Explotacion de Campos Maduros-Aplicaciones de Campo (Tesis)

8/22/2019 Explotacion de Campos Maduros-Aplicaciones de Campo (Tesis)

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMADE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

DIVISIN DE CIENCIAS DE LA TIERRA

EXPLOTACIN DE CAMPOS MADUROS, APLICACIONES

DE CAMPO .

T E S I SQUE PARA OBTENER EL TTULO DE:

I N G E N I E R O P E T R O L E R O

P R E S E N T A N:DURN RAMOS J OS FRANCISCO

RUIZ TORRES J UANDIRECTOR DE TESIS: M. EN I. JOS NGEL GMEZ CABRERA

Mxico, D.F., CD. Universitaria Noviembre 2009


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A mis padres, que siempre buscaron mi bien.

A mis hermanos por su compaa y apoyo incondicional.


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ndice________________________________________________________________________________

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Explotacin de Campos Maduros, Apl icaciones de Campo.

NDICE. Pg.Introduccin. 3

Captulo 1. Conceptos bsicos. 6

1.1 Origen del petrleo. 7

1.2 Clasificacin de las distintas clases de petrleo. 9

1.3 Clasificacin del petrleo segn su densidad API. 10

1.4 Clasificacin de los yacimientos. 11

1.5 Volumen original de hidrocarburos. 30

Captulo 2. Administracin y evaluacin de yacimientos maduros. 35

2.1 Definicin de administracin y evaluacin de yacimientos maduros. 36

2.2 Fundamentos de la administracin de yacimientos maduros. 37

2.3 Evaluacin de campos maduros. 40

Captulo 3. Incorporacin de reservas. 58

3.1 Clasificacin de las reservas de hidrocarburos. 59

3.2 Clculo del volumen original de hidrocarburos. 64

3.3 Estimacin de las eficiencias de recuperacin. 65

3.4 Mtodo de balance de materia. 71

3.5 Simulacin matemtica. 77

3.6 Descubrimientos. 79

3.7 Resultados agregados. 81

Captulo 4. Sistema integral de produccin. 84

4.1 Sistema integral de produccin. 85

4.2 Yacimiento, pozo e infraestructura superior. 87


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ndice________________________________________________________________________________

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4.3 Sistemas artificiales de produccin. 88

Captulo 5. Procesos de recuperacin secundaria y mejorada. 101

5.1 Conceptos de recuperacin secundaria, mantenimiento de presin y

recuperacin terciaria. 102

5.2Clasificacin de los mecanismos de recuperacin secundaria. 104

5.3 Mecanismos de recuperacin secundaria y/o terciaria o mejorada. 116

Captulo 6. Casos prcticos de campo. 108

6.1 Retos futuros para la etapa de maduracin. 1196.2 Administracin integral de yacimientos para extender la vida de un

yacimiento maduro. 129

6.3 Estudio integral de yacimientos maduros. 140

6.4 Desarrollo de instalaciones superficiales para yacimientos maduros. 146

6.5 Tecnologas utilizadas en un yacimiento maduro. 152

Conclusiones y recomendaciones. 166

Referencias. 169


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Introduccin______________________________________________________________________

3

Introduccin

La gran importancia de la industria petrolera, como generadora de energa y fuente de

ingresos (tan slo en Mxico representa el 40% de los ingresos totales de la federacin)

obliga al aprovechamiento mximo de cada yacimiento. Actualmente una parte

importante de los yacimientos en explotacin a nivel mundial se encuentran en etapa

madura, por lo que procurar su ptima explotacin es prioritario.

Un campo maduro es aqul donde se ha rebasado el pico de produccin previsto en el

esquema original de explotacin. Un campo que ha sido producido por ms de diez

aos, est en declinacin, siendo el rejuvenecimiento una opcin costosa y menos

atractiva que la explotacin de campos en desarrollo.

El presente trabajo cubre aspectos de ingeniera de yacimientos para el desarrollo de

campos que han alcanzado su pico de produccin o campos productores en una etapa

de declinacin. Tal como el nombre indica, (Explotacin de campos maduros,

aplicaciones de campo), este trabajo, podr servir de apoyo para generaciones futurasdebido a la variedad y profundidad de los temas que toca.

El captulo uno presenta conceptos bsicos, entre los cuales se tienen el origen del

petrleo, clasificacin de las distintas clases de petrleo, clasificacin del petrleo

segn su densidad API, clasificacin de los yacimientos y cuantificacin del volumen

original de hidrocarburos. En tales temas se explican de manera sencilla como se forma

el petrleo, cules son sus componentes, los tipos de crudo ms importantes que

existen y que pases los producen, dnde se encuentra y cmo se puede calcular lacantidad aproximada de aceite de cada yacimiento.

El captulo dos habla principalmente de administracin y evaluacin de yacimientos

maduros, presenta la definicin de administracin y evaluacin de yacimientos

maduros, fundamentos de la administracin de yacimientos maduros, evaluacin de

Campos Maduros. En este captulo se puede observar como el conjunto de decisiones

y operaciones mediante las cuales a un yacimiento petrolero se le identifica, cuantifica,


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Introduccin______________________________________________________________________

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desarrolla, explota, monitorea y evala en todas sus etapas de produccin; esto es,

desde su descubrimiento, pasando por su explotacin, hasta su abandono, y que son

de vital importancia para desarrollar un campo petrolero importante.

El captulo tres tiene por nombre incorporacin de reservas. Se explica la clasificacin

de las reservas de hidrocarburos, clculo del volumen original de hidrocarburos,

estimacin de las eficiencias de recuperacin, mtodo de balance de materia,

simulacin matemtica, descubrimientos y resultados agregados. En l se detalla lo que

son reservas probadas, probables y posibles, qu factores afectan la recuperacin de

hidrocarburos y cmo calcular las reservas de hidrocarburos, ya sea por mtodos

basados en la ley de conservacin de materia o con ayuda de modelos matemticos

para determinar de manera ms precisa el yacimiento. La determinacin de la cantidad

y localizacin del aceite remanente es una cuestin clave en este ejercicio. Las tcnicas

para mejorar el factor de recuperacin, tal como recuperacin secundaria tambin son

abordadas.

El captulo cuatro titulado sistema integral de produccin, tiene los siguientes subtemas:

sistema integral de produccin, yacimiento, pozo e infraestructura superior y sistemas

artificiales de produccin, en los cuales se explica claramente como se transportan

almacenan y comercializan los fluidos extrados desde el yacimiento. Esboza el bombeo

mecnico, el bombeo hidrulico, el bombeo por cavidades progresivas, el bombeo

electrocentrfugo y el bombeo neumtico (continuo e intermitente).

El captulo cinco habla de los procesos de recuperacin secundaria y mejorada,

contiene informacin como conceptos de recuperacin secundaria, mantenimiento de

presin y recuperacin terciaria, clasificacin de los mecanismos de recuperacin

secundaria, mecanismos de recuperacin secundaria y/o terciaria o mejorada.

El captulo seis es una recopilacin de informacin sobre campos maduros en el mundo

y lo que se ha hecho para aumentar la vida de tales yacimientos. Este captulo tiene por

nombre aplicaciones de campo y sus subtemas son retos futuros para la etapa de

maduracin, administracin integral de yacimientos para extender la vida de un


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Introduccin______________________________________________________________________

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yacimiento maduro, estudio integral de yacimientos maduros, desarrollo de

instalaciones superficiales para yacimientos maduros y tecnologas utilizadas en un

yacimiento maduro. Cada uno de los ejemplos de aplicacin contiene el desarrollo, elestudio y conclusiones del autor.

El promedio del factor de la recuperacin de aceite en el mundo se estima del 35%. El

excedente de recuperacin, aceite fcil, depende de la disponibilidad de tecnologas

apropiadas, de la viabilidad econmica y de estrategias eficaces de la administracin de

yacimientos. La probabilidad de encontrar campos gigantes ha disminuido. La tasa de

descubrimiento para los campos gigantes lleg a su lmite en los sesentas y principios

de los setentas, y declin notablemente en las ltimas dos dcadas. Alrededor de

treinta campos gigantes abarcan la mitad de las reservas de aceite del mundo y la

mayor parte se cataloga como campo maduro.

El desarrollo de esos campos exige nuevas tcnicas viables en el marco de las

condiciones econmicas gobernantes y que respondan a la demanda de hidrocarburos

y una apropiada estrategias de administracin de yacimientos. El desarrollo de campos

maduros es un tema muy amplio. Puede, ser dividido en dos partes principales:

Desarrollo de pozos y desarrollo de yacimientos. Dependiendo del tipo de campo, de la

historia, y de las perspectivas, los planes de desarrollo se podan hacer en uno o ambos

esquemas.


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Captulo 1 Conceptos bsicos_______________________________________________________________________

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CAPTULO 1

CONCEPTOS BSICOS


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1.1. Origen del petrleo.

El petrleo es un compuesto qumico complejo en el que coexisten partes

slidas, lquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, compuestosdenominados hidrocarburos, formados por tomos de carbono e hidrgeno y,

por otra, pequeas porciones de nitrgeno, azufre, oxgeno y algunos metales.

Se presenta de forma natural en depsitos de roca sedimentaria y slo en

lugares en los que hubo mar.

Su color es variable, entre mbar y negro. El significado etimolgico de la

palabra petrleo, es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y

encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria.

1.1.2. Factores para su formacin.

Ausencia de aire, restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino),

gran presin de las capas de tierra, altas temperaturas y accin de bacterias.

Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante millones

de aos (sometidos por tanto a grandes presiones y altas temperaturas), junto

con la accin de bacterias anaerbicas, provocaron la formacin del petrleo.

El hecho de que su origen sea muy diverso, depende de la combinacin de los

factores anteriormente citados, provoca que su presencia sea tambin muy

variada: lquido, dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras;

voltil, es decir, un lquido que se vuelve gas al contacto con el aire; semislido,

con textura de ceras. En cualquier caso, el petrleo, por s, es un lquido que

puede encontrarse mezclado con gases y con agua.

El petrleo est formado por hidrocarburos, que son compuestos de hidrgeno

y carbono, en su mayora parafinas, naftenos y aromticos. J unto con

cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxgeno y

nitrgeno. Cantidades variables de gas disuelto y pequeas proporciones de

componentes metlicos. Tambin puede contener, sales y agua en emulsin o

libre. Sus componentes tiles se obtienen por destilacin fraccionada en las

refineras de petrleo. Los componentes no deseados, como el azufre, oxgeno,

nitrgeno, metales, agua, sales, y otros, se eliminan mediante procesos fsico-


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qumicos. El nmero de compuestos es muy grande. La mayora de los

hidrocarburos aislados se clasifican como:

1.1.3. Alcanos.

Alcanos o "Serie de las parafinas": Son hidrocarburos saturados homlogos del

metano (CH4). Su frmula general es CnH2n+2.

1.1.4. Cicloalcanos.

Cicloparafinas-Naftenos: Son hidrocarburos cclicos saturados, derivados del

ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano (C6H12). Muchos de estos hidrocarburos

contienen grupos metilo en contacto con cadenas parafnicas ramificadas. Su

frmula general es CnH2n.

1.1.5. Hidrocarburos aromticos.

Son hidrocarburos cclicos insaturados constituidos por el benceno (C6H6) y sus

homlogos. Su frmula general es CnHn.

1.1.6. Alquenos.

Alquenos u Olefinas: Son molculas lineales o ramificadas que contienen un

enlace doble de carbono (-C=C-). Su frmula general es CnH2n. Tienen

terminacin -"eno".

1.1.7. Alquinos.

Son molculas lineales o ramificadas que contienen un enlace triple de

carbono. Su frmula general es: CnH2n-2. Tienen terminacin -"ino".

1.1.8. Compuestos no hidrocarburos.

Los compuestos ms importantes son los sulfuros orgnicos, los compuestos

de nitrgeno y de oxgeno. Tambin hay trazas de compuestos metlicos, tales

como el sodio (Na), hierro (Fe), nquel (Ni), vanadio (V), plomo (Pb), etc.

Adems se pueden encontrar trazas de porfirinas, que son especies

organometlicas.


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1.2. Clasificacin de las dist intas c lases de petrleo.

La industria petrolera clasifica el petrleo crudo segn su lugar de origen (p.e.

"West Texas Intermediate" o "Brent") y tambin relacionndolo con su densidadAPI (American Petroleum Institute, "ligero", "medio", "pesado", "extrapesado");

los refinadores tambin lo clasifican como "dulce", que significa que contiene

relativamente poco azufre, o "amargo", que contiene mayores cantidades de

azufre y, por lo tanto, se necesitarn ms operaciones de refinamiento para

cumplir las especificaciones actuales de los productos refinados.

1.2.1. Crudos de referencia.

Brent Blend, compuesto de quince crudos procedentes de campos de

extraccin en los sistemas Brent y Ninian de los campos del Mar del Norte, este

crudo se almacena y carga en la terminal de las Islas Shetland . La produccin

de crudo de Europa, frica y Oriente Medio sigue la tendencia marcada por los

precios de este crudo. Figura 1.1.

West Texas Intermediate (WTI) para el crudo estadounidense.

Dubai se usa como referencia para la produccin del crudo de la regin Asia-Pacfico.

Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero del LejanoOriente.

Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado del LejanoOriente.


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Figura 1.1. Se muestran los diferentes pases productores de aceite crudo.

1.2.2. Pases productores y tipos de aceite crudo.

Arabia Ligero de Arabia Saudita.

Bonny Ligero de Nigeria.

Fateh de Dubai.

Istmo de Mxico (no-OPEP).

Minas de Indonesia.

Saharan Blend de Argelia.

La OPEP intenta mantener los precios de su Cesta entre unos lmites superior

e inferior, subiendo o bajando su produccin. Esto crea una importante base de

trabajo para los analistas de mercados. La Cesta OPEP, es ms pesada que

los crudo Brent y WTI.

1.3. Clasificacin del petrleo segn su densidad API.

Relacionndolo con su densidad API (por sus siglas en ingles American

Petroleum Institute) clasifica el petrleo en "liviano", "mediano", "pesado" y

"extrapesado".


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1.3.1. Crudo liv iano.

Crudo liviano o ligero, es definido como el que tiene densidades API mayores a31.1 API.

1.3.2. Crudo medio o mediano.

Es aquel que tiene densidades API entre 22.3 - 31.1 API.

1.3.3. Crudo pesado.

Es definido como aquel que tiene densidades API entre 10 - 22.3 API.

1.3.4. Crudo extrapesado.

Es aquel que tiene densidades API menores a 10 API. A estos crudos tambin

se les denomina bitmenes.

1.4. Clasificacin de los yacimientos.

1.4.1. De acuerdo con el tipo de roca almacenadora.

1.4.1.1. Arenas:

Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos que la forman. Puedenser arenas limpias o sucias con limo, cieno, lignito, bentonita, etc. Figura 1.2 y

Figura 1.3.

Figura 1.2. Arena sucia. Figura 1.3. Arena limpia.

1.4.1.2. Calizas porosas cristalinas:

Su porosidad primaria es muy baja, nter-cristalina. Puede tener espacios poros

muy importantes debidos a la disolucin. Figura 1.4.


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1.4.1.3. Calizas detrticas:

Estn formadas por la acumulacin de fragmentos de material calcreo.

1.4.1.4. Calizas fracturadas y/o con cavernas:Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debida al fracturamiento o

a la comunicacin entre las cavernas. Figura 1.5, Figura 1.6 y Figura 1.7.

Figura 1.4. Caliza cristalina. Figura 1.5. Caliza fracturada.

Figura 1.6. Caliza cavernosa. Figura 1.7. Caliza vugular.

1.4.1.5. Areniscas:

Son arenas cementadas por materiales calcreos o silicosos. Las areniscas

son una clase muy importante, forman el 25% aproximadamente del total de

las rocas sedimentarias. Son importantes almacenadoras de gas natural, aceite

y agua; algunas pueden formar yacimientos.

Su composicin es una clave de su procedencia, sus estructuras direccionales

son una gua de las paleocorrientes, y tanto su geometra como sus estructuras

internas dan una idea del ambiente de depsito. Figura 1.8.De acuerdo a Pettijohn, las arenas pueden ser divididas en 3 grandes grupos:


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Las areniscas terrgenas son aquellas producidas por intemperismo y

destruccin de rocas preexistentes, los sedimentos fueron

transportados, seleccionados y modificados por el movimiento de los

fluidos. Se derivan de fuentes externas a la cuenca de depsito. Figura

1.9.

Las arenas carbonticas son en la mayora de los casos, sedimentos

marinos, estn constituidas por granos esquelticos, oolitas y detritos

carbonticos localmente derivados (intraclastos). Estos constituyentes

son productos originados dentro de la cuenca de depsito y no son

residuos formados por la destruccin de rocas preexistentes.

Excepcionalmente existen arenas ricas en partculas carbonticas, de

cadenas orognicas, tales partculas son terrgenas. Figura 1.10.

Las arenas piroclsticas son aquellas producidas por explosiones

volcnicas, pueden ser depositadas en varios ambientes. Figura 1.11.

Figura 1.8. Arenisca direccional. Figura 1.9. Arenisca terrgena.

1.4.1.6. Componentes de las areniscas.La lista de los minerales detrticos es grande y depende del grado de

intemperismo y transporte que sufran tales minerales; sin embargo son pocas

las especies encontradas, Figura 1.12 y Figura 1.13, estas son:

Cuarzo, palo y Calcedonia.

Feldespato.

Fragmentos de roca.

Micas.

Minerales pesados.


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Calcita, Dolomita y Siderita.

Minerales arcillosos y otros silicatos.

Figura 1.10. Arenas carbonticas. Figura 1.11. Arenas piroclsticas.

Figura 1.12. Doloma. Figura 1.13. Arena con intemperismo.

1.4.1.7. Grupo de Rocas Carbonosas.

Son todas aqullas que tienen alto contenido de carbono orgnico, producto de

la evolucin diagentica, en diferentes rangos, de depsitos producidos por

organismos. Figura 1.14.

Tales depsitos son tanto de origen vegetal (ricos en celulosa, resinas ylignitos) como animal (ricos en protenas y grasas).

El material de partida para los depsitos carbonceos son principalmente las

plantas, como los juncos, las caas, los arbustos y los musgos pantanosos

entre otros. Las plantas crecieron en pantanos y lagos de agua dulce, que en

parte se inundaron ocasionalmente por mares llanos en climas subtropicales

hasta tropicales. Figura 1.15


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15

Figura 1.14. Rocas carbonosas. Figura 1.15. Rocas carbonosas.

1.4.1.8. Calizas dolomticas:

Combinacin de carbono con magnesio.

1.4.1.9. Grupo de Rocas Carbonatadas.

Los carbonatos se constituyen bsicamente de calcita (caliza), aragonita y

dolomita (doloma), subordinadamente pueden participar cuarzo, feldespato

alcalino y minerales arcillosos. Los carbonatos de siderita son ms escasos,

incluso econmicamente interesantes.

Los procesos de la formacin de carbonatos son:

Tipo marino.

Tipo bioqumico.

Tipo terrestre.

La base qumica de la sedimentacin de carbonatos es la abundancia

relativamente alta de los iones de calcio Ca2+ y del bicarbonato (H2CO3) o de

los iones de bicarbonato (HCO3-) respectivamente en el agua (el agua del mar

por ejemplo).

Un ion de calcio y un ion de HCO3- se unen formando la calcita ms un ion de

hidrgeno: Ca2++ HCO3

- --> Ca2CO3+ H+.

En el equilibrio, los iones de calcio y de HCO3- son disueltos. La precipitacin

inicia cuando hay cantidades mayores del ion de calcio o del ion de bicarbonato


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o cuando hay cantidades iguales de estos dos iones y su producto sobrepasa

el valor determinante para la saturacin.

1.4.2. De acuerdo con el tipo de trampa. (Ver Figura 1.16)

1.4.2.1. Trampas de tipo Estructural.

Son aquellas en las que los hidrocarburos se encuentran asociados a pliegues

o fallas, tales como anticlinales y los sinclinales (simtricos y asimtricos).

1.4.2.2. Trampas de tipo Estratigrficas.

Son diversas y dependen exclusivamente del carcter sedimentolgico de las

formaciones que las constituyen. Un cambio lateral de arena a lutita constituye

una trampa estratigrfica.

1.4.2.3. Trampas de tipo combinadas.

Se refieren a las trampas en las que se conjugan aspectos estratigrficos ytectnicos.

1.4.2.4. Trampas de tipo Asociadas a Intrusiones gneas.

Se conocen casos en los que una intrusin gnea (sill) hace las funciones de

roca sello.


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Figura 1.16. Muestra diferentes tipos de trampas donde se puede localizarpetrleo


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1.4.3. De acuerdo al tipo de fluidos almacenados. (Ver Tabla

1.1)

1.4.3.1. De aceite.

Producen lquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor a

0.85 y una relacin gas-aceite menor a 200 m3g / m3o. Figura 1.17.

Figura 1.17. Yacimiento de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento(aceite negro).

1.4.3.2. De aceite voltil .

Producen un lquido caf oscuro, con una densidad relativa entre 0.75 - 0.85 ycon una relacin gas-aceite entre 200 1000 m3g / m

3o. Figura 1.18.

1.4.3.3. De gas hmedo.

Producen un lquido transparente con una densidad relativa entre 0.75 - 0.80 y

con relaciones gas-aceite entre 10,000 - 20,000 m3g / m3o.

1.4.3.4. De gas y condensado.

Producen un lquido ligeramente caf o pajizo, con una densidad relativa entre

0.75 - 0.80 y con relaciones gas-aceite entre 500 - 15,000 m3g / m3o.


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Figura 1.18. Yacimiento de aceite y gas disuelto de alto encogimiento(aceite voltil).

1.4.3.5. De Gas seco.Producen un lquido ligero, transparente, con una densidad relativa menor de

0.75 (si es que se presenta algn lquido) y con relaciones gas-aceite mayor a

20,000 m3g / m3o

1.4.4. De acuerdo con la presin original en yacimiento deaceite.

1.4.4.1. Bajo saturados:La presin inicial es mayor que la saturacin. Todo el gas est disuelto.

1.4.4.2. Saturados:La presin inicial es igual o menor que la de saturacin. Cuando pi


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gravitacional. En yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene

un mecanismo adicional denominado exudacin, que consiste bsicamente en

la accin combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan

la expulsin de los hidrocarburos de la matriz a la fractura.

Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por accin

de su propia energa. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son

suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario

disear e instalar un sistema artificial de produccin que permita recuperar

estos hidrocarburos. Antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y

de tecnologa sofisticada.

1.4.5.1. Por expansin de lquidos y la roca (Pi>Pb).

Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajo saturados,

hasta que se alcanza la presin de saturacin. La expulsin del aceite se debe

a la expansin del sistema, el aceite, el agua congnita y la roca, que se

expanden desalojando hacia los pozos productores el aceite.

La expansin del sistema roca-fluidos se provoca al haber un abatimiento de

presin, dando como resultado el movimiento de los fluidos a travs del medio

poroso del punto de mayor presin al punto de menor presin.

1.4.5.2. Por expansin de gas disuelto liberado (Pi


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1.4.5.3. Por expansin del gas l ibre (casquete).

Consiste en una invasin progresiva de la zona de aceite por gas, acompaada

por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre yhacia los pozos productores. Las caractersticas principales son:

a) La parte superior del yacimiento contiene una alta saturacin del gas.

b) Contino crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por elcasquete gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse en tres maneras:

a) Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulacin de gas

liberado por el aceite al abatirse la presin del yacimiento, a

consecuencia de la segregacin gravitacional.

c) La capa de gas puede crearse artificialmente por inyeccin de gas en la

parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su

segregacin.

1.4.5.4. Por segregacin gravitacional.

Tambin se le llama Drene por Gravedad y es la tendencia del aceite, gas y

agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. Este tipo de

drene puede participar activamente en la recuperaron de aceite. Los

yacimientos presentan condiciones favorables para la segregacin de sus

fluidos cuando poseen espesores considerables o alto relieve estructural, altapermeabilidad y cuando los gradientes de presin aplicados, no gobiernan

totalmente el movimiento de los fluidos.

1.4.5.5. Por empuje hidrulico.

Es muy similar al de desplazamiento por casquete de gas, slo que en este, el

desplazamiento de los hidrocarburos ocurre debajo y en la interfase agua

aceite mvil. En este proceso el agua invade y desplaza al aceite,progresivamente desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos

productores. Si la magnitud del empuje hidrulico es lo suficientemente fuerte


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para mantener la presin del yacimiento o permitir solo un ligero abatimiento de

ella, entonces el aceite ser casi totalmente desplazado por agua.

1.4.5.6. Por empujes combinados.Se presenta cuando tenemos una combinacin de dos o ms mecanismos de

empuje mencionados anteriormente.

1.4.6. Por su comportamiento de fases.

Los fluidos aportados por el yacimiento, los cuales siguen una trayectoria de

flujo a travs del sistema integral de produccin, experimentan una serie

continua de cambios de fase, debido principalmente a las cadas de presin

existentes en la trayectoria de flujo.

Si los fluidos producidos contienen gas en solucin, ste ser liberado debido a

las cadas de presin formando as, un sistema de dos fases, gas- aceite.

La cantidad de gas liberado desde el yacimiento hasta los tanques de

almacenamiento depender de:

a) Las propiedades del hidrocarburo.

b) Presin y temperatura a lo largo de la trayectoria de flujo en el sistema

integral de produccin.

Conforme el gas se libera, el aceite sufre un encogimiento (decrece su

volumen) hasta que se estabiliza en el tanque de almacenamiento a

condiciones estndar de presin y temperatura. En general, el cambio total de

los volmenes de gas y aceite en un punto en particular, a lo largo de la

trayectoria de flujo es resultado de una combinacin de:

a) Expansin del gas libre.

b) Encogimiento del aceite saturado.

c) Transferencia de masa entre las fases gas y aceite (liberacin de gas).


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Todas las mezclas de hidrocarburos pueden ser descritas mediante un

diagrama de fases tal como se muestra en la Figura 1.19. En este diagrama de

presin contra temperatura (P T), la temperatura se localiza en el eje de las

abscisas y la presin en el eje de las ordenadas.

Figura 1.19. Diagrama de fases Presin - Temperatura

La clasificacin de los yacimientos usando diagramas de fase, se realiza con la

localizacin de las condiciones originales de presin y temperatura del

yacimiento en un diagrama como en la Figura 1.19.

Ahora se definen algunos conceptos bsicos asociados con los diagramas

mencionados. Figura 1.20, Figura 1.21 y Figura 1.22.


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1.4.6.1. Propiedades intensivas.

Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia considerada.

1.4.6.2. Punto crtico.Es el estado a condiciones de presin y temperatura para el cual las

propiedades intensivas de las fases lquida y gaseosa son idnticas.

1.4.6.3. Presin crtica.

Es la presin correspondiente al punto crtico. Tratndose de una sustancia

pura, se producirn cambios fsicos (de estado).

1.4.6.4. Temperatura crtica.

Es la temperatura correspondiente al punto crtico. Tratndose de una

sustancia pura, se producirn cambios fsicos (de estado).

1.4.6.5. Curva de burbujeo (ebullicin).

Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, para los cuales se

forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase lquida a la regin de dos

fases.

1.4.6.6 Curva de roco (condensacin).

Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, en los cuales se

forma la primera gota de lquido, al pasar de la regin de vapor a la regin de

dos fases.

1.4.6.7. Regin de dos fases.Es la regin comprendida entre las curvas de burbujeo y roco. En esta regin

coexiste, en equilibrio las fases lquida y gaseosa.

1.4.6.8. Cricondenbara.

Es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y su

vapor.


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25

1.4.6.9. Cricondenterma.

Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y

su vapor.

1.4.6.10. Zona de condensacin retrgrada.

Es aquella en la cual al disminuir la presin, a temperatura constante, ocurre

una condensacin y tambin, al variar la temperatura, presin constante, ocurre

una condensacin.

1.4.6.11. Aceite saturado.

Es aqul que a condiciones de presin y temperatura est en equilibrio con sugas disuelto.

1.4.6.12. Aceite bajo saturado.

Es aqul que a condiciones de presin y temperatura, es capaz de disolver

ms gas.

1.4.6.13. Aceite supersaturado.

Es aquel que a condiciones de presin y temperatura, tiene mayor cantidad de

gas disuelto que el que le correspondera en condiciones de equilibrio.

1.4.6.14. Saturacin crtica de un f luido.

Es la saturacin mnima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido

en el yacimiento.

En la Tabla 1.1 se muestra la clasificacin de los yacimientos con sus

principales caractersticas y diagramas de fase correspondiente


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Tabla 1.1. Clasificacin de yacimientos mediante diagrama de fase.


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27

Figura 1.20. Diagrama de fases tpico para mezcla de hidrocarburos

.1.4.6.15. Yacimiento bajo saturado.

En este yacimiento los fluidos estn en una fase denominada lquida ya que latemperatura a la que se presentan es menor que la crtica. Adems debido a

las condiciones de la acumulacin, la presin inicial sobrepasa a la saturacin,

correspondiente a la temperatura del yacimiento.

Al explotar ste yacimiento la temperatura permanecer constante, no as la

presin, que declinar hasta alcanzar la presin de burbujeo, punto en el cual

se inicia la liberacin de gas en el yacimiento, el cual aparecer en forma de

burbuja. Esta liberacin de gas, combinada con la extraccin del aceite, harque aumente constantemente la saturacin de gas hasta que se abandone el

yacimiento.

Hay que subrayar que en este tipo de yacimientos al alcanzarse la presin de

saturacin, empieza a variar la composicin de los fluidos producidos y por lo

tanto cambiar el diagrama de fases de los hidrocarburos remanentes.

1.4.6.16. Yacimiento de gas y condensado.

En este yacimiento los fluidos estarn tambin en una sola fase, denominada

gaseosa cuando la temperatura exceda la crtica. La composicin ser la


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28

misma hasta que, debido a la extraccin, se alcance la presin de roco. En

este momento se iniciar la condensacin de lquido en los poros del

yacimiento, el cual ser inmvil, por lo que cambiar la composicin del gas

producido en la superficie, disminuyendo su contenido de lquido y

aumentando, consecuentemente, la relacin gas aceite producido. Para este

tipo de yacimiento la temperatura est comprendida entre la crtica y la

cricondenterma.

1.4.6.17. Yacimiento de gas hmedo.

Los fluidos en este yacimiento estarn en fase gaseosa, la cual se conservar

durante toda la vida productora del yacimiento, puesto que la temperatura del

yacimiento es mayor que la cricondenterma. Por esta razn la composicin delos fluidos producidos permanece constante. Aunque los fluidos remanentes

en el yacimiento permanecen en fase gaseosa, los fluidos producidos a travs

de los pozos entraron a la regin de dos fases, por lo que en superficie se

tendr, por lo tanto, produccin de gas y lquido condensado. Figura 1.21.

1.4.6.18. Yacimiento de gas seco.

Son yacimientos con caractersticas similares al anterior, cuya trayectoria de

produccin no entra a la regin de dos fases. Figura 1.21.

1.4.6.19. Yacimiento de aceite voltil .

Son aquellos yacimientos cuya temperatura es ligeramente menor a la crtica.

Figura 1.21.

Cada yacimiento de hidrocarburos tiene un diagrama de fases caracterstico, y

tambin propiedades fsicas y termodinmicas particulares. stas, usualmente

son medidas en laboratorio a partir de pruebas realizadas sobre muestras

obtenidas del pozo mismo.

A manera de ejemplo en la Figura 1.22, se muestra un diagrama de presin-

temperatura (P T) para una mezcla de hidrocarburos representativo de un

aceite bajosaturado a condiciones iniciales de yacimiento. En este diagrama de

fases, se puede seguir la trayectoria correspondiente al flujo, desde el

yacimiento hacia el pozo (proceso isotrmico), a travs de la tubera deproduccin y estrangulador, finalmente hacia elseparador (lnea discontinua).


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29

As mismo, se puede observar el comportamiento de fases del fluido producido,

desde el yacimiento hacia el separador.

Figura 1.21. Clasificacin de los yacimientos por medio de diagrama de fases.

Figura 1.22. Diagrama de Presin - Temperatura para un yacimiento de aceite

bajosaturado (Trayectoria de flujo desde el yacimiento hasta elseparador).


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1.5. Volumen original de hidrocarburos.

El volumen original de hidrocarburos se define como la cantidad que se estima

existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio,

a la temperatura y presin prevaleciente en el yacimiento, y suele referirse a

condiciones de superficie.

1.5.1. Recursos petroleros.

Los recursos petroleros son todos los volmenes de hidrocarburos que

inicialmente se estiman en el subsuelo referido a condiciones de superficie.

Empleando consideraciones de explotacin. Se le llama recurso nicamente a

la parte recuperable de esas cantidades. Dentro de esta definicin, a las

cantidades estimadas en un principio se les denomina volumen original de

hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto o no descubierto; y a sus

porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos

contingentes o reservas. El concepto de reservas constituye una parte de los

recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y

comercialmente explotables.

En la Figura 1.23, se muestra la clasificacin de recursos e incluye las

reservas. Podemos observar que existen estimaciones bajas, centrales y altas

para los recursos, y para las reservas tambin, denominndose probada,

probada ms probable, y probada ms probable ms posible.

El rango de incertidumbre que se ilustra a la izquierda de la Figura 1.23

enfatiza el conocimiento que se tiene de los recursos, o de las reservas, esimperfecto, y por ello, se generan diferentes estimaciones que obedecen a

diferentes expectativas. La produccin, que aparece a la derecha, es el nico

elemento de la figura en donde la incertidumbre no aparece. sta ha sido

medida, comercializada y transformada en un ingreso.

1.5.2. Volumen orig inal de hidrocarburos total.

Segn la Figura 1.23, el volumen original de hidrocarburos total es lacuantificacin de todas las acumulaciones de hidrocarburos naturales que se

estima existen.


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ste volumen incluye a las acumulaciones conocidas, econmicas o no,

recuperables o no, a la produccin obtenida de los campos explotados o en

explotacin, y tambin a las cantidades estimadas en los yacimientos que

podran ser descubiertos.Todas las cantidades del volumen de hidrocarburos total pueden ser recursos

potencialmente recuperables, ya que la estimacin de la parte que se espera

recuperar depende de la incertidumbre asociada, y tambin de circunstancias

comerciales, de la tecnologa usada y de la disponibilidad de informacin. Por

consiguiente, una porcin de aquellas cantidades clasificadas como no

recuperables pueden transformarse eventualmente en recursos recuperables.

Figura 1.23. Clasificacin de los recursos y reservas de hidrocarburos.

Modificado de Petroleum Resources Classification and Definitions, Society of

Petroleum Engineers, 2000.

1.5.3. Volumen original de hidrocarburos no descubierto.

Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una cierta fecha, de

acumulaciones que todava no se descubren pero que han sido inferidas. Al

estimado de la porcin potencialmente recuperable del volumen original de

hidrocarburos no descubierto se le define como recurso prospectivo.


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1.5.4. Volumen original de hidrocarburos descubierto.

Es la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha dada, alojada en

acumulaciones conocidas ms la produccin de hidrocarburos obtenida de las

mismas. El volumen original descubierto puede ser clasificado como econmico

y no econmico. Una acumulacin es econmica cuando hay generacin de

valor como consecuencia de la explotacin de sus hidrocarburos.

De igual manera la parte que es recuperable, dependiendo de su viabilidad

econmica, se le denomina reserva y recurso contingente.

1.5.5. Recursos prospectivos.

Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una fecha dada, de acumulaciones

que todava no se descubren pero que han sido inferidas, y que se estiman

potencialmente recuperables. La cuantificacin de los recursos prospectivos

est basada en informacin geolgica y geofsica del rea en estudio, y en

analogas con reas donde un cierto volumen original de hidrocarburos ha sido

descubierto, e incluso en ocasiones hasta producido. Al considerar el nivel de

incertidumbre, la magnitud de stos puede corresponder a una estimacin baja,

central o alta.

1.5.6. Recursos contingentes.

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas, a una fecha

dada, las cuales potencialmente son recuperables de acumulaciones conocidas

pero que bajo las condiciones econmicas de evaluacin a esa fecha, no son

consideradas comercialmente explotables. Los recursos contingentes pueden

incluir, por ejemplo, acumulaciones donde no exista un mercado para

comercializar lo producido, o donde la recuperacin deseada de hidrocarburos

depende del desarrollo de nuevas tecnologas, o bien donde la evaluacin de la

acumulacin no se ha concluido.

1.5.7. Petrleo crudo equivalente.

Es una forma utilizada a nivel internacional para representar el inventario total

de hidrocarburos. Su valor es el resultado de adicionar los volmenes de aceite

crudo, de condensados, de los lquidos en planta, y del gas seco equivalente a


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lquido. Este ltimo corresponde, en trminos de poder calorfico, a un cierto

volumen de aceite crudo. El gas seco considerado en este procedimiento es

una mezcla promedio del gas seco producido en Cactus, Ciudad Pemex y

Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado equivalente a este gas

corresponde al tipo Maya. Su evaluacin requiere de la informacin actualizada

de los procesos a que est sometida la produccin del gas natural, desde su

separacin y medicin, hasta la salida de las plantas petroqumicas. En la

siguiente figura observamos los elementos para el clculo del petrleo crudo

equivalente

En la Figura 1.24, se puede observar que el aceite crudo no sufre ninguna

conversin para llegar a petrleo crudo equivalente. En tanto, el gas natural esproducido y su volumen se reduce por el autoconsumo y el envo de gas a la

atmsfera.

Dicha reduccin se refiere como encogimiento del fluido, y se denomina

eficiencia en el manejo. El gas contina su transporte, y tiene otra alteracin en

su volumen al pasar por estaciones de recompresin, en donde los

condensados son extrados del gas; a esta alteracin en el volumen por el

efecto del transporte se le denomina encogimiento por licuables en el

transporte.

El condensado se contabiliza directamente como petrleo crudo equivalente.

El gas contina su proceso dentro de las plantas petroqumicas en donde es

sometido a diversos tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no

hidrocarburos y nuevamente se extraen otros licuables o lquidos de planta.

Esta nueva reduccin en el volumen del gas es conceptualizada a travs del

encogimiento por impurezas y por el encogimiento de licuables en planta.

Debido a su naturaleza, los lquidos de planta son agregados como petrleo

crudo equivalente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas, se

convierte a lquido con una equivalencia de 5.201 millares de pies cbicos de

gas seco por barril de petrleo crudo equivalente. Este nmero es el resultado

de considerar 5.591 millones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075 BTU por

pie cbico de gas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de 192.27


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barriles por milln de pies cbicos, o su inverso dado por el primer valor

mencionado.

1.5.8. Ingeniera de produccin.

La ingeniera de produccin se encarga de la aplicacin de conocimientos

tcnicos y cientficos al transporte de los recursos desde el yacimiento hasta

los puertos o refineras. Determinan qu mtodo de produccin debe ser

usado, disean y optimizan las instalaciones de superficie para el tratamiento

primario de los hidrocarburos, como separadores de fases, tanques de

almacenamiento, sistemas de purificacin, lneas de flujo y sistemas de

bombeo y compresin del petrleo o el gas natural, con el objetivo de llevar el

crudo o gas a condiciones especficas a las cuales se puede comercializar odistribuir.

Figura 1.24. Elementos para el clculo del petrleo crudo equivalente.


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Captulo 2 Administracin y evaluacin de yacimientos maduros_______________________________________________________________

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CAPTULO 2

ADMINISTRACIN Y EVALUACIN DEYACIMIENTOS MADUROS


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2.1. Definicin de Administracin y evaluacin de yacimientosmaduros.

Si bien es cierto que desde los primeros descubrimientos de campos

petrolferos se han practicado elementos de administracin de yacimientos, el

concepto de una administracin integral de yacimientos, empez a manejarse

hace no ms de dos dcadas.

La administracin integral de yacimientos (AIY) surgi como una extensin de

la ingeniera de yacimientos, en la que se manejan las tecnologas relativas al

movimiento de los fluidos petrolferos, en el yacimiento, en el pozo y en las

instalaciones superficiales. Sin embargo, la AIY y la ingeniera de yacimientos,

no son idnticas. La AIY supone la existencia de metas, hacia las cuales es

dirigida la tecnologa de yacimientos. La idea central de la AIY petroleros, es la

de fijar metas para explotar los yacimientos y llevarlas a cabo auxilindose de

las diferentes tecnologas, en forma especfica a cada yacimiento.

La AIY es un proceso dinmico que puede darse a travs de un conjunto de

operaciones y decisiones, mediante las cuales un yacimiento es identificado,

medido, producido, desarrollado, monitoreado y evaluado, desde sudescubrimiento hasta su agotamiento y abandono.

La AIY se puede definir tambin como:

La aplicacin de la ltima tecnologa a un sistema de yacimientos conocidos,

en armona con el entorno existente.

Debe hacerse nfasis en que la AIY no es simplemente la creacin de un plan

de agotamiento o un plan de desarrollo, sino ms bien, una estrategia integraday planeada para la explotacin adecuada de los yacimientos.

Desde el punto de vista rigurosamente tcnico, la AIY se puede considerar

tambin como: el conjunto de decisiones y operaciones mediante el cual, a un

yacimiento petrolero se le identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y

evala en todas sus etapas de produccin, sto es, desde su descubrimiento,


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pasando por su explotacin, hasta su abandono. Como se muestra en la Figura

2.1:

Figura 2.1. Etapas de la vida de un yacimiento segn la AIY.

Grabar, interpretar y aplicar los datos del yacimiento correctamente son

algunas de las tareas ms importantes que el ingeniero petrolero y gelogo

deben realizar. La calidad y cantidad de estos datos determinan el xito de

cualquier estudio posterior de ingeniera y geologa y, consecuentemente, del

proyecto entero.

2.2. Fundamentos de la Administracin de yacimientosmaduros.

1.- Cundo debera comenzar la administracin de yacimientos?

El tiempo ideal para comenzar con la administracin de un yacimiento es

cuando se descubre.


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Nunca es demasiado temprano para comenzar con la administracin, ya

que si sta es llevada a cabo desde los programas de desarrollo, puede

servir como una herramienta para el monitoreo del yacimiento, es

probable tambin que ahorre grandes cantidades de dinero a lo largo dela vida del yacimiento.

2.- Qu datos necesitamos, cmo y donde podramos recolectarlos?

Es necesaria la informacin?

Qu vamos a hacer con esa informacin?

Qu decisiones podemos tomar como resultado de la informacin?

Beneficios de la informacin.

Pueden obtener al mnimo costo?

Demostrar las necesidades, costos y beneficios para cada programa de

adquisicin de informacin.

Una temprana definicin y evaluacin del yacimiento es el fundamento

para una buena administracin del yacimiento.

Participar de las decisiones operativas.

3.- Qu tipos de preguntas deberamos contestar cuando se realiza la

recoleccin e interpretacin de los datos para asegurar un proceso efectivo de

la administracin de los yacimientos?

Cules son nuestras conclusiones?

Pueden estas conclusiones medir todos los factores? si es as por

qu? si no lo es por qu no?

Es posible otra interpretacin de la informacin?

Qu consideraciones debemos hacer en la recoleccin de informacin

cules de estas consideraciones son aceptables?


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Es posible recolectar la informacin?

Existe informacin adicional necesaria?

Se tiene un adecuado estudio geolgico?

Esta adecuadamente definido el yacimiento?

4.- Por qu es necesario un equipo unido para la administracin del

yacimiento?

El xito de la administracin de yacimientos requiere de la integracin de

un grupo de esfuerzos.

Todos los desarrollos y decisiones operativas deben ser tomadas por un

equipo de administracin del yacimiento.

Un factor para que un miembro del equipo pueda considerar al sistema

entero, no solo son el conocimiento de los aspectos del yacimiento u

operativos, debe ser efectivo en sus decisiones y en sus habilidades

humanas.

Un especialista puede considerarse como la persona que tiene un alto

nivel de conocimientos. No mucha gente en la organizacin tiene los

conocimientos en todas las reas pero muchos individuos se

desempean y desarrollan individualmente en una cierta rea con un

sentimiento intuitivo y conocen los elementos de su campo.

El esfuerzo de un equipo en la administracin de yacimientos ( aumento

en la complejidad de los sistemas y tcnicas nuevas unidos a las difcilescondiciones de los nuevos yacimientos)

5.- Cul es el mejor camino para aplicar la aproximacin del equipo a la

administracin del yacimiento?

Promover la aproximacin del equipo o integracin.

Facilitar la comunicacin.


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Reuniones peridicas.

Realizar un foro donde los miembros expliquen sus objetivos funcionales

al resto del equipo.

Construir un ambiente que promueva el respeto y entendimiento.

Tener claro que los miembros del equipo deben ser maestros para los

otros miembros.

nfasis en la necesidad e importancia que tiene la interaccin entre

todas las ramas.

Para el ingeniero de yacimientos es importante conocer el modelogeolgico y para el gelogo es importante la interpretacin o posibles

modificaciones que se deban hacer del ingeniero en desarrollar los

modelos geolgicos la terminacin de pozos y viceversa para ambas

ramas.

Claridad y consistencia en la necesidad de cada miembro por suprimir

sus ambiciones individuales y su ego, por las metas del equipo.

Requerimiento de cada miembro del equipo de mantener un alto nivel

tcnico y de competencia.

Proveer, para el equipo de desarrollo un modelo apropiado, que sea

continuo, simultneo y de comportamiento cooperativo.

Los ingenieros de yacimiento no deben esperar a que el gelogo termine

su trabajo debe existir una interaccin.

2.3. Evaluacin de Campos Maduros.

2.3.1. Definiciones de campo maduro.

Se llaman campos maduros a aquellos campos de aceite despus de

cierto periodo de produccin.


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Un campo maduro es aquel que alcanza su pico de produccin o

campos productores en una etapa de declinacin.

Un campo maduro es aquel que alcanza su lmite econmico despus

de una recuperacin primaria, secundaria y terciaria.

Un campo maduro es aquel que est en declinacin siendo el

rejuvenecimiento costoso y menos atractivo que obtener produccin de

campos en desarrollo.

Un campo maduro es aquel donde se ha rebasado el pico de produccin

previsto en el esquema original de explotacin, habiendo producido por

ms de 10 aos, en general. Figura 2.2.

Un campo marginal es aquel cuyos ingresos son menores a los gastos

que se requieren para mantenerlos en produccin.

En la Figura 2.2, se muestran diferentes etapas de recuperacin a las cuales

se puede asumir que empieza a madurar. La tendencia tpica es el periodo

indicado por la flecha.

2.3.2. Recoleccin y organizacin de datos.

Los tipos de datos recolectados pueden ser divididos en dos grandes grupos:

estticos y dinmicos. Los datos estticos representan mediciones directas de

algunas propiedades del yacimiento o de los fluidos (por ejemplo, la porosidad,

la permeabilidad, saturacin de agua congnita, temperatura, composicin

qumica, etc.). Los datos dinmicos se refieren al nivel de fuerzas contenidas o

inducidas dentro del yacimiento (por ejemplo, presin, propiedades PVT,permeabilidad efectiva, etc.). Tabla 2.1 y Tabla 2.2.


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Figura 2.2. Etapas de recuperacin a las cuales se puede asumir que empiezaa madurar un yacimiento.

En la Figura 2.3, se ilustra los tipos de datos de pozos y del yacimiento que

pueden ser obtenidos para estudios del yacimiento.


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Figura 2.3. Datos de pozo y de yacimiento que pueden obtenerse para estudio.


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2.3.3. Datos de evaluacin de la formacin.

Mediciones in-situ Mediciones en superficie Interpretacingeolgica

Registros de lodo Anlisis de Ncleos Normalizacin deregistros

Registros de pozo Porosidad Mapa litolgico

Elctricos Permeabilidad Determinac in delCGO/CWO

SP Permeabilidad relativa Secciones cruzadas

Resistividad Mojabilidad Mapas depermeabilidad

Conductividad Distribucin de fluidos Estructuras

Induccin Presin capilar Identificacin de

arcillas

Acsticos Geometra del poro Mapas de isopacas

Sonido Compresibilidad de la

roca

Volmenes del

yacimiento

Radiacin

Densidad de la formac in

Rayos Gamma

Neutrn-Rayos Gamma

Neutrn-Trmico

Carbn/Oxgeno

Otros

RFT (repeat formation tester)

Tabla 2.1. Datos de evaluacin de la formacin.


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2.3.4. Datos del fluido del yacimiento y de la formacin.

ANALISIS DE FLUIDO DATOS DEPRESION

DATOS DEPRODUCCION-

INYECCION

HISTORIAL DETERMINACION

PROGRAMAQUMICO

COMPOSICION DELFLUIDO

DATOSORIGINALES DE

PRESIN

VOLUMENES DEFLUIDO

DATOS ORIGINALESDE TERMINACION

CONTROL DEPARAFINAS

COMPORTAMIENTOPVT

PRESIN DEPORO

GASTOS DEENTRADA Y SALIDA

REVISION DE LOSARCHIVOS DE LOS

POZOS

EMULSIONES

COMPRESIBIL IDAD PRESION DEFRACTURA

RAZONESGAS/ACEITE

TERMINACIONESSIMILARES

CONTROL DECORROSION

VISCOSIDAD PRUEBAS DEINTERFERENCIA

DISMINUCION DEINYECCION

PROCEDIMIENTOSDE CEMENTACION

IDENTIFICACIONDE

INCRUSTACIONESDE PREVENCION

DENSIDADESPECIFICA

PROGRAMA DEPRESIONES

DOCUMENTACINDE CANALESCONOCIDOS

PROCEDIMIENTOSDE PERFORACION

SOLUBILIDAD PRUEBASESTATICAS DE

BHP

PROGRAMA DEPRUEBAS

PERIODICAS

DAO A LAFORMACION

Tabla 2.2. Datos de produccin y fluidos del yacimiento.

A continuacin se muestra la metodologa pasa a paso para el estudio de unyacimiento. Figura 2.4.

2.3.5. Metodologa pas a paso.

1. Revisar estudios previos.

2. Revisar el comportamiento del campo y su desarrollo, incluyendo:

a) Operaciones de recuperacin primaria, secundaria y mejorada.

Prestando particular atencin a:

b) Mecanismos de empuje.

c) Historia de produccin y presin (deducir el comportamiento pasado).

d) Factores de recuperacin.

e) Relacin de movilidad y eficiencia de barrido.


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Figura 2.4. Diagrama de flujo para el estudio de un yacimiento.

f) Espaciamiento de pozos y drene.

g) Condiciones de pozos e instalaciones.

h) Curvas IPR y el comportamiento individual de cada pozo.

3. Establecer parmetros geolgicos, incluyendo:

a) Configuracin general del yacimiento.

b) Distribucin de los fluidos y su movimiento en el yacimiento.

c) Variacin de las propiedades en el espacio poroso.

d) Continuidad y espesor.

e) Porosidad.


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f) Espesor y mapas estructurales.

g) Tipo de roca, porosidad y permeabilidad.

h) Contactos de fluidos.

i) Descripcin 3D del yacimiento.

j) Estratificacin vertical.

4. Determinar la ganancia. Comparar datos de ncleos y registros con datos deDST y RFT.

5. Estimar el aceite original in-situ y gas original in-situ.

6. Revisar la base de datos y el programa de monitoreo, incluyendo:

a) Registros, pruebas de pozos.

b) Perfiles de inyeccin.

c) Registros de terminaciones/reparaciones.

d) Anlisis PVT.

e) Permeabilidad relativa, presin capilar, pruebas de flujo y mojabilidad enncleos.

f) Datos de instalaciones superficiales.

g) Monitoreo de patrones de comportamiento.

h) Comportamiento de pozos.

7. Uso de simuladores para realizar el ajuste de historia.

8. Estimar reservas (originales y remanentes) y la produccin futura.

a) Geologa y datos de evaluacin de formacin.

b) Mecanismos de empuje.

c) Propiedades de los fluidos.

d) Datos de permeabilidad relativa y datos de saturacin residual.

e) Reservas.


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2.3.6. Entrada de datos Geolgicos.

La mayora de los yacimientos no son homogneos, muestran variaciones

complejas en su continuidad, en sus patrones de espesor y otras propiedades,

incluyendo porosidad, permeabilidad y presin capilar.

El yacimiento comnmente se divide vertical y de forma areal en zonas o reas

basado en diferencias de las propiedades de la roca.

Con el paso de los aos, geocientficos e ingenieros han entendido el valor de

la sinergia entre sus funciones.

En los ltimos aos se ha dado nfasis en el valor de la descripcin del

yacimiento, usando conceptos geolgicos, geofsicos y de ingeniera.

Se debe tener una descripcin ms exacta del yacimiento, para poder usarse

en los clculos de ingeniera.

El objetivo de la administracin de yacimientos no puede ser alcanzado si no se

identifica y define todos los yacimientos de un campo junto con sus

propiedades fsicas.

Se deben integrar todos los elementos disponibles. Los estudios de yacimiento

son ms efectivos cuando los gelogos e ingenieros determinan en conjunto al

inicio:

a) El curso de la investigacin.

b) El rea de trabajo para cada equipo.

c) Las fechas para combinar resultados.

Esto requiere entender la tecnologa usada por los dems y estar consientes en

que se basa esta tecnologa. Este entendimiento promueve un intercambio de

ideas, que forma una base de actividades de sinergia.

El propsito de realizar mapas geolgicos es encontrar trampas que pudieran

contener aceite o gas, una vez encontradas, aplicar conceptos geolgicos para

llevar a cabo un desarrollo y produccin eficiente de estos prospectos. Como


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sea, es importante recordar que estos mapas nunca son terminados, cuando se

perforan nuevos pozos o se examinan los ya existentes, se dispone de ms

informacin.

Los mapas de litofacies son de gran ayuda para definir los distintos tipos de

roca del yacimiento. La correlacin de propiedades del yacimiento, incluyendo

la porosidad y permeabilidad, se hace ms comprensible cuando se aplica

especficamente al tipo de roca. Figura 2.5.

Figura 2.5. Mapa de litofacies.

En la Figura 2.5, se muestra la distribucin de clastos en el sureste deColorado. Este mapa de facies muestra el desgaste de los sedimentos hacia eloeste.


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2.3.7. Mapas de Paleoambientes.

Estos mapas muestran los ambientes en las superficies antiguas. Representanlas reas geolgicas que existan hace varios periodos geolgicos en el

pasado.

2.3.8. Reevaluacin de la informacin subsuperficial.

Mientras mas pozos se perforen, las interpretaciones geolgicas y los mapascambiaran. Por lo tanto, los gelogos estn constantemente reevaluandoinformacin subsuperficial. Registros de pozos y ncleos son usualmenteusados para identificar y correlacionar las rocas del yacimiento y determinarporosidad potencial y la naturaleza de los fluidos contenidos en ellas.

2.3.9. Regist ros de pozos comnmente util izados.

a) Registros de perforacin.

b) Registros de muestra (litolgicos y paleontolgicos).

c) Registros elctricos.

d) Registros de rayos gamma y neutrn.

e) Registros de tiempo de perforacin.

f) Anlisis de ncleos y lodos.

g) Registros de calibracin.

h) Registros de temperatura.

i) Registros de profundidad.

En algunos yacimientos, la formacin productora, o net pay, puede ser

identificada por una distribucin de porosidad. Un valor limite de porosidad es

seleccionado para que solo muestras con porosidades mayores que el limitesean definidas como la formacin productora, net pay.

A diferencia de la porosidad, la permeabilidad no es normalmente distribuida.

Cuando el logaritmo de la permeabilidad y la frecuencia son graficados,

entrega una distribucin normal.

Permeabilidad, como la porosidad es usada para determinar la formacin

productora, net pay, para usarla en datos volumtricos. Un valor lmite de


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permeabilidades puede ser elegido en base a las muestras las cuales tienen

una permeabilidad igual o mayor al valor limite.

Un ejemplo de la capacidad de permeabilidad acumulada contra la

permeabilidad es mostrada en la Figura 2.6. El 80% de la capacidad productora

de este yacimiento esta representada por muestras que tienen permeabilidades

mayores a 45 md. 95% de la capacidad est representada por muestras que

tienen permeabilidades mayores a 10 md.

Figura 2.6. Histograma de distribucin de permeabilidad.

El concepto de lmite de la porosidad y permeabilidad es ms apropiado

aplicarlo en base de facies individuales. Tambin, la correlacin de porosidad y

permeabilidad es ms significativa si es desarrollada para facies individualesque en el campo entero.

2.3.10. Generar nuevos mapas a partir de datos pasados.

El volumen de roca que contiene hidrocarburos puede ser determinado por

secciones totales o en malla.

Los volmenes de roca de la seccin completa pueden ser determinados a

partir de curvas de nivel o el mapa de isopacas.


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2.3.11. Los nuevos mapas.

Mapas de h (porosidad-grosor, Figura 2.7) y Kh (permeabilidad-grosor,

Figura 2.8) pueden ser creados para cada zona en un yacimiento o para todas

las zonas.

MAPA h

Figura 2.7. Se muestra el modelado de la porosidad de la parte superior en unyacimiento.

MAPA Kh

Figura 2.8. Se muestra el modelado de los canales de permeabilidad horizontal

en un yacimiento.


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Los mapas h y Kh pueden ser comparados con los datos de produccin

acumulada y productividad / inyectividad.

Tambin provee en medios de control de inyeccin y produccin para

maximizar el barrido areal y vertical en una inyeccin.

Los ndices o ritmos de inyeccin/produccin son gobernados por la

distribucin Kh, mientras, para alcanzar un frente de invasin uniforme areal y

verticalmente, los ndices de inyeccin/produccin deben ser distribuidos de

acuerdo a h.

2.3.12. Grficos. (Figura 2.9)

Figura 2.9. Grficos para % de espacio de poro, % de fluido inyectado,

Saturacin de aceite y RB/D.


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2.3.13. Mapa de burbuja. (Figura 2.10)

Figura 2.10. Mapa de burbuja que muestra el radio de drene y el volumen totalque invadi el agua.

2.3.14. Preparacin del reporte.

La evaluacin del yacimiento requiere obtener y organizar los datos, evaluar o

valorar la calidad de los datos, analizndolos y, finalmente, preparando un

reporte que documente todos los pasos anteriores en una forma metdica.

El reporte tpicamente contiene secciones sobre:

a) Recomendaciones y conclusiones.

b) Informacin introductoria.

c) Historia del campo.

d) Geologa del yacimiento.


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e) Desarrollo del campo (recuperacin primaria, secundaria y/o

recuperacin mejorada).

f) Trabajos de laboratorio realizados (PVT y permeabilidad relativa).

g) Anlisis de desempeo.

h) Simulacin (ajuste de historia y predicciones) y/o anlisis

convencionales de ingeniera de yacimientos.

i) Descripcin del pozo e instalaciones, junto con cualquier modificacin

requerida.

j) Consideraciones y proyecciones econmicas informacin detallada delestudio, en forma del un apndice.

k) Informacin detallada del estudio, en forma del un apndice.

2.3.15. Adquisicin de los datos.

Una bien formulada e integrada adquisicin de datos y programa de anlisis es

fundamental para una eficiente administracin de yacimientos.

2.3.15.1. Este programa tendr los siguientes atributos:

a) Esta diseado para identificar las necesidades actuales y futuras del

proyecto.

b) Requiere de datos de calidad preparados en modo oportuno.

c) Es flexible y fcilmente se adapta a las circunstancias operacionales,

econmicas, ambientales y legales.

d) Es fcil trabajar con l, archivar y recuperar.

e) Atractivas relaciones costo / beneficio.


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2.3.15.2. Un programa eficiente de flujo de datos consiste

de:

a) Planificacin de datos.

b) Recoleccin de datos.

c) Anlisis y reduccin de datos.

d) Sntesis de los datos.

2.3.15.3. La planificacin de datos involucra responderlas siguientes preguntas:

Por qu es necesario este dato?

Quin usar este dato?

Qu tipo de dato se requiere?

Cuntos datos son requeridos?

Cul el costo de adquisicin de este tipo y nmero de datos?

Cundo son requeridos los datos?

Cundo se usarn los datos?

Quin ser responsable de la adquisicin de los datos?

2.3.15.4. Recomendaciones para la adquisicin de losdatos.

Dnde deben ser recolectados los datos?

Con qu frecuencia deben ser recolectados los datos?

Cul el procedimiento correcto para recolectar datos confiables y

aplicables?

Quin auditar la exactitud y pertinencia de los datos?

Quin crear una base de datos para la informacin obtenida?

Quin dar mantenimiento a la base de datos?


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Los procedimientos para la recoleccin de datos deben ser diseados para

asegurar la calidad de estos, y que cualquier dato cuestionable sea

reemplazado por un dato de calidad.

El conocimiento de procedimientos y prcticas para la adquisicin de datos, as

como el conocimiento del objetivo primordial, es obligatorio en la obtencin de

datos de calidad.

Debemos establecer una jerarqua en la adquisicin de datos. Esta jerarqua es

determinada por los objetivos de la administracin de yacimientos y la fase

particular de la vida del yacimiento.

2.3.15.5. Este ciclo puede ser divid ido en tres etapas:

a) Temprana.

b) Intermedia.

c) Madura.


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Captulo 3 Incorporacin de reservas_______________________________________________________________

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CAPTULO 3

INCORPORACION DE RESERVAS


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3.1. Clasificacin de las reservas de hidrocarburos.

Se llama as al volumen de hidrocarburos, medido a condiciones estndar

(presin=14.7 lb/pg2 y temperatura = 60 o F), que se puede producir

econmicamente con cualquiera de los mtodos y sistemas de explotacin

aplicables (recuperacin primaria, recuperacin secundaria, etc.) en el

momento de su evaluacin.

La exactitud de las reservas depende de la calidad y cantidad de los datos

disponibles, su valor ms cercano a la realidad se obtendr a medida que

transcurra la vida productiva del yacimiento.

Cada ao, cada una de las empresas operadoras as como los pases

productores actualizan sus reservas de hidrocarburos de acuerdo con

definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas por la comunidad

financiera. En el caso de las reservas probadas, las definiciones usadas

corresponden a las emitidas por la Securities and Exchange Comision (SEC).

Para las reservas probables y posibles se aplican las definiciones de la Societyof Petroleum Engineers (SPE), y de la World Petroleum Council (WPC).

Los esfuerzos de SPE/WPC en las definiciones propuestas, representan un

cambio muy importante. En Febrero de 1997 presentan las definiciones de

reservas para la regularidad en la evaluacin de las mismas.

Las estimaciones de las reservas generalmente sern revisadas conforme sedisponga de informacin adicional, geolgica y/o de ingeniera, y cuando

existan cambios en las condiciones econmicas (precio del petrleo, costo de

operacin o costo del barril producido).

Las reservas son definidas como aquellas cantidades de hidrocarburos que se

prev sern recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una

fecha dada.. Todos los clculos aproximados de reservas involucran la

incertidumbre en diferentes grados. Evidentemente, el nivel de la incertidumbre


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depende de la cantidad de datos geolgicos los creados en la poca en que el

clculo aproximado es hecho adems de la interpretacin de dichos datos.

Es de igual importancia la incertidumbre financiera, poltica y contractual, se

debe considerar el clculo aproximado que refleje el futuro del desarrollo y de

la produccin. Para complacer los niveles de incertidumbre, las definiciones

SPR / WPC conservan las dos clasificaciones principales de reservas; como las

probables y las reservas posibles, para denotar el incremento de la

incertidumbre tcnica y financiera, o poltica. Diagrama 3.1.

Diagrama 3.1, Clasificacin de Reservas

3.1.1. Reserva original.

Es aquel valor de reservas que se calcula al considerar los volmenes

originales tanto de crudo como de gas y condensados, un factor de

encogimiento y un factor de recuperacin. El factor de encogimiento se aplicapara considerar los cambios experimentados por los hidrocarburos al pasar de


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las condiciones del yacimiento a las condiciones atmosfricas. El factor de

recuperacin estima el volumen efectivo que puede ser extrado de acuerdo al

tipo de yacimiento y a la tecnologa que se aplica al momento de la explotacin.

Tambin se puede decir que la reserva original es la fraccin del recurso que

podr obtenerse al final de la explotacin del yacimiento.

3.1.2. Reservas probadas.

Son aquellos volmenes de hidrocarburos o sustancias asociadas, evaluadas a

condiciones atmosfricas, las cuales por anlisis de datos geolgicos y de

ingeniera, se estima con razonable certidumbre, que sern comercialmente

recuperables a partir de una fecha dada, provenientes de yacimientos

conocidos y bajo las condiciones econmicas actuales, mtodos operacionales

y regulaciones gubernamentales. Dichos volmenes estn constituidos por la

reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

3.1.3. Reservas probables.

Son aquellas reservas no probadas cuyo anlisis de datos geolgicos y de

ingeniera sugieren que son ms tendientes a no ser comercialmente

recuperables. Para los mtodos probabilsticos, esto implica que se tendr al

menos una probabilidad del 50 % de que las cantidades actualmente

recuperadas sern iguales o mayores que la suma de las reservas estimadas

tales como las probadas, las probables ms las posibles.

3.1.4. Reservas posibles.

Son aquellas reservas que el anlisis de datos geolgicos y de ingeniera

sugieren que son menos probables de ser comercialmente recuperables que

las reservas probables. En este contexto cuando se utilizan mtodos

probabilsticos, el termino posible implica que se tiene una probabilidad del

10% de que las cantidades sern iguales o mayores que la suma de lasreservas estimadas tales como las probadas.


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3.1.5. Reservas potenciales.

Es la diferencia en reas o provincias en donde la informacin geolgica y

geofsica disponible indica la presencia de factores favorables para la

generacin, acumulacin y explotacin de hidrocarburos, excluyendo las reas

de las reservas probadas y probables. Se le llama reserva potencial original a

la suma de: las producciones acumuladas, las reservas probadas, las reservas

probables y la reserva potencial.

3.1.6. Reservas desarrolladas.

Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes,

que pueden ser extradas con la infraestructura actual mediante actividades

adicionales con costos moderados de inversin. En el caso de las reservas

asociadas a procesos de recuperacin secundaria y/o mejorada, sern

consideradas desarrolladas nicamente cuando la infraestructura requerida

para el proceso est instalada o cuando los costos requeridos para ello, sean

considerablemente menores, y la respuesta de produccin haya sido la prevista

en la planeacin del proyecto correspondiente.

3.1.7. Reservas no desarrolladas.

Son reservas que se espera sern recuperadas a travs de pozos nuevos en

reas no perforadas, o donde se requiera un gasto relativamente grande para

terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones de produccin y

transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de recuperacin primaria comorecuperacin secundaria y mejorada. En el caso de inyeccin de fluidos, u otra

tcnica de recuperacin mejorada, las reservas asociadas se consideran

probadas no desarrolladas cuando tales tcnicas hayan sido efectivamente

probadas en el rea y en la misma formacin.


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3.1.8. Reservas no probadas.

Son volmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosfricas, al

extrapolar caractersticas y parmetros del yacimiento ms all de los lmites

de razonable certidumbre, o de suponer pronsticos de aceite y gas con

escenarios tanto tcnicos como econmicos que no son los que prevalecen al

momento de la evaluacin. En situaciones de desarrollo no inmediato, los

volmenes de hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden

ser clasificados como reservas no probadas.

3.1.9. Reservas remanentes.

Son aquellas reservas que se calculan al restar a los componentes de la

reserva original, los volmenes de crudo, gas y condensado que han sido

extrados durante la vida productiva del yacimiento. Figura 3.1.

Figura 3.1. Vida productiva de los yacimientos en Mxico.


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3.1.10. Factores que afectan la recuperacin.

La recuperacin de hidrocarburos depender de diversos factores, entre otros:

a) Variaciones en las propiedades fsicas de la roca.

b) Variaciones en las propiedades de los fluidos.

c) Del tipo de empuje que predomine en el yacimiento.

d) Del proceso de explotacin (inyeccin de agua, polmeros, miscibles,

baches de CO2, etc.)

e) Del ritmo de extraccin.

f) Del nmero de pozos y su localizacin.

3.1.11. Clculo de Reservas de Aceite.

La estimacin de las reservas debe hacerse en base a estudios de prediccin

de comportamiento, ya sea estos con la ecuacin de balance de materia o con

modelos matemticos. De no ser esto posible se pueden estimar con laexpresin siguiente:

Reserva = N . FR

Donde:

N volumen original de aceite a Condiciones Base (condiciones estndar).

FR

- Factor de recuperacin del aceite, en fraccin.

3.2. Clculo del volumen original de hidrocarburos.

El volumen original de hidrocarburos se define como la cantidad que se estima

existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio,

a la temperatura y presin prevaleciente en el yacimiento, y suele referirse a

condiciones de superficie.


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El volumen de hidrocarburos puede inferirse por procedimientos deterministas

o probabilistas. Los primeros incluyen, princi

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Explotacion de Campos Maduros-Aplicaciones de Campo (Tesis)