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ANÁLISIS DE RESERVAS CON DATOS HISTÓRICOS Y PREDICTIVOS - Coggle Diagram
ANÁLISIS DE RESERVAS
CON DATOS HISTÓRICOS Y PREDICTIVOS
las reservas de gas y petróleo representan, en su forma mas simple, recursos descubiertos que se podrán aprovechar en el presente y futuro. como tal, sin uno de los principales indicadores para evaluar el potencial de producción petrolera de un pais o una empresa y por lo tanto, determinar su valor actual
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 hacia adelante.
ANALISIS DEL RESERVORIO EN BASE A PREDICCIONES
PROCEDIMIENTOS DE PREDICCION PARA ESTABLECER EL ESQUEMA ÓPTIMO DE EXPLOTACIÓN
Establecimiento del caso base
Predicción del agotamiento natural
Programa de desarrollo adicional
Evaluación de la viabilidad de recobro adicional
Determinar la eficiencia del proceso adicional de recobro
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TIPO DE RESERVAS
RESERVAS DESARROLLADAS
Las reservas desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles.
RESERVAS EN PRODUCCION
Son reservas que en el momento de la evaluación se encuentran en producción.
PROCESO PARA REALIZAR PREDICCIONES DE UN YACIMIENTO
Determinar el comportamiento futuro de un yacimiento sometido a agotamiento natural, inyección de agua o gas.
Evaluar las ventajas de un proceso de inyección de agua de flanco contra un proyecto de inyección por arreglos.
Determinar el efecto de la ubicación de los pozos y el espaciamiento.
Investigar qué efectos tienen las variaciones de las tasas de inyección y/o producción, sobre el recobro.
Investigar qué efectos tiene la perforación inter-espaciada sobre el recobro
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RESERVAS NO EN PRODUCCION
Reservas que se consideran desarrolladas, pero por algún motivo no están en producción en el momento de la evaluación
RESERVAS NO DESARROLLADAS
Las reservas 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
ANALISIS DEL RESERVORIO EN BASE A LOS DATOS HISTORICOS
El Ajuste o Cotejo Histórico puede definirse como el proceso de ajustar el modelo de simulación hasta que éste reproduzca el comportamiento pasado del yacimiento.
CLASIFICASION DE LAS RESERVAS
RESERVAS PROBADAS
Son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos geología e ingeniería, pueden ser estimadas con “razonable certeza” que serán recuperables comercialmente en un 90%.
PROCEDIMIENTOS PARA COTEJAR LOS DATOS HISTORICOS DE PRODUCCION
Luego de comprobar que el sistema se encuentre inicialmente en equilibrio, se procede a realizar el cotejo o reproducción de los datos históricos.
Para completar esta etapa es necesario dividirla en los siguientes pasos
Cotejo histórico de la producción de petróleo
Cotejo histórico del comportamiento de la presión.
Cotejo histórico de la producción de agua.
Cotejo histórico de la producción de gas
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 serian iguales o excederían a la suma de las reservas probadas más probables y más posibles.
RESERVAS PROBABLES
Son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50% de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las probables.
CONSIDERACIONES PARA REALIZAR COTEJO HISTÓRICO
Una vez cargada toda la información del modelo estático, la ubicación, trayectoria de los pozos y los datos históricos de producción de los mismos, se procede a efectuar el cotejo histórico por presiones, tasas de producción de petróleo, gas y agua.
Cotejo por Tasa de Petróleo y Presiones
Cotejo por Agua
Cotejo por Gas
CLASIFICASION DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL METODO DE RECUPERACION
RESERVAS CON RECUPERACION PRIMARIA
Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.
RESERVAS CON RECUPERACION SECUNDARIA
Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión.
ESERVAS CON RECUPERACION TERCIARIA O MEJORADA
Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio.
METODOS PARA LA ESTIMACION DE RESERVAS DE UN YACIMIENTO
MÉTODO VOLUMÉTRICO DEL POES
El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá, por medio de algunos parámetros característicos del yacimiento estimar el contenido de hidrocarburos en una roca específica.
CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
El análisis de curvas de declinación se aplica por pozo, por regiones o a todo el yacimiento, cuando existe suficiente historia de producción como para establecer una tendencia de comportamiento
MÉTODO DE ANALOGÍAS
Se inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio correlacionando con yacimientos vecinos
BALANCE DE MATERIALES
El Balance de Materiales para estimar reservas se basa en: Determinar los fluidos iniciales en el yacimiento. Calcular la intrusión del agua hacia el yacimiento. Pronosticar la presión y la producción del yacimiento.
SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
La función principal de un simulador es ayudar a los ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo
