EXPERIENCIA 1

DETERMINACION DEL PETROLEO ORIGINAL IN SITU POR EL METODO VOLUMETRICO

GRUPO 1 – SUBGRUPO 01

CONCEPTOS BASICOS

Porosidad: La porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca. Cuando ocurren variaciones de porosidad a través del yacimiento se debe calcular la porosidad promedio del yacimiento.

Los registros sónicos y de densidad, registros eléctricos y de neutrón, son métodos usados para medir la porosidad promedia de las formaciones.

Porosidad

Comunicación de los

poros

Efectiva absoluta

El origen

Primaria o intergranul

ar

Inducida o vugular

Porosidad promedia del yacimiento

1. Promedio aritmético: Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.

2. Promedio ponderado por espesor: Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para diversos pozos del mismo yacimiento, o cuando para un mismo pozo se tienen valores de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.

3. Promedio ponderado por área: Si se tienen los valores de porosidad para cada pozo, estos valores pueden considerarse representativos del área de drenaje de cada uno de dichos pozos.

4. Promedio ponderado por volumen: Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una porosidad promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:

Saturación: La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:

El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición se denomina agua innata, connata o intersticial.

Saturación de agua innata: reduce el volumen del espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta sus recuperaciones.

Saturación de agua connata: Es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimientoSaturación residual de una fase: es la saturación de la zona después de un proceso de desplazamiento.

Saturación critica de una fase: corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento

Permeabilidad: la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

Mapa isópaco: muestra líneas que conectan puntos de una misma elevación a partir del estrato base y por consiguiente muestra la estructura geológica. un mapa isópaco neto muestra líneas que conectan puntos de igual espesor neto de la formación, y las líneas individuales se denominan líneas isópacas. En estos mapas existen contactos petróleo-agua, gas-agua o gas-petróleo. La línea de contacto entre los fluidos es la línea isópaca cero.

Planímetro: Es un instrumento de medición que permite calcular áreas de regiones irregulares:

FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS

Es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF) como consecuencia de la expansión del gas.

Se puede expresar:

Donde son condiciones estándar, por lo tanto y la ecuación se reduce a :

Si se desea expresar en BY/PCS, la anterior ecuación se trasforma en:

Sabiendo que :

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO

Se define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril estándar de petróleo mas su gas en solución. También puede definirse como el cambio de volumen que experimenta la fase liquida al pasar de condiciones de superficie como consecuencia de la expansión liquida y/o liberación del gas en solución.

Determinacion del a presión por debajo del punto de burbuja

A presiones por debajo del punto de burbuja el se ve afectado tanto por la solubilidad como la compresibilidad. Se deben utilizar condiciones a en vez de .

Determinacion del o bifásico

Se define como el volumen en barriles que ocupa a condiciones de yacimiento un barril estándar de petróleo mas su gas original (inicial), en solución .

METODOS VOLUMETRICOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE

HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTOS.

El fin de estudio de un yacimiento desde el punto de vista "estático" comprende los siguientes pasos:

1.- Construcción de secciones transversales, utilizando los registros geofísicos de todos los pozos perforados en el área de yacimiento.

2.- Correlación de dichas secciones.

3.- Construcción de mapas estructurales.

4.- Cálculo del volumen de roca.

5.-Determinación de la porosidad media del yacimiento.

6.- Determinación de la saturación de agua congénita media.

7.- Cálculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento.

VOLUMEN TOTAL DEL YACIMIENTO

El cálculo volumétrico de petróleo y/o gas es de una de las herramientas para la estimación de reservas. Los métodos para cuantificar reservas son:

a) Método volumétricob) Ecuación de balance de materiac) Curvas de declinaciónd) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos

Método Volumétrico

TABULAR*Trapezoidal*PiramidalGRAFICO

Método Tabular

El método tabular consiste en determinar el volumen mapas isópacos (brutos o netos). Lo cual requiere del cálculo del área encerrada por cada curva de espesor constante.

Método Trapezoidal: Se divide el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde en volumen a un trapezoide equivalente a:

Este método introduce un error del orden de 2% cuando la razón entre áreas sucesivas es de 0,5.

Método Piramidal: Se divide el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde a una pirámide truncada.

Vb es el volumen bruto en acres- pies; ABase, el área en acres encerrada por la línea isopaca inferior; ATope, el área en acres encerrada por la línea isópaca superior; y h el intervalo en pies entre las líneas isópacas.

Petróleo Original in situ

El método volumétrico para el calculo de petróleo original se hace a través de:

Para aplicar el método volumétrico se requiere conocer la porosidad, la saturación inicial del agua, el volumen total del yacimiento y los factores volumétricos. La constante resulta de 43560 (ft2/acre)/5.615ft3/bl.

Vb es el volumen bruto de la roca yacimiento (BY), N es el aceite original in-situ (BS), Bo, en BY/BS y ø es la porosidad en fracción.

El volumen bruto del yacimiento generalmente se expresa en acres-pies, el factor volumétrico se expresa en PCS/PCY y el volumen del gas in-situ en PCS y se calcula mediante.

El gas del yacimiento se calcula a condiciones iguales a las del factor volumétrico.

Gas original in-situ

Calculo de recuperación unitaria de yacimientos volumétricos de gas

Cuando no se conoce el volumen bruto se hacen lo cálculos en base unitaria (acre-pie) de volumen total de roca del reservorio. Un acre-pie contiene:

Volumen de agua innata en PC = Espacio poroso disponible para gas en PC = Espacio poro del yacimiento en PC =

El numero inicial de PCS de gas en el yacimiento en la unidad es:

PCS/acre-pie

Donde G se expresa en PCS cuando Bgi se expresa en PCS/PCY. La porosidad se expresa como una fracción del Vb y la saturación de agua innata (Sw), como una fracción del volumen poroso.

GOES Y COES

GOES (Gas original in-situ) y COES (condensado original in-situ) se pueden determinar conociendo el gas original (G) y a partir de la fracción molar de gas condensado que es producida en superficie como gas fg.

Ejemplo 1

Calcular el volumen neto de un yacimiento ideal a partir de las secciones transversales del mapa isópaco mostrado en la figura

Solución 1-> calcula los ∆V para las diferentes áreas

productivas consideradas por ejemplo para las áreas productivas A3 y A4

Para las áreas productivas A4 y A5

Para área A6

paso 2. se construye la siguiente tabla para mostrar los resultados

Ejemplo 2

Usando el mapa isópaco de espesor neto petrolífero que se muestra a continuación en la figura determine el volumen petrolífero del yacimiento

Solución1-> calcular el area total dentro de cada linea de nivel estos valores son los representados en la tabla 2-> construir el grafico de espesor neto VS área total

1. Calcular el volumen petrolífero, o sea el área total bajo la cuerva del grafico construido en el paso anterior . Esto se realiza dividiendo las áreas en incrementos iguales y leyendo el espesor promedio para cada intervalo . El volumen de petróleo para cada incremento se obtiene multiplicando el área por el espesor neto petrolífero. Los incrementos acumulados se detallan a continuación

BALANCE DE MATERIA

El balance de materia es un método que se emplea para la estimación de la cantidad de hidrocarburo presente en un reservorio, así como para la predicción e interpretación de la “vida” del yacimiento, la solución de este método es una APROXIMACION al comportamiento real de un reservorio y para su aplicación se debe tener presente que la presión en el yacimiento sea uniforme, los fluidos deben estar en equilibrio termodinámico y presentar un informe detallado de todas sus propiedades PVT.

BALANCE DE MATERIAPara aplicar el balance de materia se

considera:1) Volumen poroso constante. No existe

compactación ni subsidencia.2) El PVT es representativo del yacimiento.3) Proceso isotérmico.4) cw y cf son normalmente despreciables.5) Se considera equilibrio termodinámico

entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento. (lejos del Pc).

6) Dimension Cero; no se consideran Vx, Vy, Vz.

La EBM puede utilizarse para:• Estimar el POES Y EL GOES• Estimar el tamaño de la capa de gas• Estimar la presencia, tipo y tamaño de un

acuífero• Predecir el comportamiento de presión• Estimar las profundidades de los contactos

WOC, GOC.• Predecir el comportamiento futuro de los

yacimientos.

BALANCE DE MATERIA

APLICACIÓN DE LA E.B.M.

1) Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento.

2) Evaluar We conociendo N ó G.3) Predecir el comportamiento y recobro

final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción.

4) Evaluar factores de recobro.5) NO INVOLUCRA TIEMPO !!

ECUACION DE SCHILTHUIS

EBM PARA PETROLEO

Normalmente está escrita en basesvolumétricas :

“los hidrocarburos iniciales =

hidrocarburos remanentes + agua que ha intruido”ó

“Cantidad de fluidos producidos= Cantidad de fluidos iniciales - Cantidad de fluidos remanentes”

TERMINOS DE LA E.B.M

Np= Petróleo producido, BF.N= Petróleo original in-situ, BFG= Gas inicial en el yacimiento, SCFGp= Gas producido acumulado, SCFRp= Relacion gas-petroleo acumulada, Gp/Np, SCF/BFm= Tamaño INICIAL de la capa de gas.We= Agua intruida, BFWp= Agua producida acumulada, BFßo, ßw = Factor volumétrico de formación delpetróleo y del

agua, bbl/BF.Rs= Relacion gas-Petroleo,SCF/BF

TERMINOS DE LA E.B.M

Bg= Factor volumétrico de formación del gas, bbl/SCF.Sw= Saturación de agua, fracción.Cw,Co,Cg= Compresibilidad del agua, petróleo y gas, 1/psi.Cf= Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi.Cr= Compresibilidad de la matriz(granos), 1/psiP= Presión estática del yacimiento, psia∆P= Pi – Pi= inicial.

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SUBSATURADO

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SUBSATURADO

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SUBSATURADO

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SUBSATURADO

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SATURADO

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SATURADO

Para simplificar la deducción de la E.B.M. , se divide en los cambios de los volúmenes de petróleo, gas y agua que ocurren a partir del comienzo de la producción y a cualquier tiempo.

Cambio en el volumen de petróleo:Volumen inical en el yacimiento = N ßoi, bblVolumen de petróleo al tiempo t y presion p. (N-Np) ßo,

bbl Petróleo RemanenteDisminución en el volumen= N ßoi - (N-Np) ßoCambio en el volumen de gas libre: Volumen original de gas = mN ßoi, bblCapa de gas original expandida=

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SATURADO

Cambio en el volumen de gas libre: Gas neto liberado = Gas liberado - gas

libre producidogas liberado = N (Rsi- Rs)ßg, bblgas libre producido = Np (Rp- Rs) ßg, bblGas en solución producido = Np Rs, bblGas neto liberado = N (Rsi-Rs)ßg - Np (Rp-

Rs) ßg, bbl

Cambio em el volumen de agua: Aumento en el volumen de agua: (We -Wp) ßw

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SATURADO

Finalmente:Volumen de hidrocarburos remanentes =

capa de gas original expandida + petróleo remanente + gas neto liberado, bbl.

Volumen hidrocarburos remanentes =(N-Np)ßo + mNßoi (ßg/ßgi) + N(Rsi- Rs)ßg -

Np(Rp-Rs)ßg, bbl

E.B.M (Dake):

Expansión de la capa de gas

Produccion total de los fluidos Agua

intruida

Volumen ocupado por gas en solucion producido

Cambiio volumen poroso de hidrocarburos debido a expansion del agua connata y a la reduccion del volumen poroso

EBM DE PETROLEO PARA YACIMIENTO SATURADO

Tal como se presenta la E.B.M., se deben destacar los siguientes aspectos:

1) Carencia en la dependencia del tiempo.2) Función de los fluidos producidos.3) We usualmente tiene dependencia

temporal.4) Generalmente existen tres incognitas: We,

N y m.

OTROS USOS DE LA E.B.M.

1) Desarrollar una relación entre los fluidos producidos con la presión para predecir el comportamiento del yacimiento.

2) Verificar la existencia de la capa de gas.3) Comparar con el petróleo calculado

volumétricamente. Esto significa que los valores sean cercanos. Balance de materia siente la presencia de una falla ( 2 yacimientos) o puede haber una extensión en el yacimiento que el método volumétrico no detecta.

4) No es bueno tratar de hallar N con la ecuación de balance de materia en yacimientos con alta intrusión de agua, porque Pi-P es pequeño.

GRACIAS!!