CALCULO DE RESERVAS PARA YACIMIENTOS DE GAS

RESERVAS PARA YACIMIENTOS DE GAS
Se entiende por reservas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuanto gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “Gas Original en Situ” (GOES).

Este cálculo obliga al conocimiento de:

• El volumen de roca productora.
• La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible.
• La saturación de agua de estos espacios, % de poros ocupado por el agua.
• La profundidad, presión y temperaturas de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene solo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permita además tomar los registros y las muestras necesarias.

La reserva de gas en un yacimiento es una fracción del “Gas Original in Situ”, ya que nunca se recupera el total del gas existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, el cual implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, la relación agua-gas, su presión, permeabilidad de la roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación.

De lo anterior se tiene la siguiente ecuación:

Donde:

Gpr: Reservas recuperables, PCN

FR: factor de recobro, fracción

Goes: gas original en sitio, PCN
Clasificación de Reservas.
Existen diversos criterios que pueden usarse para clasificar las reservas. Sin embargo dada la relación de propiedad de los yacimientos que mantiene el estado venezolano, se tomará la clasificación establecida por el Ministerio de Energía y Petróleo, el cual clasifica las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas.

De acuerdo al criterio de Certidumbre de Ocurrencia, las reservas se clasifican en:
Reservas Probadas

Se llaman reservas probadas al volumen de gas contenido en el yacimiento que de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperadas bajo las condiciones económicas existentes y bajo unas condiciones de abandono dadas.

Estas se pueden clasificar en:
a. Desarrolladas: Aquellas que se espera sean recuperadas a través de los pozos que atraviesan el yacimiento, completados o no en los mismos.

b. No Desarrolladas: Aquellas que se esperan recuperar a través de pozos a perforar, profundización de los existentes y proyectos de recuperación mejorada (en el caso de yacimientos de gas condensado).

Reservas Probables
Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de reservas probadas. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos que pudiera ser producidos bajo las condiciones económicas existentes en el momento de hacer la estimación, en las áreas de las cuales se tiene conocimiento de la existencia de hidrocarburos, pero no ha evidenciado la presencia de los mismos en toda su extensión.

Reservas Posibles
Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de reservas probables. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos que podrían recuperarse en el futuro, en áreas que tienen condiciones geológicas para contener hidrocarburos, según la información disponible en el momento de hacer la evaluación de reservas, pero no has sido determinados con la perforación de pozos.

Métodos para el Cálculo de Reservas
Los objetivos fundamentales de la ingeniería de yacimientos es, a grandes rasgos, la estimación del gas original en sitio (GOES), el cálculo del porcentaje de recobro (% R), la predicción del comportamiento futuro de producción y el análisis de alternativas para mejorar el recobro.

Para determinar reservas, primero es necesario estimar los volúmenes de fluidos en sitio, mediante el uso de información geológica, análisis de núcleo, registros eléctricos, etc. El conocimiento rápido del GOES luego de perforar el primer pozo es necesario para planificar la perforación de otros pozos y su consecuente producción. Como no se tienen históricos de producción y presión a ese momento, el único método para hacer la estimación del GOES es el volumétrico. Al no conocerse la extensión areal del yacimiento, este método solo permite calcular el GOES por acre de área o por acre-pie de volumen.

Una vez que se haya desarrollado el yacimiento se puede definir sus límites y calcular el volumen en una forma más exacta. Tan pronto como se disponga de datos de producción y presión, se puede aplicar el método de Balance de Materiales para validar el GOES volumétrico.

El cálculo de reservas para un yacimiento de gas se puede hacer por los métodos o técnicas siguientes:

MÉTODO VOLUMÉTRICO.
Este método permite la estimación de gas original en sitio (GOES) a partir de la determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Debido a que estos parámetros son determinados a partir de los pozos del yacimiento, y estos representan sólo una pequeña parte del mismo, los promedios obtenidos presentan una cierta incertidumbre, por lo que se habla de estimación de reservas. Para establecer este método debo conocer volumen bruto, porosidad, saturación.

Yacimiento de Gas Seco.
Para yacimientos de gas seco, la ecuación para el cálculo volumétrico del GOES tiene la siguiente forma:

El factor volumétrico del gas condensado se puede determinar por la ecuación:

A partir de la fracción molar de gas condensado que se produce en superficie como gas, fg, se puede calcular el GOES, o gas seco, con la siguiente ecuación:

Con la relación entre el GOES y la Relación Gas-Condensado (RGCi) inicial se obtiene el Condensado Original en Sitio (COES) en BN.

Basándose en las consideraciones anteriores, el método volumétrico puede ser aplicado usando valores promedios de los parámetros requeridos y por medio de recombinación matemática del gas de separador y del condensado de tanque en base a la relación gas condesado o en base a la composición de los fluidos.

Donde:

Frg: Factor de recobro de gas.

Frc: Factor de recobro de Condensado.

Yacimiento de Gas Húmedo

Se utilizan las mismas ecuaciones usadas en el caso de los yacimientos de gas condensado (pero en este caso de utiliza otra nomenclatura).

Para yacimientos de gas húmedo, la ecuación para el cálculo volumétrico del GHOES tiene la siguiente forma:

El factor volumétrico del gas húmedo se puede determinar por la ecuación:

Si se extrajera todo el GHOES del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador, GOES y un volumen de líquido en el tanque, LOES.

Balance de Materiales
El Método de Balance de Materiales se basa en el principio de conservación de la energía. El volumen de control sobre el cual será aplicado este principio es el yacimiento. El método se fundamenta en que el volumen poroso de un yacimiento (volumen de control) permanece constante o puede ser determinado cada vez que se produce una reducción de la presión del yacimiento como consecuencia de la producción de fluidos.

La Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas se obtiene a partir del siguiente balance:

Donde:

Gp: gas producido acumulado hasta una presión (PCN)

Bg: factor volumétrico del gas @ Pi y Tf, BY/PCN

Wp: agua producida acumulada hasta una presión (BN)

Bw: factor volumétrico del agua @ Pi y Tf, BY/BN
El espacio dejado por el vaciamiento generado por la producción de los fluidos puede ser llenado por la:

• Expansión del gas.
• Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.
• Intrusión de agua.

Teniendo en cuenta estos tres mecanismos de producción se puede escribir la ecuación de vaciamiento de la siguiente forma:

Vaciamiento= G (Bg – Bgi) (Expansión del gas) + [∆Vw + ∆Vp] (Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso) + We (Intrusión de agua)

La expansión del agua connata (ΔVw) y la reducción del volumen poroso (ΔVp) se puede obtener de las siguientes ecuaciones generales:

Donde;

G: gas original en sitio, PCN.

Βgi: factor volumétrico inicial del gas @ Pi y Tf, BY/PCN

We: intrusión de agua, BN.

Cw: compresibilidad del agua, lpc-1

Vw: volumen de agua connata, BY.

Vp: volumen poroso, BY.

Swi: saturación inicial de agua, fracción.

Cf: compresibilidad de la formación, lpc-1

Pi: presión inicial del yacimiento, lpc.

P: presión del yacimiento a un tiempo dado, lpc.

Combinando las ecuaciones anteriores se obtiene la ecuación de balance de materiales (EBM) considerando los tres mecanismos de producción:

Ecuación General.

A partir de la Ecuación anterior se puede determinar el aporte de los diferentes mecanismos de recobro o producción.

Las suposiciones basicas consideradas en la deduccion de la EBM son:

1. El yacimiento es considerado como un tanque, y por esto es visto como un modelo de dimensión cero.
2. El espacio poroso de encuentra inicialmente ocupado por gas y agua connata.
3. La composicion de gas no cambia durante la explotacion del yacimiento (siempre y cuando no exista condensación retrograda).
4. La relación gas–agua en solución se considera se considera igual a cero (Rsw=0).
5. La temperatura del yacimiento se considera constante (Yac. Isotermico).
6. Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes. 

Ecuación de Balance de Materiales para Yacimiento de Gas Seco.
Esta Ecuación de Balance de Materiales constituye una de las herramientas mas usadas en la interpretación y análisis de los yacimientos. La Ecucacion de Balance de Materiaes se usa para determinar la cantidad de gas seco existente en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento.

También para estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y la recuperación total de gas bajo unas condiciones de abandono dadas.

La ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas seco viene expresada así:

Donde:

G: Gas original en sitio, PCN.

Gp: Gas producido acumulado hasta una presión P, PCN.

Bgi: Factor volumétrico de gas @ Pi y Tf, PCY/PCN

Bg: Factor volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN

Cw, Cf: Compresibilidad del agua y de la formación, Pulg2/Lb.

Swi: Saturación inicial de agua, Fracción.

∆P: Cambio en la presión promedio del yacimiento (Pi-P), Lpca.

We: Intrusión del agua, BY

Wp: Producción de agua acumulada, BN.

Bw: Factor volumétrico del agua, BY/BN.

Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas Condensado y Yacimientos de Gas Húmedo
Históricamente la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado ha sido muy difícil debido a los cambios de fases que frecuentemente ocurren en estos yacimientos, tales como, condensación retrógrada a presiones por debajo de la presión de rocío, vaporización del condensado retrogrado a bajas presiones (<1000 lpc) y la vaporización del agua connata.

Dependiendo de las características del yacimiento se recomienda el uso de simuladores composicionales cuando el yacimiento sea grande (50-100 MMBN de reservas de condensado) y se tenga buena información sobre propiedades de las rocas y los fluidos del mismo, o bien el uso de los modelos analíticos cuando el yacimiento sea pequeño y no se disponga de la información necesaria para hacer un estudio de simulación composicional.

Para predecir el comportamiento de estos yacimientos, uno de los métodos utilizados es balance de materiales composicional (BMC). Este tipo de balance es similar al convencional (no composicional) en muchos aspectos, como por ejemplo, no tiene en cuenta los gradientes de presión y saturación que ocurre en los yacimientos en un momento dado, pero en cambio tiene en cuenta los cambios de la mezcla original de hidrocarburos con presión.

La ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas condensado viene expresada de la siguiente manera:

En este caso el Gp debe incluir la producción de gas de los separadores (Gp sep.) y la producción de líquido (condensado más agua) convertida e gas (Gp equiv. Líq.) Se obtiene de la ecuación, Gp= Gp sep. + Gp equiv. líq. PCN

Donde:

Gp: Producción de fluido (gas sep. + cond. + Vapor de agua) en gas, (PCN).

GCOES: Gas condensado original en sitio, (PCN)

Zgc: Factor de compresibilidad del gas condensado.

R: 10.73 (ctte. Universal de los gases).

Tf: Temperatura de la formación (o del yacimiento), (ºR).

P: Presión actual del yacimiento, (lpca).

Cw: Compresibilidad del agua, (1/lpc)

Swi: Saturación de agua inicial

Cf: Compresibilidad de formación, (1/lpca)

Δp: Caída de presión, (lpca).

• Método de Declinación de Presión.
• Cálculo de Balance de Materiales.
• Determinación de las Reservas.

La Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas se puede expresar en función de P/Z, sabiendo que:

Y reemplazando la ecuación en la Ecuación General de Yacimiento de gas y despejando en función de P/z, resulta:

Donde;

Zi, Z: factores de compresibilidad del gas a (Pi, Tf) y (P, Tf)

Tf: temperatura de la formación (yacimiento), ºR

Desde el punto de vista de los cambios del volumen poroso ocupado por hidrocarburos, los yacimientos de gas se clasifican en Volumétricos y no Volumétricos.













Calculo de reserva para yacimientos de gas de Ulise Alcala

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