Formas de estimar las reservas de petról

Views:
 
     
 

Presentation Description

Más en: www.h-energy.blogspot.com ENERGIABLOGGER

Comments

By: jgnassar (95 month(s) ago)

Muy buena presentacion. Queda todo muy claro.

By: Locobyte (99 month(s) ago)

Excelente presentación. Muchas Gracias.

By: sirvas (102 month(s) ago)

Felicitaciones, una presentación clara y completa que me servira como docente de la materia reservorio. Gracias Fernando Sirvas

Presentation Transcript

Slide 1: 

ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DESCUBIERTAS DE PETRÓLEO Integrantes: Rafael Osorio Simpe Daniel Salazar del Rosario Cynthia Agreda Roña Claudia Sun Rodríguez Daniel Rodríguez Peralta Miguel Pauyac Martínez Docente: Hugo J. Valdivia Ampuero 2008 - II

Slide 2: 

La determinación de las reservas corona la labor del explorador de petróleo y gas. Tienen una principal interrogante: ¿Cuánto petróleo produciré hoy? Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 3: 

En primer lugar se dio por curiosidad natural. Luego las estimaciones de reservas se convirtieron en asuntos más de negocios. Ley de 1918 impone a un productor determinar sus reservas recuperables de petróleo y gas. Se aplica impuesto a los productores. Se entra a una nueva fase de desarrollo. La industria madura se somete a otras consideraciones: políticas y operacionales. En los años veinte surge una gran alarma acerca del agotamiento del petróleo. En 1936 se crea un Comité sobre las Reservas de Petróleo. A partir de 1945 en adelante el Comité de Reservas de Gas Natural de la Asociación de Gas Americana publica sus estudios. En años recientes el Comité Central de Reservas de la Asociación de Petróleo Canadiense publica anualmente cómputos de las reservas recuperables. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 4: 

Estimar la extensión y la importancia de un descubrimiento. Tasar un programa de exploración. Justificación del trabajo. Tasar una propiedad. Suministrar las estimaciones de reservas. Establecer patrimonios. Participación en algunos tipos de unidades de operación. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

RESERVAS ESTIMADAS DE CRUDO DE PETRÓLEO : 

RESERVAS ESTIMADAS DE CRUDO DE PETRÓLEO PROCEDIMIENTO VOLUMÉTRICO El geólogo o ingeniero cuenta para este procedimiento con: Espesor de la formación productiva Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 6: 

EN PRINCIPIO: Extensión del área del reservorio es una suposición. Se confía en la disponibilidad de los datos geológicos. Se tiene conocimiento de estructuras similares, formaciones, reservorios cercanos. LUEGO: Si se planea sobre una determinada extensión, lo que se estime será sobre esa misma área. La mayor parte del volumen está computado con un factor para convertir ese volumen en barriles (bbls). Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II De una forma simple: Barriles recuperables de petróleo (bbl) = A. t .F Donde: A = área del reservorio productor , acres t = espesor efectivo, pies F = petróleo recuperable, barriles por acres-pie

Slide 7: 

De una manera más clara se aplica lo siguiente: A t x7,7758x Ø (1- Sw)R Barriles recuperables de petróleo = ----------------------------------------- FVF Vo x7,7758x Ø (1- Sw)R = ----------------------------------------- FVF Donde: A = área del reservorio productor, acres t = espesor efectivo, pie Vo = mayor parte del volumen del reservorio 7,758 = número de barriles en un acre/pie Ø = porosidad efectiva expresada como fracción decimal Sw = saturación de agua expresada como fracción decimal FVF = factor volumen de la formación (relación de petróleo en lugar de petróleo en barriles). Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 8: 

El área A es absolutamente el área en acres de la extensión de tierra o extensiones de tierra aplicadas. Luego de obtener los límites que determinan el área A: Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II ÁREA PRODUCTIVA A

Slide 9: 

Es normalmente determinado con varios tipos de registros, uno de ellos curvas SP, indica tope y base de la sección productora. En 1949 Doll analizó esta técnica al detalle. Posteriormente: Registros de neutrón Indica la porosidad, beneficioso en: Registro gamma ray Útil en la determinación de topes y bases Curvas de resistividad Contacto agua-petróleo Registros con pruebas de perforación Localización de la zona productiva Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 10: 

Área Espesor Se evalúan las reservas Proceso mas fiable Procedimiento: Mapa isópaco Volumen Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 11: 

Se evalúan muestras del reservorio Porosidad absoluta y porosidad efectiva Geólogos Capacitados y Registros Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 12: 

Información + fiable  Núcleos actuales Procedimiento Ampliamente Aceptable La contraparte. La superficie exterior del núcleo esta contaminada. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 13: 

Se llama así a la relación que existe entre: El volumen del reservorio original de petróleo y el volumen reducido de petróleo del tanque de stock El FVF puede ser determinado con precisión en el laboratorio con una muestra actual del subsuelo (sintético) Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 14: 

Propiedades de ambos, la formación y los fluidos Grado de influencia en el FR Ingeniería de Reservorios Gas solution drive Gas cap drive Empuje Hidrostático Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 15: 

En la práctica muchos reservorios son producidos por combinaciones de éstos 3 mecanismos de impulso. Por ejemplo, un reservorio profundo en la zona Costa del Golfo podría tener una capa de gas, así como también 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 disuelto; si la reserva es conocida por tener una capa de gas, se supone una recuperación mayor de dichos depósitos. Pero si además, se prevé un empuje efectivo de agua, se puede esperar una recuperación aún mayor. Por lo general, formaciones de capas de desgaste tienen empuje hidráulico. Esta información se aplica a las arenas e incluye a las formaciones de piedra caliza de la cuenca del Pérmico. Una de las características que generalmente excluye la posibilidad de empuje hidráulico, es la presión anormal, la misma que no se ajusta a la profundidad normal del gradiente. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 16: 

Un conocimiento profundo del funcionamiento de reservorios similares no puede decidir de sobremanera si un empuje hidráulico será efectivo. Si existe duda, debe tenerse en cuenta a la menor de las recuperaciones obtenidas por mecanismos de empuje de gas libre o gas disuelto. El objetivo, sin embargo, es acercarnos en lo posible a la medida de la respuesta correcta en la primera estimación. No existe una única propiedad o grupo de características de un reservorio o fluido, que definan concisamente la recuperación de petróleo de un yacimiento. Sin embargo, como una guía, pueden conocerse las recuperaciones de los mayores campos en los que existan similitudes de propiedades con el campo en cuestión; pero por desgracia, son pocos los campos agotados que existan con datos completos del reservorio y cálculos precisos de reservas disponibles. Por lo tanto, la dependencia debe ser calculada a partir de datos en los campos que han sido investigados a fondo y que se precisan para las estimaciones de recuperación que se han hecho. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 17: 

Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II TABLA 25-2

Slide 18: 

Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 19: 

Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 20: 

Tenemos a las siguientes: Barriles recuperables de petróleo (bbl) = AtF Donde: A = área del reservorio productor, acres T = espesor efectivo, pie Vo = mayor parte del volumen del reservorio 7,758 = número de barriles en un acre/pié Ø = porosidad efectiva expresada como fracción decimal Sw = saturación de agua expresada como fracción decimal F = petróleo recuperable, barriles por acrepié FVF = factor volumen de la formación (relación de petróleo en el lugar de petróleo recuperable en barriles) R = petróleo recuperable expresado como fracción decimal Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Suponemos: : 

Suponemos: Área reservorio A = 500 acres Espesor (o potencia) t = 40 pies Mayor parte del volumen del reservorio Vo = 20,000 acre-pie Porosidad Φ = 30 % ó 0.3 Agua intersticial Sw = 40 % ó 0.4 Factor de Formación de Volumen FVF = 1.4 Recuperación de Petróleo R = 32 % ó 0.32 Utilizando la fórmula : petróleo recuperable = Reemplazando y operando: petróleo recuperable = 6,383,736 barriles de petróleo Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 22: 

Un procedimiento similar al que ya se ha descrito para la estimación de reservas de petróleo también se utiliza en la predicción de gas natural recuperable en las reservas. Antes de discutir los detalles sobre el procedimiento de estimación de reservas de gas natural, es necesario definir 3 clasificaciones para el gas natural: 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 Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 23: 

Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 24: 

43 560 = numero de pies cúbicos en un acre-pie 460 = numero que se suma al oF para obtener Rankin 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, psia Pr = presión inicial promedio del reservorio, psia 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, psia Za = corrección dela ley de gas ideal (factor de compresibilidad a las condiciones de abandono) R = factor de recubrimiento expresado como fracción decimal Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

PRESIÓN BASE Pb : 

Se aplica la ley de Charles: a presión constante el volumen de un gas siempre es directamente proporcional a la temperatura absoluta. De acuerdo al volumen correcto del reservorio de gas con el volumen que podría existir en la superficie. Existe una gradiente de temperatura de superficie uniforme con profundidad, cada 70 pies aumenta 10F encima de la temperatura atmosférica promedio Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II PRESIÓN BASE Pb No hay una presión base de gas universalmente aceptado. Normalmente el pie cubico estándar es considerado como pie cubico de espacio a la presión atmosférica en el nivel del mar (14,73 psia). Se aplica la ley de Boyle : a temperatura cte., la presión absoluta de un gas es inversamente proporcional a su volumen. 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 puede ser fatal.

Slide 26: 

PV = ZNRT P = presión, psia V = volumen, pies cúbicos Z = desviación del factor de compresibilidad del gas ideal N = libras de gas dividido por su peso molecular R = 10,73 para todos los gases T = temperatura del gas, oR (460 + oF) NR son ctes, y usamos la formula a condiciones de reservorio y base : Es sabido que los factores de compresibilidad para gases naturales de hidrocarburo livianos pueden ser correlacionados con dos propiedades hipotéticas de los gases, presión pseudoreducida y temperatura pseudoreducida. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 27: 

Yacimientos de Gas Seco Compuestos > metano , < pentano y componentes pesados. La mezcla se mantiene constante tanto en el yacimiento como en la superficie. Yacimientos de Gas Húmedo Mayores componentes pesados que en un Gas seco. La mezcla es gaseosa en el yacimiento pero en superficie puede ser bifásica. Yacimientos de Gas Condensado Predomina el metano y el que mayor cantidad de componentes pesados contiene. Mezcla gaseosa en el yacimiento y bifásico en superficie con una coloración que va desde la incolora hasta la amarilla. Ejemplo de este tipo de Yacimiento es Camisea. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 28: 

Factor de Compresibilidad Zr: Factor de Compresibilidad a Condiciones del Reservorio. Za: Factor de Compresibilidad a Condiciones de abandono. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 29: 

Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 30: 

Es un factor decimal que se multiplica al volumen de gas in place. Sus valores son más altos que para los del petróleo. Se encuentran alrededor de 0.7 a 0.85 Se aplica tanto para el cálculo de reservas de Gas asociado y No Asociado. Ejemplo: Datos asumidos: Área del Reservorio A = 500 acres Espesor t = 40 pies. Volumen por masa V0 = 20, 000 acres-pies Porosidad O = 30 % ó 0.3 Agua Intersticial Sw = 40 % ó 0.4 Temperatura del Reservorio Tr = 160 °F o 620 °R Medida de la presión base Pb = 14.65 psia Presión inicial del Reservorio = 4000 psia Presión de Abandono Pa = 600 psia Gravedad Específica del Gas = 0.072. Determine el gas recuperable. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 31: 

Gas recuperable = = = = 34 552 073 pies cúbicos En este caso a una presión de abandono de 600 psi, el factor de recuperación R calculado será 0.86 (34.552/40.343) Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 32: 

Los cálculos de reservas de gas en solución deben ser hechos conjuntamente con los cálculos de reservas de petróleo. Gas en Solución Recuperable = Existencias de barriles recuperables * GsRg Donde: Gs: Proporción de la Solución original Gas/Petróleo Rg: Factor de Recuperación Solución original Gas/Petróleo - Razón Gs Celda PVT Condiciones estándar Pies cúbicos/barril Proporciones reales de campo pueden ser usadas. Factor de Recuperación Rg Se estima utilizando como guía el factor R de las reservas de petróleo. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 33: 

Los líquidos de gas natural son aquellos hidrocarburos líquidos que son gaseosos en el reservorio y que son recuperables en superficie como líquidos. Pueden provenir de Yacimientos de Gas Húmedo y Yacimientos de Gas Condensado. Se encuentran formados por etano, propano, butano, isobutano, gasolina natural entre otros componentes más pesados. El Gas Natural puede rendir dos tipos de líquidos: Los que son separados a través de una planta procesadora donde se obtiene gasolina natural y GLP. Los que se separan por voluntad propia (condensación retrógrada) con reducción de P y T. Se denominan condensados de gas y se parecen a un crudo muy volátil. PROCEDIMIENTO: Cuando el gas es muy rico se determina mediante el cálculo de volumen de propano, butano, pentano, e hidrocarburos más pesados. Suma de cocientes: Porcentaje de masa o volumen Factor: Pies cúbicos de vapor por galón de líquido Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 34: 

El contenido de gasolina es 0.324 galones por 100 pies cúbicos. Equivalente a 77 bbl por millón de pies cúbicos. Multiplicando este valor por las reservas de gas recuperable determinado de la fórmulas (25-5), (25-6), o (25-7) da el estimado de gas líquido recuperable. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 35: 

Factor de recuperación. Es la relación existente entre el volumen original de aceite, o gas a condiciones atmosféricas y la reserva original de un yacimiento. Factor de recuperación de condensados. Es el factor utilizado para obtener las fracciones liquidas que se recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de distribución y transporte. Se obtiene de la estadística de operación del manejo de gas y condensado del ultimo periodo anual en el área correspondiente al campo en estudio. Presión de Abandono. Es función directa de las premisas económicas y corresponde a la presión de fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos producidos son iguales a los costos de operación del pozo. La presión del reservorio va caer durante la vida de producción. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 36: 

A medida que el factor de recuperación aumenta a una cierta presión la cantidad de condensado en el reservorio disminuye, y la cantidad de gas aumenta. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 37: 

Curvas de declinación Presentan una historia grafica de los registros producidos de un pozo, grupo de pozos o un reservorio Para hacer predicciones del yacimiento. Las curvas de declinación significan establecer una tendencia definida o un radio de declinación. Las reservas se calculan con base en una tasa de producción promedia anual. El tipo más conveniente de grafica es un trazado de radio de producción, barriles promedio por día vs. Producción acumulada Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

TRES CURVAS DE DECLINACION : 

TRES CURVAS DE DECLINACION DECLINACION DE PORCENTAJE CONSTANTE. Comienzo del primer año: 1000 barriles diarios. Al final del primer año: 900 barriles diarios. Al final del segundo año:810 barriles diarios. Estos reservorios disminuyen en 10% anualmente. La curva es una recta y se hace en un papel milimetrado. DECLINACION HIPERBOLICA. Función hiperbólica. Radio de producción promedio vs, producción acumulada. Se hace en un semilog y nos da una línea recta. Es buena para yacimientos que producen gas en solución. Técnica es muy tediosa ya que consume mucho tiempo. DECLINACION ARMONICA. Radio de producción promedio vs. Producción acumulada. Papel log-log Radio de producción va en escala logarítmica y la producción acumulada en una coordenada regular. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 39: 

Ecuaciones de Balance de Materia Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 40: 

Los métodos de balance de materia de las estimaciones del petróleo en la superficie son normalmente aplicados a un reservorio en su totalidad Las ecuaciones de balance de materia en términos matemáticos manifiestan que el petróleo en superficie original en condiciones de reservorio original es equivalente al remanente del petróleo en ciertas condiciones del reservorio más las retiradas netas de los fluidos del reservorio durante el intervalo de tiempo transcurrido Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

Slide 41: 

R. Posibles R. Probable R. Probadas R. Probadas desarrolladas R. Probadas no desarrolladas R. No probadas Estimado de reservas de aceite o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas. La cantidad de aceite y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son más tendientes a ser comercialmente recuperables que no serlo. Hidrocarburos que pueden ser razonablemente recuperados por los pozos existentes con adecuados métodos de operación y condiciones económicas existentes. Las reservas a obtenerse por recuperación mejorada pueden considerarse desarrolladas sólo después que se ha instalado un proyecto de recuperación mejorada. Son las reservas de hidrocarburos adicionales que se espera sean recuperadas por la perforación futura de pozos, profundización de pozos existentes a un reservorio diferente, o por la instalación de un proyecto de recuperación mejorada. Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas que resultan de la extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de razonable certidumbre, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que están en operación o con proyecto. Facultad de Ingeniería de Petróleo y Gas Natural 2008-II

authorStream Live Help