Reservas

Para Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos del Ministerio para el poder popular de Energía y Petróleo Las reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

Otra definición similar encontramos que las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.

Obviamente a la hora de realizar los cálculos de reservas estas 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.

Existe una necesidad universal por definiciones y clasificación consistentes sobre reservas para ser usadas por gobiernos y la industria. Desde su introducción en 1987, las definiciones de la SPE y WPC han sido estándares para la clasificación y evaluación a nivel mundial.

La SPE y WPC han iniciado esfuerzos para lograr consistencia en la clasificación de reservas. Como un primer paso en este proceso, SPE y WPC establecen los principios siguientes:

SPE y WPC reconocen que ambas organizaciones han desarrollado una nomenclatura para reservas de petróleo, única y ampliamente aceptada.

SPE y WPC resaltan que las definiciones son consideradas como guías estándares y generales para la clasificación de las reservas de petróleo y deben permitir una apropiada comparación de cantidades a nivel universal

SPE y WPC resaltan que, las definiciones de reservas no deben ser consideradas como de uso obligatorio y que los países y organizaciones deberían fomentar el uso de estas definiciones y también incrementar el ámbito de los conceptos de acuerdo a circunstancias y condiciones locales especiales.

SPE y WPC reconocen que se pueden usar técnicas matemáticas convenientes a medida que se requieran y que queda a criterio de cada país, fijar el criterio exacto para el término "razonable certeza" de la existencia de reservas de petróleo. No se excluyen métodos de cálculo, sin embargo, si se utilizan métodos probabilísticos, la elección de los porcentajes deben ser claramente establecidos.

SPE y WPC concuerdan que las definiciones propuestas se aplican solo a acumulaciones descubiertas de hidrocarburos y sus depósitos asociados potenciales.

SPE y WPC resaltan que las reservas probadas de petróleo deben estar basadas en condiciones económicas actuales, incluyendo todos los factores que afectan la

viabilidad de los proyectos. SPE y WPC reconocen que el concepto es general y no limitado a solo costos y precios. Las reservas probables y posibles pueden esta basadas en desarrollos anticipados y/o la extrapolación de las condiciones económicas actuales.

SPE y WPC aceptan que las definiciones de reservas de petróleo no son estáticas y estas evolucionarán.

Según la Certidumbre de ocurrencia, las facilidades de producción o el método de recuperación, las reservas se clasifican según se muestran en la tabla

Certidumbre de Ocurrencia

Reservas Probadas

Reservas Probables

Reservas Posibles

Facilidades de Producción

Probadas Desarrolladas

Probadas no Desarrolladas

Método de Recuperación Reservas Primarias

Reservas Suplementarias

SEGÚN CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA

Reservas Probadas

Las reservas Probadas son volúmenes estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y bajo las condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.

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.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser

asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.

En este contexto son reservas probadas los casos que se enumeran y describen a continuación:

Caso 1: Los Volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial, o donde se hayan realizado con éxito pruebas de producción o de formación.

Caso 2: Los Volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitado por la información estructural, estratigráfica, de contactos de fluidos de los pozos perforados en ellas o por límites arbitrarios razonables

Caso 3: Los Volúmenes producibles de las áreas aun no perforadas. Situadas entre yacimientos conocidos, en donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen continuidad.

Caso4: Los volúmenes adicionales producibles de yacimientos sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas. Inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos etc.

Caso 5: Los Volúmenes adicionales Provenientes de proyectos de recuperación suplementaria comprobados, cuando se cumplan las siguientes condiciones

A.- El estudio de geología e ingeniería que sustenta el proyecto está basado en un proyecto piloto exitoso en ese yacimiento, o en una respuesta favorable a un proyecto de recuperación adicional de un yacimiento análogo en las áreas cercanas, con características de rocas, de fluidos y mecanismos de empuje similares. La similitud de estas características debe estar respaldada por estudios de geología e ingeniería.

B.- Es razonablemente cierto que el proyecto se llevará a cabo.

Caso 6: EN ciertas Ocasiones, que serán establecidas por el Ministerio, se considerarán como Reservas Probadas Los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento análogo a dos o mas que están produciendo en el mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora.

Reservas no probadas

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre 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.

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 iguales o excederían la suma de las reservas probadas más probables y más posibles.

SEGÚN LAS FACILIDADES PRODUCCIÓN,

Las Reservas Probadas se Clasifican en:

a.-Reservas Probadas Desarrolladas.

Estas reservas están representadas por el volumen de hidrocarburo comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles.

Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un corto menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. Tambien se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.

b.- Reservas Probadas no desarrolladas

Las reservas probadas no desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

Reservas Probables

Las reservas Probables don los volúmenes estimaos de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geología, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

En Venezuela se ha establecido un sistema de series numeradas, para indicar los casos que califican como reservas Probables, Para identificar de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia:

Serie 100: Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos en cuyos pozos no se han efectuado pruebas de producción, pero las características de sus perfiles indicas con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Se identifican como reservas detrás de la tubería .

Serie 200: Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, más allá del área de yacimientos productores, en donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y en donde el limite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más bajo.

Serie 300: Los volúmenes que pudieran contener las aéreas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes, siempre que en dichas aéreas haya razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación.

Serie 400:Los volúmenes estimas en estudios realizados de geología y de ingeniería o en estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con menor certeza que en el caso de las reservas probadas, podrían recuperarse de yacimientos probados, si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación sumplentaria.

Reservas Posibles

Las reservas posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica ( con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

En Venezuela se ha establecido un sistema de series Numeradas, para los casos que califican como reservas posibles, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia.

Serie 600: Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación , pero que serian rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonables ciertas.

Serie 700: Los volúmenes que podrían existir en formaciones cuyos perfiles de pozos o núcleos de formación tienen características que presentan un alto grado de incertidumbre.

Serie 800: Los volúmenes que podrían existir en aéreas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que al incluida dentro de los limites de reservas probadas y probables y la perforación de pozos adicionales fuera del área probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos.

Serie 900: Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe una duda razonable sobre si ese segmente contienen volúmenes recuperables.

Serie 1000: Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito si son sometidos a métodos de recuperación suplementaria.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MÉTODO DE RECUPERACIÓN

Reservas Primarias

Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

Reservas Suplementarias

Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS

Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.

El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos determinístico y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y la calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

Método Determinístico

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico.

a. Método Volumétrico

Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y al as propiedades de la roca y de los fluidos.

EL método Volumétrico es el adoptado Por el Ministerio de Energía y Petróleo ( Actualmente Ministerio del Poder Popular Para la Energía y Petróleo ) como método oficial para el calculo de las reservas. Estos Cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método.

1.- PETROLEO Y GAS ASOCIADO

Calculo del Petróleo Original en Sitio (POES)

EL petróleo Original en Sitio se calcula usando la siguiente ecuación>:

POES=7758*A*e*(porosidad)*Soi*1/Boi

Donde:

A=Áreae=EspesorSoi=Saturación de Petróleo Inicial Boi= Factor Volumétrico de Formación del petróleo Inicial

Una vez Obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se Obtiene las reservas de petróleo Recuperables Originales.

Factor de Recobro *POES = Volumen de Reservas

Calculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES)

El gas En Solución Original en Sitio se obtiene en función de la relación de Gas petróleo Original

GOES=POES*Rsi

Donde Rsi= Relación gas petróleo en solución inicial.

Calculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES)

El Gas Original En Sitio de la capa de Gas se obtiene mediante la siguiente fórmula:

GOES=43560*V*Porosidad*Sgi*1/Bgi

Donde:

V=Volumen

Sgi= Saturación de gas inicial

Bgi= Factor volumétrico de Formación de gas inicial

2.- GAS NO ASOCIADO

El gas No Asociado Originalmente en Sitio se Obtiene mediante la relación

GOES=43560*V*Porosidad*Sgi*1/Bgi

Para el Cálculo de Gas no Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc.)

3.- CONDENSADO

Calculo del Gas Condensado Originalmente en Sitio (GCOES)

La cantidad de Gas Condensado Original en Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante ala siguiente relación:

GCOES=43.560*A*e*Porosidad*Sgci+1/Bgci

Donde

A=área

E= Espesor

Sgci= Saturación de gas condensado inicial

Bgci=Factor Volumétrico del Gas condensado inicial.

Calculo de Gas Condensado Original en Sitio (GSOES)

EL Gas Seco Original en Sitio, proveniente del gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ecuación

GSOES=GCOES*Fg

Donde

Fg= Fracción del gas seco en el gas condensado

Calculo de Los Líquidos del Gas Condensado Original En Sitio(COES)

Coes=Gcoes*(1-Fg)*1/Rgci

Donde:Rgci0= Relación gas/condensado inicial.

B.- Calculo por Curvas de Comportamiento de Producción

Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnostico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs Producción Acumulada.

C.-Calculo por Balance de Materiales

Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el método Volumétrico. EL éxito de la aplicación de este método requiere la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo recuperable.

Calculo Por simulación Numérica

Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el modelo poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del yacimiento en un Numero de Bloques, Lo cual Permite Considerar sus heterogeneidades y

predecir su comportamiento. La Validez de este método requiere de una buena Definición Geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos.

Bibliografía Consultada

Clases de Ingeniería de Yacimientos II Prof. Ángel Da Silva. UCV 2009

Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos. Ministerio de Energía y Petróleo.

WWW.OILPRODUCTION.NET “Definición de Reservas” Visitado el 28-12-2009 [http://www.oilproduction.net/01reservorios-definicionreservas.htm]