CALCULO DE RESERVAS

Una de las tareas básicas del ingeniero de yacimiento es la obtención de un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos del yacimiento, a esto se le llama reservas.

Reservas de los Yacimientos.

Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados por técnicas tradicionales o recobro primario. El concepto puede ampliarse cuando se piensa en inducir energía de yacimiento o cambios físicos-químicos a la matriz de la roca y la reología de los fluidos obteniéndose una recuperación adicional de los hidrocarburos presentes originalmente en el yacimiento.

Clasificación de las Reservas.

Existen criterios que pueden usarse para clasificar 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 Minas, el cual, clasifica las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas.

De acuerdo con este criterio, las reservas se clasifican en:

• Reservas probadas.

Se considera reservas probadas el volumen de hidrocarburos contenido en yacimientos, los cuales, hayan sido constatados mediante pruebas de producción y que, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento disponible, puedan ser producidos comercialmente.

• 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 las reservas probadas.

• Reservas posibles.

Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.


El valor de las reservas representa una de las referencias más utilizadas al momento de clasificar yacimientos, de acuerdo con su tamaño; así como darle prioridad a proyectos de explotación de yacimientos o definir porcentajes de equidad en caso de la explotación de un yacimiento unificado. Cuando se relaciona con los volúmenes de hidrocarburos producidos, este ofrece un indicador del grado de agotamiento del yacimiento y de la eficiencia del o los mecanismos de desplazamiento activos.

MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE UN YACIMIENTO

• Método volumétrico.

Determinístico: Consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculos de áreas, se aplica los métodos de geometría, trapezoidal y piramidal, dependiendo de las relaciones de área de los contornos. Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) y conociendo los datos de petrofisica: porosidad, (Ø), saturación de agua connata (Swc), espesor (h). Probabilístico:

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.

Técnica Monte Carlo.

En este caso es utilizado a nivel de análisis de yacimientos por lo que su uso consiste en tomar muestras de la distribución de probabilidad de cada uno de los parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la ecuación del método volumétrico para obtener un valor de N. Después de repetir el proceso anterior, un número significativo de veces (1000 o más), los valores de Ni (POES)i, son ordenados en sentido creciente, asignándole a cada uno,un valor de frecuencia acumulada igual a: i/n+1, donde n es el número de valores de N obtenidos. Luego si se grafica la frecuencia acumulada vs. N, se obtendrá una función dedistribución acumulada de estos valores.

• Curvas de declinación de producción.

Se conoce como curvas de declinación de producción a la representación gráfica de la historia de producción, que se obtiene al graficar la tasa de producción (qo) como variable dependiente usando el eje de las ordenadas, y como variables independientes el tiempo (t) y la producción acumulada (Np), graficadas utilizando el eje de las abscisas, en cuyos casos se obtienen dos tipos de curvas de declinación de producción: Las curvas tasa - tiempo y tasa - producción acumulada.

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 y, entonces, la predicción de las reservas remanentes y/o del tiempo de producción se hace mediante la extrapolación de dicha tendencia. En general, se busca un tipo de gráfico donde la tendencia se presente de forma lineal para facilitar la extrapolación.

• Balance de materiales.

Constituye la aplicación en conjunto de dos principios básicos: la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. Este método permite obtener deducciones cuantitativas y predicciones, que son de gran ayuda para el análisis de yacimientos. En general, se hace un balance entre los fluidos remanentes y los producidos. Este balance se acostumbra a hacer en base volumétrica (aunque no es estrictamente necesario) debido a que los fluidos producidos se miden en unidades de volumen. En la forma más simple, la Ecuación de Balance de Materiales (EBM) para un yacimiento, puede describirse como lo expresa la Ecuaciónmostrada a continuación: Volumen inicial = Volumen Producido + Volumen Remanente

• Simulación de yacimientos.

La simulación numérica de un yacimiento en explotación permite evaluar escenarios de producción de líquido y/o vapor de un campo geotérmico, así como predecir el desempeño del yacimiento bajo la adición o remoción hipotética de pozos productores o inyectores. Se basan en discretizaciones numéricas (en espacio y tiempo) de ecuaciones diferenciales parciales acopladas de flujo hidrotermal multifásico y multicomponente, así como de transporte de masa y calor. En sus versiones más completas, los simuladores pueden calcular cambios de fase (líquido, vapor, sólido) de los diversos componentes y/o reacciones fisicoquímicas, por ejemplo: interacción fluido/roca, precipitación/disolución de sales, etc., o considerar un subsuelo con porosidad doble o triple, lo cual conlleva un mayor tiempo de cómputo.

Un simulador de yacimientos puede ser definido como un conjunto de programas de computación que, mediante algoritmos apropiados, resuelve numéricamente las ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene soluciones aproximadas de tales ecuaciones. Es capaz de tomar en cuentas todas las variaciones que puedan ocurrir en el yacimiento, por lo tanto con esta herramienta se pueden obtener resultados más satisfactorios que los que se pueden obtener con curvas de declinación de producción o balance de materiales.



Bibliografía:
Rivera Jose. Prácticas de Ingeniería de Yacimientos. Septiembre 2004.
Rodriguez José Ramon. Ingenieria Básica de Yacimientos. Univeridad de Oriente. Mayo de 2007. Pags 118-124.