volumen original de hidrocarburos

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LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE MÉXICO INTRODUCCION 1 Definiciones básicas 1.1 Volumen original de hidrocarburos 1.2 Recursos petroleros 1.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 1.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 1.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 1.2.2 Recursos prospectivos 1 2.2.3 Recursos contingentes 1

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LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE MÉXICO

INTRODUCCION

1 Definiciones básicas

1.1 Volumen original de hidrocarburos

1.2 Recursos petroleros

1.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ

1.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto

1.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto

1.2.2 Recursos prospectivos

1 2.2.3 Recursos contingentes 1

DEFINICIONES BÁSICAS

Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual de las reservas remanentes de hidrocarburos del país definiciones y conceptos basados en los lineamientos establecidos por organizaciones internacionales.

El establecimiento de procesos para la evaluación y clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a las definiciones empleadas internacionalmente, garantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes de reservas reportados, así como en los procedimientos empleados para su estimación. Adicionalmente, la decisión de Pemex de certificar sus reservas anualmente por consultores externos reconocidos internacionalmente, incrementa la confianza en las cifras reportadas.

La explotación de las reservas requiere inversiones para la perforación y terminación de pozos, la realización de reparaciones mayores y la construcción de infraestructura entre otros elementos. Así, para la estimación de las reservas se consideran todos estos elementos para determinar su valor económico. Si éste es positivo, entonces los volúmenes de hidrocarburos son comercialmente explotables y, por tanto, se constituyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes pueden clasificarse como recursos contingentes.

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VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Es la cantidad de hidrocarburos que se estima existe inicialmente en un

yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio, a la temperatura y presión

prevalecientes en el yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condiciones

como a condiciones de superficie.

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VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Es la cantidad de hidrocarburos que se estima existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio, a la temperatura y presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condiciones como a condiciones de superficie.

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VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento específica. El método volumétrico, es usado esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo, gas, condensado, entre otros.

El método depende de parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos características importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepípedo. 5

METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Para la estimación del Petróleo y/o el Gas en sitio, en la ingeniería de yacimiento, se usan diferentes métodos dependiendo de la etapa de la vida en que se encuentre el yacimiento.

•Métodos volumétricos

•Método de las Isópacas

•Analítico

•Gráfico

•Método de Isohidrocarburos

•Método cimas y bases

•Balance de materiales

•Métodos estadísticos

•Método de Montecarlo

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Métodos volumétricos

Si el yacimiento es nuevo y solo se disponen de los datos de geológicos, petrofísica, las características físicas de muestras de los fluidos contenidos en el yacimiento, presión inicial y temperatura, se hace un estimado por el método volumétrico (que es un método determinístico, ya que aporta un solo resultado promedio del yacimiento). Ese método, consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, isohidrocarburos, mediante un proceso de planimetría de los contornos.

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) es necesario conocer los datos de petrofísica: porosidad(Ø), saturación de agua connata (Swc) y físicos: espesor (h).

Porosidad = Efectiva8

METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Métodos volumétricos

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Límite areal de los reservorios

Una vez perforado un conjunto de pozos exploratorios y haber obtenido y analizado los datos, se procede a evaluar la extensión are al del yacimiento en estudio, con el fin de poder determinar el contenido de hidrocarburos. La extensión areal está definida como la superficie que alcanza o abarca una acumulación de hidrocarburos.

Los límites del yacimiento y la presencia de fallas, modificarán el área encerrada por las curvas estructurales. La extensión del yacimiento se determinará por características como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Límite físico

Límite de un yacimiento definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, cambio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.), por contactos entre fluidos, o por reducción hasta límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Límite convencional

Límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga del mismo; así también como de algunas normas establecidas.

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Mapa estructural

Son líneas unidas por puntos de igual profundidad, y nos dan indicios de la forma de la estructura del yacimiento. Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos.

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METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Método de las isópacas

Mapa Isopaco Consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Una vez plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado: planímetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena.

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METODO DE LAS ISOPACAS

Para el cálculo de volúmenes, se aplica las ecuaciones de geometría: trapezoidal o piramidal.

Razón de áreas

Se debe tener en cuenta que mientras mas divisiones posea la estructura, será menor el error que se pueda generar durante el cálculo del volumen de roca. 15

METODO DE LAS ISOPACAS

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Reservas y Recursos de MéxicoReservas y Recursos Prospectivos

(miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

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LA SOBRE EXPLOTACIÓN

En 2012, las reservas descubiertas de aceite apenas alcanzarían, en un estimado muy optimista, unos 150 millones de barriles de crudo como reservas probadas, pero la extracción ascendió a 2 millones 548 mil barriles diarios, esto es a poco más de 930 millones de barriles al año; es decir, en el mejor de los casos, se repuso una sexta parte de las reservas probadas.

Es una política no sostenible. La publicidad repite que se ha alcanzado a reponer más del ciento por ciento de reservas, porque presenta las reservas “posibles” como algo seguro de extraer, pero esa categoría agrupa recursos con sólo el 10 por ciento de probabilidad de recuperase.

Pemex espera corregir este desequilibrio entre reservas disminuidas y excesiva extracción con la reforma energética. Espera que la inversión extranjera que aplicará nuevas tecnologías mejore la tasa de éxitos, intensifique el número de pozos perforados y eleve la producción. Abriga grandes esperanzas en shale oil; el éxito de Anhélido, que descubrió aceite, asegura que en el futuro esa zona será explotada, independientemente de los problemas de escasez de agua y las repercusiones ambientales, porque se impondrá la petroadicción que padecemos.

La perforación de Anhélido se prolongó 7 meses, casi 20 veces más que los pozos gringos similares. ¿Lograrán las empresas extranjeras abatir esas diferencias y obtener costos competitivos? Hoy la producción mexicana depende de KZM (el proyecto Ku-Zaap-Maloob). Aún en el escenario más alegre, suponiendo que no colapse como Cantarell, en 2 años iniciará su declinación natural. ¿Alcanzarán nuevos campos a reponer ese declive? La sociedad mexicana necesita exámenes de distintos escenarios, conocer previsiones y estudios prospectivos.

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La ubicación de los pozos nos muestra las áreas privilegiadas: 1) el Sureste, donde se descubrió Navegante con casi 2 mil barriles diarios y

extensiones de Teotleco, Sunuapa y Jolote, 2) las aguas profundas y 3) las formaciones de lutitas.

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PUEDE INFERIRSE POR

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procedimientos determinísticos o probabilistas

Los primeros incluyen principalmente a los métodos volumétricos, de balance de materia y la simulación numérica.

Los segundos modelan la incertidumbre de parámetros como porosidad, saturación de agua, espesores netos, entre otros, como funciones de probabilidad que generan, en consecuencia, una función de probabilidad para el volumen original.

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Recursos petroleros

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• Los recursos petroleros son todos los volúmenes de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable de esas cantidades.

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Volumen original de hidrocarburos total in-situ

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• referida a condiciones de yacimiento de todas las acumulaciones de hidrocarburos naturales. Este volumen incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a la producción obtenida de los campos explotados o en explotación, así como también a los volúmenes estimados en los yacimientos que podrían ser descubiertos.

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Volumen original de hidrocarburos no descubierto

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• Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una cierta fecha, se encuentra contenida en acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas. Al estimado de la porción potencialmente recuperable del volumen original de hidrocarburos no descubierto se le denomina recurso prospectivo.

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Volumen original de hidrocarburos descubierto

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• Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una fecha dada, está contenida en acumulaciones conocidas antes de su producción. El volumen original descubierto puede clasificarse como comercial y no comercial. Una acumulación es comercial cuando existe generación de valor económico como consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos. la parte recuperable del volumen original de hidrocarburos descubierto, dependiendo de su viabilidad comercial, se le denomina reserva o recurso contingente.

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Reservas

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• Aquellas cantidades de hidrocarburos que se anticipa serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocida a una fecha dad. Tosas las reservas estimadas involucran algún grado de incertidumbre.

• El nivel de incertidumbre puede ser usado para colocar reservas en una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas.

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Reservas probadas

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• Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estiman serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas gubernamentales establecidas, y que han sido identificados por medio del análisis de información geológica y de ingeniería. Las reservas probadas pueden ser clasificadas como desarrolladas o no desarrolladas

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certidumbre razonable

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• razonable se refiere a que existe una confiabilidad alta de que los volúmenes de hidrocarburos serán recuperados. Por el contrario, si se emplea un método probabilístico, entonces la probabilidad de recuperación de la cantidad estimada ser de 90 por ciento o más.

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las reservas son consideradas probadas

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• si la productividad comercial del yacimiento está apoyada por datos reales de presión y producción. En ciertos casos, las reservas probadas pueden asignarse de acuerdo a los registros de pozos y/o análisis de núcleos, o pruebas de formación que indican que el yacimiento en estudio está impregnado de hidrocarburos, y es análogo a yacimientos productores en la misma área o a yacimientos que han demostrado la capacidad para producir en pruebas de formación.

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El volumen considerado como probable

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• probable incluye el volumen delimitado por la perforación y definido por los contactos de fluidos, si existen. O que se tengan la certeza de que serán instaladas.

• Además, incluye las porciones no perforadas del yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadas como comercialmente productoras, de acuerdo a la información de geología e ingeniería disponible.

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Reservas Desarrolladas

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• Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión

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Reservas no desarrolladas

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• Son reservas que se espera serán recuperadas a través de la perforación de nuevos pozos en áreas no perforadas o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones de producción y transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de recuperación primaria como recuperación secundaria y mejorada.

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Reservas no probadas

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• Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de razonable certidumbre, o de súper pronóstico de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación.

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• Las reservas probables incluyen aquellas reservas más allá del volumen probado, y donde el conocimiento del horizonte productor es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas.

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Reservas posibles

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• Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 porciento de que las cantidades reales recuperadas sean iguales o mayores.

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Las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos:

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• Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes (contiguas) a las áreas clasificadas como probables y en el mismo yacimiento.

• Reservas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, basados en análisis de núcleos y registros de pozos

• Reservas adicionales por perforación intermedia que está sujeta a incertidumbre técnica.

• Reservas incrementables atribuidas a mecanismos de recuperación mejorada cuando un proyecto o prueba piloto está planeado pero no en operación, y las características de roca y fluido del yacimiento son tales que una razonable duda existe de que el proyecto será comercial.

• Reservas en una área de la formación productora que parece estar separada del área probada por fallas geológicas, y que la interpretación indica que el área de estudio esta estructuralmente más baja que el área probada.

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Petróleo crudo equivalente

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• Es una forma de representar el inventario total de hidrocarburos. Corresponde a la adición del aceite crudo, de los condensados, de los líquidos en planta, y del gas seco equivalente a líquido

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Encogimiento o Eficiencia en el manejo o Feem

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• El gas natural es producido y su volumen es disminuido por aspectos como el autoconsumo y el envió del gas a la atmosfera-

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Felt

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• EL gas continua su transporte, y tiene otra alteración en su volumen al pasar por estaciones de recompresión, en donde del gas son extraídos los condensados. Los condensados se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente.

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Encogimiento por impurezas o Fei

• El gas es sometido a otros procesos, los cuales eliminan los compuestos no hidrocarburos y nuevamente, otros licuables o líquidos de planta son extraídos.

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Felp• Encogimiento de licuables en planta

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