736 barriles de almacenamiento de petróleo

FACTOR DE RECUPERACION DE UN RESERVORIO DE PETROLEO




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

Pocos cursos han tenido más atención en la literatura técnica que en los factores de recuperación—la razón del petróleo in situ a esas las cuales pueden ser recuperadas en los tanques de stock. La influencia de muchas propiedades de ambos, la formación y los fluidos que están ahí, y el grado de tal influencia en la recuperación del petróleo han traído una nueva y especializada profesión—que la misma ingeniería de reservorios. El ingeniero geólogo o de petróleo en el trabajo de exploración rara vez tiene o suficiente información básica o el tiempo para aplicar estos procedimientos ingenieriles. El debe confiar en la riqueza de su experiencia y conocimiento general y, con prudencia y sabiduría, solamente predecir sin vacilar el probable factor de recuperación. Estos reservorios de petróleo han sido clasificadas de acuerdo a las siguientes categorías: Solución de la capa de gas, empuje de la capa de gas, y empuje hidráulico. Estas categorías son descriptivas y practicas. El tipo de mecanismos establece las características operativas del reservorio y a grandes cantidades determina el último recuperamiento.
  1. En los reservorios de empuje de solución de gas (también llamado mecanismo de agotamiento), la fuerza que conduce el petróleo al pozo es desarrollada por la expansión volumétrica del gas al mismo tiempo que la presión se reduce y se escapa del petróleo. El drenaje por gravedad ingresa la figura al mismo tiempo que la energía solución de gas de expansión disminuye. Este mecanismo o este reservorio tiene bajas recuperaciones. Características predominantes de este tipo de producción son rápidos y disminuye continuamente la presión, una ligera elevación en la razón de gas/petróleo, y la producción de poco agua.
  2. En los reservorios de gas-cap drive, la fuerza predominante es derivada de la expansión del gas recostado sobre el petróleo. Obviamente más energía es permitida y la recuperación del petróleo es mayor de alguna forma a comparación del reservorio de gas solution drive. Características predominantes de este tipo de producción son moderadas pero la disminución continua en la presión, incremento de la razón de gas/oil mientras que el gas de expansión alcanza el pozo y poca producción de agua.
  3. En los reservorios water drive, la fuerza predominante de producción es el frente del agua invadiendo la porción de petróleo del reservorio. Este tipo de mecanismo permite mayor cantidad de recuperamiento de petróleo que los mecanismos de “solution gas” o “gas-cap”. Sin embargo, para tomar bastante ventaja del mecanismo natural “empuje hidráulico” es importante determinar presión balanceada apropiada del reservorio y ajustar el promedio de retirada de petróleo para ser encajado junto con el ligero promedio de agua. Por ende, el promedio de producción viene a ser un factor influyente en la recuperación final.

En la práctica, muchos reservorios son producidos por combinaciones de éstos mecanismos de impulso. Por ejemplo, un reservorio profundo en la zona Costa del Golfo podría tener una capa de gas, así como un empuje hidráulico efectivo. Es evidente que las 3 fuerzas de producción toman parte en el proceso total de producción de petróleo.

Si no se encuentra capa de gas perforando en la formación productiva, se asumen mecanismos de empuje por gas en solución. Si la reserva es conocida por tener una capa de gas, se supone una recuperación algo mayor de dichos depósitos. Si el empuje efectivo de agua se prevé, se puede esperar una recuperación aún mayor. La existencia de un establecimiento de empuje hidráulico en otra parte no es sencilla. Por lo general, formaciones blanket que producen tienen empujes hidráulicos mayormente. Esta información se aplica a las arenas e incluye a las formaciones de piedra caliza Ellenberger y Devonian de la cuenca del Pérmico. Pequeña, lenticular, aislada, o cerca de los reservorios, incluidos los arrecifes del coral, rara vez tienen empuje natural de agua. Una de las características que generalmente excluye la posibilidad de empuje hidráulico, es la presión anormal, que no se ajusta a la profundidad normal del gradiente. Un conocimiento profundo del funcionamiento de reservorios similares no puede ser sobre-estimado en decidir si un empuje hidráulico será efectivo. Si existe duda, debe tenerse en cuenta sólo a la menor de las recuperaciones obtenidas por mecanismos de empuje del gas libre o gas en solución. Pocas críticas vendrán después de quien revise y/o corrija la estimación al alza de los reservorios; pero lo contrario, rara vez es cierto. El objetivo, sin embargo, es acercarnos en lo posible a la medida de la respuesta correcta en la primera estimación.

La guía es necesaria para la persona con menos experiencia en la predicción de recuperación probable de petróleo. No existe una única propiedad o un simple grupo de características de un reservorio o fluidos que definan concisamente la recuperación del petróleo de un yacimiento. Sin embargo, como guía, es un valor en el conocimiento conocer las recuperaciones de los mayores campos en los que existan similitudes en sus propiedades y las de un nuevo campo en cuestión. Desde este punto de vista, por desgracia, son pocos los campos agotados que existan con datos completos del reservorio y cálculos precisos de reservas que están disponibles. La mayoría de los importantes campos petroleros del país siguen produciendo. Por lo tanto, la dependencia debe de ser calculada sobre la recuperación de datos en los campos que han sido investigados a fondo y que se precisan para las estimaciones de recuperación que se han hecho. Esta investigación se resume en parte del cuadro 25-2, donde los datos pertinentes y las estimaciones de recuperaciones de petróleo se muestran por una serie de campos de gas que tienen gas en solución, empuje por gas libre y empuje hidráulico. Esta es una lista parcial seleccionada de una investigación dirigida por Craze y Buckley (1945) y patrocinado por el Instituto Americano de Petróleo en un pozo espaciado. En ausencia de cualquier otro criterio y sin una gran experiencia, puede ser tenido como una considerable ayuda en la predicción de la recuperación de petróleo mediante la comparación de las características de los reservorios que se evaluó con tabulaciones, como en el cuadro 25-2.

El cuadro 25-3 también puede ser útil para aquellos que son menos experimentados en la toma de estimaciones de las reservas. Muestra algunas de las características básicas promedio de varios pozos con formaciones conocidas y un promedio aproximado de recuperación que cabe esperar de cada uno. En la recuperación de barriles por acre-pie F o como una fracción decimal R se muestran en ambas tablas 25-2 y 25-3. Si sólo el volumen macizo del reservorio, área A, a veces espesor t, se conocen, el recobro F expresado en barriles por acre-pie, puede ser usado en la fórmula 25-1. Sin embargo, si se conoce la porosidad y el contenido de agua intersticial, la mayor parte del volumen del reservorio se puede convertir en la parte que contiene petróleo. En este caso, el factor de recuperación como una fracción decimal R, se puede aplicar en las fórmulas 25-2 y 25-3 para proporcionar una mayor precisión. Los cálculos de las reservas aquí descritas se refieren a tanques de almacenamiento para petróleo crudo remanente tratado en el reservorio, y obviamente, si un reservorio se ha producido antes de cualquier estimación de reservas, el petróleo retirado acumulado se resta de las estimaciones del total de recuperación final para alcanzar las reservas actuales.

FACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION – RESERVAS DE PETROLEO

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

Crudo de petróleo en el reservorio, los cuales dependen de un grado considerable sobre la temperatura del subsuelo, la presión y la gravedad del petróleo, contienen gas disuelto. Produciendo este petróleo en el suelo permite que mucho de este gas se escape, por ende reduce el volumen del petróleo restante. El petróleo cuyo rendimiento es de un productor, es el petróleo en el tanque de stock, y se ha vuelto habitual hablar de reservas de petróleo para referirse al petróleo del tanque de stock. La relación del volumen del reservorio original de petróleo y el volumen reducido de petróleo del tanque de stock es llamado factor de volumen de formación (FVF-Bo). Si el petróleo del reservorio tiene una muy baja gravedad y esta a profundidades someras las cuales no permiten altas presiones de subsuelo, el factor de volumen de formación excede la unidad por una pequeña cantidad. Los petróleos muy volátiles bajo grandes presiones en el reservorio se pueden comprimir al llegar al suelo y al tanque de stock a menos de la mitad del volumen original y, en casos raros, aun más. Entonces el factor del volumen de formación puede ser tan alto como 2 o aun mas.
El factor del volumen de formación puede ser determinado con mucha precisión desde una investigación de laboratorio de una muestra actual de petróleo del subsuelo. En la ausencia de una muestra de subsuelo actual, una muestra de subsuelo sintético puede ser preparada obteniendo muestras de separador de petróleo y gas en el pozo y combinando las proporciones adecuados de cada uno en un bomba o celda en el laboratorio. Tales muestras sintéticas son denominadas “muestras recombinadas”. Este tipo de investigación de laboratorio es hecha en un contenedor de presión alta conocido como celda de presión volumen y temperatura (celda PVT) en el cual la presión es reducida a una temperatura apropiada y el volumen de cada fase, gas y liquido, es medida. Muy frecuentemente sin embargo, este trabajo de laboratorio no es completado y la predicción del FVF debe ser hecha desde otra información la cual ha sido tomada durante la evaluación de la producción inicial y del flujo del pozo.

Una predicción razonable de FVF puede ser hecha desde la razón de efluente del pozo gas/petróleo. Donde hay una garantía razonable de que las razones determinadas son razones de soluciones de gas (sin incluir grandes cantidades de gas libre desde la capa de gas), las siguientes tabulaciones nos dan una aproximación suficiente para su uso.


Razón Gas/Petróleo (cu pies por barriles — FVF
100 –1.10
200 — 1.15
300 — 1.20
400 — 1.26
500 — 1.31
600 — 1.36
700 — 1.42
800 — 1.47
900 — 1.52
1000 — 1.59
1500 — 1.85
2000 — 2.00

Tabla 25-1

Frecuentemente usado para estimaciones cercanas, es una correlación de FVF con razón de gas/petróleo, gravedad especifica del gas, gravedad API del petróleo, y la temperatura del reservorio.

EL AGUA INTERSTICIAL EN EL RESERVORIO DE PETROLEO

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

El agua el cual ocupa algunos de los espacios porosos en el tiempo en que el reservorio es descubierto, se determina agua intersticial Sw. Esta agua reduce el espacio poroso permitido para la acumulación de petróleo o gas. La información más fiable en cuanto al agua intersticial contenido en el volumen poroso, viene de la determinación de núcleos actuales. Muchos métodos son usados en hacer estas determinaciones como se describen en el capitulo 22. Un procedimiento ampliamente aceptado es para medir el volumen grueso de una muestra de núcleo y luego someterlo a calor en una retorta o en una destilación.

Los vapores de agua y petróleo son condensados y medidos separadamente, cediendo así información en el agua intersticial la cual estuvo presente en el núcleo.

Obtener núcleos apropiados para esta evaluación de saturación de agua es difícil. Gran parte de la superficie exterior del núcleo está contaminada con fluidos de perforación y agua de otras formaciones durante el proceso de muestreo de pozo. Como una medida remedio, los operarios a veces recurren al fluido de perforación base petróleo durante la toma de núcleo de tal forma que las aguas foráneas no choquen los núcleos. Los núcleos tomados con tal especial cuidado son usualmente sellados, recubiertos y también congelados rápidamente para preservarlo lo mas que se pueda a su contenido original.

Donde las técnicas especiales de toma de núcleos no son factibles, muchos laboratorios usan el proceso de “estado restaurado” para determinar el agua intersticial. Las muchas variaciones de este procedimiento son complicadas pero generalmente envuelven una completa extracción del núcleo, restauración con agua salada y luego permitiendo una presión de capilaridad apropiada para ser ejercida, por ende remover el agua salada a un punto correspondiente a las condiciones iniciales de reservorio.

El hombre de exploración frecuentemente recurre a interpretaciones de encuestas electrónicas. Muchas combinaciones de curvas bajo diferentes condiciones permite un estimado razonable de contenido de agua intersticial usando correlaciones empíricas de lecturas de registro vs. Información experimental de saturación de agua. El contenido de agua intersticial de núcleos usualmente esta entre 0.2 y 0.4, pero hay excepciones. En reservorios anchos y permeables, las fuerzas capilares, las cuales ayudan a sostener el agua dentro de los espacios porosos, son pequeñas. En tales reservorios, excepto por esa zona justo arriba de la interfase agua petróleo, el agua intersticial frecuentemente cae tan bajo como 0.05.