Cálculo de Reservas

Cálculo de Reservas
Reservas
Son los volúmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperados bajo condiciones económicas y de abandono de los pre-establecidas.

Aquí se presenta el cálculo de las reservas por los métodos volumétricos y declinación de presión (balance de materiales).
  • YACIMIENTOS DE GAS SECO
  • Método Volumétrico
Reservas de Gas = GOES*FR
Donde FR es el factor de recobro que representa la fracción del GOES que puede extraerse (o que se ha extraído) de un yacimiento.

Para yacimientos recién descubiertos, se usa un FR análogo de yacimientos similares a los descubiertos. Se recomienda:
    • Yacimientos volumétricos (cerrados): FR = 0,8-0,9
    • Yacimientos con empuje moderado de agua: FR = 0,7-0,8
    • Yacimientos con empuje activo de agua: FR = 0,5-0,6
Estos valores son debido a que el gas atrapado por el agua le resta efectividad al empuje hidráulico.
  • Método de Declinación de Presión (P/Z)
Para yacimientos de gas seco se tiene:



Donde:
Pi: Presión inicial del yacimiento, lpca
P: Presión del yacimiento luego de producir un volumen de gas Gp dado, lpca
Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf, adimensional
Zg: Factor de compresibilidad del gas @ P y Tf, adimensional
G: GOES, PCN
Gp: Gas producido acumulado a una presión P, PCN


Procedimiento:
  1. Determinar los factores de compresibilidad del gas a las diferentes presiones disponibles.
  2. Graficar P/Zg vs Gp.
  3. Interpolar una línea recta a través de los puntos.
  4. Extrapolar una línea recta hasta P/Zg = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas original en sitio (GOES) como se ilustra en la figura 8.


  1. Calcular las reservas (Gpab) a una presión de abandono dada (Pab) entrando con el valor de Pab/Zgab y leyendo sobre el eje horizontal el valor de Gpab.
  • YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO
  • Método Volumétrico
Reservas de Gas = GOES*FRg
Reservas de Líquido = COES*FRL

Debido a que la composición del gas húmedo no cambia durante el agotamiento de presión, la RGL permanece constante y se cumple:
FRg = FRL = FR
Donde FR tiene los mismos valores del caso de yacimientos de gas seco.
  • Método de Declinación de Presión (P/Z)
Para yacimientos de gas húmedo se tiene:

Donde:
G = GHOES: Gas húmedo original en sitio, PCN
Gpt: Producción total acumulada de fluido (gas del separador, hidrocarburos líquidos y agua) equivalente en gas, PCN

Donde el primer término de la ecuación se refiere al gas del separador, el segundo es el petróleo equivalente en gas y el último, se refiere al agua equivalente en gas, siendo:
NL: Producción acumulada de hidrocarburos líquidos, BN
Wp: Agua producida acumulada, BN
gW: Gravedad específica del agua producida (agua = 1)
Mw: Peso molecular del agua, lb/lbm (Mw = 18)
Procedimiento:
  1. Determinar Zgh y Gpt a las diferentes presiones disponibles
  2. Graficar P/Zgh vs Gpt.
  3. Interpolar una línea recta a través de los puntos.
  4. Extrapolar una línea recta hasta P/Zgh = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas húmedo original en sitio (GHOES) como se ilustra en la figura 9.


  1. Calcular Pab/Zghab fijando la presión de abandono para el yacimiento (Pab). Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de Gptab.
  2. Determinar las reservas de gas y líquido a partir de Gptab.

RGL y RAL, relación gas-líquido (PCN/BN) y agua-líquido (BN/BN), permanecen constantes durante la explotación del yacimiento.
El agua que produce un yacimiento volumétrico de gas se considera que proviene de la condensación del vapor de agua que satura el gas en el yacimiento.
  • YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
En estos yacimientos al caer la presión por debajo de la presión de rocío ocurre condensación retrógrada, este condensado queda retenido en el medio poroso y por lo tanto el gas condensado producido se empobrece en componentes intermedios y pesados y aumenta la relación gas-condensado (RGC).
  • Método Volumétrico
Reservas de Gas = GOES*FRg
Reservas de Condensado = COES*FRc
Para una presión de abandono de 500 lpca se tiene a partir de las correlaciones de Eaton y Jacoby:

Donde:
RGCi: Relación gas condensado inicial, PCN/BN
Pi: Presión inicial, lpca
Tf: Temperatura del yacimiento, °F
°API: Gravedad API del condensado del tanque

  • Método de Declinación de Presión (P/Z)
Para un yacimiento de gas condensado con condensación retrógrada en el yacimiento y sin intrusión de agua se tiene:

donde:
G = GCOES: Gas condensado original en sitio, PCN

Z2f: Factor de compresibilidad bifásico, adimensional
Este factor tiene en cuenta la compresibilidad de ambas fases considerando que la mezcla se comporta como un gas. La prueba PVT de gas condensado arroja estos valores. Si no se tiene una prueba PVT consistente, el valor de Z2f se puede estimar de la correlación de Rayes, Piper y McCain:


Válido para 0,7 < Psr < 20,0 y 0,1 < Psr < 2,1

Procedimiento:
  1. Determinar Z2f y Gpt a las diferentes presiones disponibles.
  2. Graficar P/Z2f vs Gpt.
  3. Interpolar una línea recta a través de los puntos.
  4. Extrapolar una línea recta hasta P/Z2f = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas condensado original en sitio (GCOES) como se ilustra en la figura 10.
  1. Fijar la presión de abandono (Pab) para el yacimiento y calcular Pab/Z2fab. Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de Gptab.
  2. Determinar las reservas de gas y condensado a partir del Gptab:




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