yacimiento de gas seco.docx

SEP D.G.E.S.T.

INSTITUTO TECNOLÓGICO

DE CERRO AZUL

“YACIMIENTO DE GAS SECO Y RESERVAS POSIBLES”

CATEDRÁTICO:ING. HUGO FLORES MÉNDEZ.

MATERIA:PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS.

EQUIPO 3:

• SÁNCHEZ MARES MAURICIO.• BARRIOS ARBONA BRENDA ELENA.• REYES SANTIAGO BLANCA XOCHITL.

• HERNÁNDEZ MURILLO TERESA DE JESÚS.• ESPINOZA LOYA CINDY.• BAUTISTA CRUZ ARODY.

• GERÓNIMO CRUZ CINTHIA.• OAXACA VICENCIO SERGIO ÁNGEL.

• PÉREZ MAR RODOLFO.• LEAL HERNÁNDEZ ÚRSULA LEAL.

• MUÑEZ HERNÁNDEZ MARTHA GUADALUPE.• VILLA CRUZ EDNA SARAHÍ.

• VÁZQUEZ CRUZ BRENDA LUZ.• CRUZ GONZÁLEZ PEDRO ANTONIO.• BAUTISTA BAUTISTA ALEJANDRO.

• HERNÁNDEZ HERNÁNDEZ JOSÉ LUIS.• BARRERA MÁRQUEZ CRISTINA.

• AVILÉS ARTEAGA CRISTAL FABIOLA.• CADENA MAR JESÚS ALBERTO.

• GALLARDO OLAGUEZ MARLEN ASERET.• VELÁZQUEZ RAUL.• VELARDE MOISÉS.

SEMESTRE: 5° GRUPO: 3

CERRO AZUL, VER., A 13 DE OCTUBRE DEL 2014.

YACIMIENTO DE GAS SECO Y RESERVAS POSIBLES

YACIMIENTO DE GAS SECO

Un último tipo de yacimiento, es el que se conoce como yacimiento de gas seco, cuyo diagrama de fase se representa en la siguiente figura:

Estos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados. Ni a las condiciones de yacimiento, ni a las de la superficie se entra a la región de dos fases, durante la explotación del yacimiento, por lo que siempre se está en la región de estado gaseoso.

Teóricamente, los yacimientos de gas seco no producen líquido en la superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un húmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con relaciones gas-aceite mayor de 20,000 m³ /m³, se considera gas seco.

En resumen:

TY >Tcdt La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la

superficie. El gas es mayoritariamente metano (%C1>90%). Sólo se pueden extraer líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F).

Yacimientos de gas seco: Sus condiciones originales de presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva el gas ésta en una solo fase, tanto en el yacimiento como en la superficie.

RESERVAS POSIBLES

EQUIPO 3 Página 2


Reserva: Son aquellas cantidades de recursos naturales remanentes a ser producidas. Esta definición implica ciertas condiciones. Primero, para ser llamadas reservas, el petróleo y el gas deben ser física y económicamente producibles. Segundo, como los recursos no han sido producidos y son inaccesibles, las reservas no pueden ser medidas, solo estimables.Se llama así al volumen de hidrocarburos, medido a condiciones estándar (presión=14.7 lb / pulg2 y temperatura=60°F), que se puede producir económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables (recuperación primaria, recuperación secundaria, etc.) en el momento de su evaluación.

Cada año, cada una de las empresas operadoras así como los países productores actualiza sus reservas de hidrocarburos de acuerdo con definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas por la comunidad financiera. En el caso de las reservas probadas, las definiciones usadas corresponden a las emitidas por la Securities and Exchange Comisión (SEC). Para las reservas probables y posibles se aplican las definiciones de la Society of Petroleum Engineers(SPE), y de la American Association of Petroleumm Congresses (WPC).

Las estimaciones de las reservas generalmente serán revisadas conforme se disponga de información adicional, geológica y/o de ingeniería, y cuando existan cambios en las condiciones económicas (precio del petróleo, costo de operación o costo del barril producido).

Las reservas son definidas como “Las cantidades de petróleo que son anticipadamente a ser recuperadas de yacimientos conocidos de una fecha en particular hacia adelante”. Todos los cálculos aproximados de reservas involucran la incertidumbre en diferentes grados. Evidentemente, el nivel de la incertidumbre depende de la cantidad de datos geológicos y los creados en la época en que el cálculo aproximado es hecho y la interpretación de estos datos.

CLASIFICACIÓN DE RESERVAS RESERVAS POSIBLESSon los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería disponible, indican con un grado de certeza menor que las reservas probables, que podrían ser recuperables bajo las condiciones operacionales, y contractuales prevalecientes.

EQUIPO 3 Página 3


Debe entenderse que no se tiene pozos perforados en el área de reservas posibles, lo único es que dicho volumen circunda en una zona conocida y existe la posibilidad de recuperarlo. En este contexto, cuándo los métodos probabilísticos, se utilizan, el termino posible implica que se tiene una probabilidad del 10% de que las cantidades serán iguales o mayores que la suma de reservas probables mas posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos:

i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables dentro del mismo yacimiento.

ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, con base al análisis de núcleos y registros de pozos.

iii. Reservas adicionales por perforación intermedia, la cual está sujeta a incertidumbre técnica.

iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas de recuperación secundaria o mejorada cuando un proyecto o prueba piloto está planeado pero no se encuentra en operación, y las características de la roca y fluido del yacimiento son tales que existe duda de que el proyecto se ejecute.

v. Reservas en un área de la formación productora que parece estar separada del área probada por fallas geológicas, y donde la interpretación indica que la zona de estudio se encuentra estructuralmente más baja que el área probada.

LÍMITES DE LOS YACIMIENTOS

Los límites para la evaluación de las reservas son las fronteras hasta donde se infieren los yacimientos. Estos son horizontales y verticales y pueden ser físicos o convencionales.

Límites físicos

Se entiende por límite físico de un yacimiento, aquel definido por algún evento geológico (fallas, discordancias, cambio de facies, cimas, bases, diapirismo, diagénesis, etc.), contactos entre fluidos, o por disminución hasta límites críticos de porosidad, permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

Límites convencionales

EQUIPO 3 Página 4


Son aquellos que se establecen de acuerdo al grado de conocimiento o investigación de los datos geológicos, geofísicos o de ingeniería que se tenga del yacimiento. De acuerdo al grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.

LÍMITES PARA EL VOLUMEN POSIBLE

En la siguiente figura para el Caso 1, los límites del área posible estarán determinados por el límite convencional para la reserva probable y la profundidad del cierre estructural de la trampa. En ausencia de este, el límite será determinado con base en la confiabilidad de la información disponible.

Para el Caso 2, en el que se infiere la continuidad de una formación con reserva probable en otro bloque estructuralmente más alto que el bloque productor, en este por su posición estructural más favorable será considerado como reserva posible y sus límites físicos serán los proporcionados por la información geológica y geofísica disponible y los límites convencionales serán definidos con base en el criterio aplicado a la reserva probable.

En el Caso 3, en el que se infiera la continuidad de la formación en un bloque estructuralmente más bajo que el bloque productor, los límites convencionales serán dados con base en la información geológica, geofísica y de ingeniería disponible.

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 determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

EQUIPO 3 Página 5


Métodos Determinísticos

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.

Este método trata cada parámetro como un rango de valores, los cuales son representados por variables aleatorias que permiten describir eventos futuros cuyos resultados son una incertidumbre. Dichas variables se representan mediante distribuciones estadísticas.

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 a las propiedades de la roca y de los fluidos.

El método volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método.

A. Petróleo y Gas Asociado

En forma general la ecuación para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento se conoce como:

N=7758∗A∗h∗ϕ∗(1−Sw )

Boi

Donde:

N=POES (Petróleo Original en Sitio), BN (barriles normales o a superficie)

A=Área del yacimiento, (Acres)

H=Espesor de la roca yacimiento, (pies)

ϕ= Porosidad de la roca yacimiento

1−Sw=Saturación de petróleo inicial

Boi=Factor volumétrico de formación inicial del petróleo, (BY/BN)

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

EQUIPO 3 Página 6


N p= (N ) x (FR)

Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES):El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas, Petróleo Original ( Rsi ) :

GOES=POESxRsiCálculo 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 relación:

GOES=43,560 xV x ϕ x Sgi x 1

Bgi

B. GAS NO ASOCIADOEl Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación

GOES=43,560 xV x ϕ x Sgi x 1

Bgi

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

C. CONDENSADOCálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:

GCOES=43,560x A xh x ϕ x Sgci x1

Bgci

Cálculo del Gas Seco Original En Sitio (GSOES):El Gas Seco Original En Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ecuación:

GSOES=GCOES x Fg

Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En sitio (COES):

COES=GCOES x (1−Fg ) x1

Rgci

CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALESUno de los principios fundamentales utilizados en ingeniería es la ley de la conservación de la masa. La aplicación de este principio a un yacimiento con el propósito de realizar la deducción cuantitativa del volumen de hidrocarburos presentes originalmente en dicho yacimiento y para la predicción del comportamiento del fluido y la presión en el mismo, es lo que se conoce como “El Método de Balance de Materiales”.

EQUIPO 3 Página 7


Cuando el yacimiento ha producido durante un periodo de tiempo, y se dispone de historia, tanto de producción como de presión, el ingeniero de yacimientos, tiene la opción de recurrir a otras herramientas, que son complementarias para cotejar y validar las reservas disponibles del yacimiento a su responsabilidad. Un Balance de Materiales de los fluidos presentes y producidos, les permita determinar el POES y/o el GOES.

Es una alternativa para la estimación volumétrica de las reservas en cualquier etapa, conociendo la depleción del yacimiento como consecuencia del yacimiento del mismo.

Una ecuación de balance de materiales es un planteamiento de los principios de conservación de masas:

( MasaOriginal de Hidrocarburo )−( Masa de HidrocarburoProducido )=( Masa de HidrocarburoRemanente )

La ecuación puede ser aplicada para cada componente de la acumulación (metano, etano, etc.) o se puede aplicar para un componente sencillo (gas) o dos componentes (gas y petróleo). Como generalmente se mide volumen y no masa, la ecuación se expresa en términos de volumen.

Volumen producido=volumenoriginal en sitio−volumenremanente ensitio

Si la densidad a condiciones estándar de los hidrocarburos producidos no cambia con el tiempo, la conversión de masa a volumen es aceptable. Por lo general es verdad en gases y petróleo negro.

En yacimientos de condensado y petróleo volátil, la densidad cambia con el tiempo y requieren un tratamiento especial.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOSEste método, para el cálculo del petróleo del petróleo original en el yacimiento es, Volumétrico, es decir, se podría clasificar dentro de los métodos volumétricos, sin embargo, como la finalidad de la simulación va mas allá de la evaluación del volumen original, ya que relaciona este volumen con el comportamiento del yacimiento de hecho calibra el volumen evaluado por los métodos volumétricos tradicionales, que es el dato de partida de la simulación al hacer los ciclos necesarios modificando los parámetros (ø, Sw,

h,k) hasta lograr el ajuste entre el comportamiento real y el calculado por el simulador. Se podrá utilizar cuando se cuente con suficiente información, tal como: modelo geológico, análisis PVT, petrofísico (permeabilidades relativas, presiones capilares, mojabilidad, etc.), historia de producción, presiones, registros geofísicos, etc.CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓNSe utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje

EQUIPO 3 Página 8


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.

MÉTODO PROBABILÍSTICOEste método emplea la fórmula del POES, pero teniendo en cuenta la incertidumbre que existe en la determinación de cada propiedad que interviene en dicha fórmula. Usando este método, se genera un conjunto de valores del POES, los cuales se agrupan en una curva de distribución acumulada de probabilidad (llamado grafico de expectación) lo cual servirá luego para realizar la clasificación de las reservas de un determinado yacimiento en probadas, probables y posibles.Este método se usa mucho en áreas poco conocida donde la información es escasa.

RESERVAS POSIBLES EN MÉXICOAl 1 de enero de 2014 las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país son de 17,342.7 millones de barriles, siendo la Región Norte la que concentra la mayor cantidad de estas, el 60.0 por ciento del total. Mientras que la Región Marina Noreste el 19.0 por ciento, la Región Marina Suroeste 15.3 por ciento y la Región Sur el 5.7 por ciento restante. En forma desagregada el aceite crudo contribuye con 67.6 por ciento, el gas seco equivalente a líquido con 23.5 por ciento, los líquidos de planta con 8.7 por ciento y el condensado 0.3 por ciento. Su distribución regional y por tipo de fluido se muestra en el cuadro 3.12.

EQUIPO 3 Página 9


EQUIPO 3 Página 10


La figura 3.9 muestra la evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país durante los tres últimos años y los rubros que generan la variación de éstas en el año 2014.

Bibliografía

Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. (Noviembre de 2005). Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos. Recuperado el 3 de Octubre de 2014

PEMEX. (29 de Marzo de 2012). Reservas de hidrocarburos al 1 de enero del 2012. Recuperado el Octubre de 3 de 2014, de 2014

EQUIPO 3 Página 11

yacimiento de gas seco.docx

Documents