nucleos #1 metodo volumetrico

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PRACTICA DE LABORATORIO No. 1 DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO PRESENTADO POR: JAIRO RICARDO ALVAREZ CRISTIAN CASTRO ANDRES FELIPE CHAVERRA JUAN CARLOS RODRIGUEZ FABIAN PERDOMO PRESENTADO A: ING JAVIER ANDRES MARTINEZ GRUPO 02 SUBGRUPO 01 UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

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INFORME DEL MÉTODO VOLUMETRICO

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PRACTICA DE LABORATORIO No. 1

DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO

PRESENTADO POR:

JAIRO RICARDO ALVAREZCRISTIAN CASTRO

ANDRES FELIPE CHAVERRAJUAN CARLOS RODRIGUEZ

FABIAN PERDOMO

PRESENTADO A:

ING JAVIER ANDRES MARTINEZ

GRUPO 02SUBGRUPO 01

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERIA

INGENIERIA DE PETROLEOSANALISIS DE NUCLEOS

NEIVA – 2015

ÍNDICE

1. OBJETIVOS

1.1 OBJETIVOS GENERALES1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

3. PROCEDIMIENTO

4. TABLA DE DATOS

5. MUESTRA DE CÁLCULOS

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

7. FUENTES DE ERROR

8. CONCLUSIONES

9. RECOMENDACIONES

10. CUESTIONARIO DE LAS GUIASE

BIBLIOGRAFÍA

1. OBJETIVOS

1.1 Objetivo general

Determinar el volumen de petróleo original in-situ de un yacimiento por el método volumétrico.

1. 2 Objetivos específicos

Adquirir destreza en el manejo del planímetro digital para determinar los datos de áreas con el mínimo margen de error posible.

Analizar de manera general un mapa isópaco y comprender lo que este representa en una formación productora.

Analizar los posibles factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento mediante el método volumétrico. Además, respaldar la importancia de este para el cálculo de reservas.

Dar un correcto uso a la ecuación piramidal y ecuación trapezoidal, para determinar el volumen aproximado de la zona productora.

Entender la diferencia entre reservas original in-situ y reservas remanentes de un yacimiento.

Analizar a profundidad los mapas isopacos, como una representación gráfica de curvas que unen puntos de igual altura en una zona.

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

Para realizar el cálculo del petróleo y gas originales in situ, es importante la presencia de información de la geología del subsuelo, la cual proporciona mapas estructurales con curvas de nivel que une puntos de igual elevación a partir de la parte superior del estrato de referencia o estrato base y por consiguiente, muestra la estructura geológica. Específicamente, los mapas isopacos netos muestran líneas que conectan puntos de igual espesor de la formación a las cuales se les llama líneas isopacos.

El primer problema es determinar la línea isopaca del contacto agua-petróleo para poder calcular el volumen de roca que contiene hidrocarburos. Una vez hecho esto se pasa a calcular el volumen de roca reservorio.

Este volumen también llamado bruto, es calculado a partir del área encerrada entre dos curvas de nivel, repitiendo dicho procedimiento para cada una de las líneas, ayudado por un planímetro, una vez conocido el espesor. Es importante reconocer la ecuación que se debe de aplicar para el cálculo de cada uno de los volúmenes, de acuerdo al valor del cociente entre estas (áreas), de esta manera:

ECUACIONES FORMULA PARA

PIRAMIDAL

TRAPEZOIDAL

Una vez obtenido el volumen bruto de la roca, se multiplica por la porosidad ϕ, para obtener el volumen poroso, es decir el volumen que puede estar siendo ocupado por hidrocarburos, la cual a su vez, va a cambiar dependiendo de la saturación de los fluidos, especialmente de la del agua Sw o connta o irreducible, debido a que en principio, para la utilización del método volumétrico se parte de que el yacimiento se encuentra saturado en caso de un yacimiento de crudo por petróleo y agua, y por gas y agua en un yacimiento de gas.

Para yacimientos de crudo, el volumen de hidrocarburos estará dado por la siguiente expresión^, a condiciones de yacimiento:

Como es de conocimiento, el volumen de hidrocarburos en yacimiento no es el mismo ocupado por la mima masa de hidrocarburos a condiciones de superficie, donde el volumen ha disminuido puesto que el gas disuelto se libera y se separa del petróleo líquido, de manera que se hace necesario

dividir por el Boi , quedando así la expresión:

Dónde:

V b , Volumen bruto de la roca (acre-ft)

, Porosidad promedio del yacimiento

, Saturación irreducible o connata del agua

Boi , Factor volumétrico inicial del crudo BY/BS

N , Volumen de petróleo original in situ BS

La constante de 43560 es un factor de conversión de acre-ft a ft3, para efectos prácticos el volumen de los líquidos se registran en bbl, razón por la cual se de dividir por 5.615 ft3=1bbl, dando como resultado 7758.

Para yacimientos de gas, estará dado por la siguiente ecuación:

Como es de conocimiento, el volumen de hidrocarburos en yacimiento no es el mismo ocupado por la mima masa de hidrocarburos a condiciones de superficie, donde el volumen aumenta ya que el volumen de una determinada masa de gas a condiciones de yacimientos, se encuentra más comprimido, mientras que en superficie el volumen se ha expande por una presión baja:

Dónde:

V b , Volumen bruto de la roca (acre-ft)

, Porosidad promedio del yacimiento

, Saturación irreducible o connata del aguaBgi , Factor volumétrico inicial del crudo BY/BSG , Volumen de petróleo original in situ BS

La constante de 43560 es un factor de conversión de acre-ft a ft3, unidades en la que se registra el volumen de un gas.

De igual forma existen otros métodos para el cálculo de las reservas, el cual varía según la información disponible y el avance del campo. Algunos de los métodos son:

Método Volumétrico: Se puede calcular el petróleo original in-situ, reservas recuperables, reservas remanentes y gas original in-situ.

Método de curvas de comportamiento y declinación. Método de Balance de Materiales: Requiere de Historia de presiones, Historia de

producción, Análisis de pruebas PVT. Método de Simulación Numérica: Utiliza modelos de simulación, dividiendo el yacimiento en

numerosos bloques. Requiere de un modelo geológico, definir la extensión del yacimiento, conocer la estructura y estudio de propiedades petrofísicas.

3. PROCEDIMIENTO

DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO IN SITU POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO

PLANÍMETRO DIGITAL

A PARTIR DE

Encender el planímetro presionando la tecla ON/C, e introducir la escala del plano. Cambie las unidades en la pantalla digital, presionando UNIT.

Ubicar el lector de la lupa sobre un punto de partida y hacer el recorrido sobre el contorno, el sentido de rotación de las agujas del reloj, hasta llegar al punto inicial.

Para visualizar el valor del área, presionar la tecla “AVER”.

Tomar tres lecturas consecutivas de los datos obtenidos (áreas) y usar el promedio.

Determinar el volumen de la zona productora.

Las lecturas del planímetro. Primero se calcula la razón de las áreas.

¿An/An+1 <=0,5? SINO

ECUACIÓN TRAPEZOIDAL. VB=((1/2)h)*(An+An+1)

ECUACIÓN PIRAMIDAL. VB=((1/3)*h)*(An+An+1+((An+An+1)^(1/2))

Sumar todos los volúmenes y calcular VB total

4. TABLA DE DATOS

Tabla 1. Área encerrada por cada isopaca

Cota (ft)

ÁreaPromedio

(acres)

Base 6091.11

1 5442.46

2 4725.86

3 4200.76

4 3526.48

5 2891.17

6 2261.00

7 1633.97

8 864.86

9 506.56

10 240.92

11 61.78

12 12.36

13 6.18

Tabla 2. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco

PROPIEDAD VALOR UNIDADTemperatura Yacimiento 111 °F

POZO ESPESOR (pies) POROSIDAD SATURACIÓN

SF-1 65 0.179 0.07SF-2 26 0.174 0.06SF-3 37 0.157 0.10SF-4 104 0.200 0.10SF-5 82 0.1502 0.11SF-6 68 0.1913 0.13SF-7 68 0.1259 0.23SF-8 35 0.1338 0.22

SF-11 87 0.1683 0.10SF-12 73 0.1873 0.14SF-13 48 0.1733 0.10SF-14 40 0.1600 0.19SF-15 40 0.1172 0.32SF-16 31 0.2015 0.11SF-17 36 0.1424 0.24SF-18 103 0.1869 0.07SF-20 33 0.2068 0.15SF-21 61 0.1963 0.14SF-22 91 0.1678 0.14SF-23 52 0.1727 0.14SF-24 68 0.1690 0.13SF-25 72 0.1711 0.14SF-26 95 0.1397 0.16SF-27 79 0.1606 0.13SF-28 32 0.1858 0.10SF-29 93 0.1590 0.15SF-30 98 0.1864 0.12SF-32 126 0.1641 0.16SF-33 70 0.1871 0.09SF-34 55 0.1294 0.28SF-25 89 0.1654 0.18SF-39 71 0.1770 0.11SF-41 82 0.1745 0.11SF-45 33 0.1720 0.14SF-49 53 0.1675 0.18

Presión Inicial del Yacimiento 1187 PsiaGravedad API 27.4 -GOR o Rs a Presión de Yacimiento 155 scf/STBPresión de Burbuja 907 psiaGravedad del gas 0.674 -

Tabla 3. Datos adicionales

PSeparador TSeparador Rata 1Gas/Crudo

Rata 2 Gas/ crudo

API a 60 F

Factor volumétrico en separador

Ge

100 90 127 130 1.024 0.674

0 90 25 25 27.4 1.078 1.012 1.073

Tabla 4. Datos del separado de óptimas condiciones

Presión (Psia) Vr5015 0.97884015 0.98333015 0.98822015 0.99341515 0.99631025 0.9987

907 Pb 1.0000 Tabla 5. Volumen relativo por encima del punto de burbuja.

5. MUESTRA DE CÁLCULOS

Por motivos de agilizar el ejercicio y resumir al máximo posible el informe, se realizara un solo cálculo para cada proceso.

CALCULO DE ÁREA Y VOLUMEN

MÉTODO VOLUMÉTRICO

Se toma como muestra de cálculo el área 4 y 5 de la tabla de datos.

4 3526.48

5 2891.17

Relación de áreas:

An

An−1

:Ap5

Ap4

=2891.173526.48

=0.8198

Volumen: según la relación de áreas (>0.5) la ecuación adecuada para el cálculo de volumen bruto, a partir del mapa isópaco del pozo San Francisco, es la trapezoidal.

V b=(A tope+Abase)∙ h

2

V b=(2891.17+3526.48) ∙10

2=32088.25acre ∙ ft

Área Productiva

Espesor (ft)

Área (Acres) h Razón

de ÁreasEcuación a

UtilizarVolumen (Acres-ft)

Base 0 6091.11A1 10 5442.46 10 0.89 Trapezoidal 57667.85A2 20 4725.86 10 0.87 Trapezoidal 50841.6A3 30 4200.76 10 0.89 Trapezoidal 44633.1A4 40 3526.48 10 0.84 Trapezoidal 38636.2A5 50 2891.17 10 0.82 Trapezoidal 32088.25A6 60 2261.00 10 0.78 Trapezoidal 25760.85A7 70 1633.97 10 0.72 Trapezoidal 19474.85A8 80 864.86 10 0.52 Trapezoidal 12494.15A9 90 506.56 10 0.58 Trapezoidal 6857.1A10 100 240.92 10 0.47 Piramidal 3656.07621A11 110 61.78 10 0.26 Piramidal 1415.66718A12 120 12.36 10 0.20 Piramidal 339.244426A13 130 6.18 10 0.5 Piramidal 90.9327994

Tope 0.000 10 0.00 Trapezoidal 30.9Volumen Bruto de la roca productora 293986.771

Con la información de las tablas anteriores ajustar y graficar los datos de gas en solución y factor volumétrico en función de la presión.

Para presiones menores a la del punto de burbuja

PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL A LA PRESIÓN DE YACIMIENTO

A partir del ajuste de la liberación diferencial a condiciones óptimas del separador por el MÉTODO DE MUHAMMADA A. AL- MARHIIN, se calculan las siguientes propiedades, así:

Donde:

Boi: Factor volumétrico del petróleo en la formación (By/Bs) Bofb: Factor volumétrico del petróleo en el punto de burbuja (By/Bs) Bodn: Factor volumétrico del petróleo de la última etapa de la prueba de liberación obtenida en la prueba de separación diferencial a la presión del punto de burbuja (By/Bs)

=155PCS/BS

=154PCS/BS

=1.078BY/BS

Muestra de cálculo:

Para p=765 psia

Presión (psia)

Ci

907 Pb 154 1.075 155 0 1.078

765 133 1.069 133.86 0.111 1.0716

615 111 1.062 111.72 0.2407 1.0643

465 87 1.054 87.575 0.388 1.056

315 63 1.047 63.41 0.518 1.048

165 38 1.037 38.25 0.7037 1.0378

14.7 0 1.021 0 1 1.021

Tabla 6. Comportamiento del Bo y Rs para presiones por debajo de la saturación.

Grafica1. Comportamiento del Rs Vs. Presión (para presiones menores a la del punto de burbuja)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

f(x) = 0.168728551829702 x + 6.00057296778653R² = 0.992124913105637

Rs vs. P

Presión (psia)

Rs(s

fc/s

tb)

El Rs, o gas en solución-petróleo, aumenta a medida que aumenta la presión, hasta hacerse máxima, cuando está por encima del punto de burbuja, ya que el crudo no es capaz de mantener una cantidad mayor del gas disuelto en el mismo, debido a la alta compresibilidad.

Grafica 2. Comportamiento de Bo Vs. Presión (para presiones menores a la del punto de burbuja)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000.99

11.011.021.031.041.051.061.071.081.09

f(x) = − 3.43120042512936E-08 x² + 9.27433661719969E-05 x + 1.02123429000977R² = 0.995316724766611

Bo vs. P

Presión (psia)

Bo(b

bl/s

tb)

El factor volumétrico a condiciones saturadas, disminuye a medida que la presión baja, debido a que no es capaz de tener gas en solución, ya que este gas se ha separado y permanece como gas libre, haciéndose de esta manera menor el volumen de crudo.

Para presiones por encima del punto de burbuja

Calcularemos el por encima de la presión de burbuja, con la siguiente correlación, validad para la prueba de composición constante, por el factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación instantánea del separador,

Donde:

, factor volumétrico del crudo.

, volumen relativo del petróleo respecto al punto de burbuja en la prueba de liberación instantánea.

, factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación instantánea (del separador) relativo a la presión de burbuja

Para calcular el , por la siguiente correlación:

Donde:

, Relación gas en solución-petróleo a la presión de burbuja

Relación gas en solución-petróleo en la prueba de liberación diferencial a la presión de burbuja

, Relación gas en solución-petróleo en la prueba de liberación diferencia a presiones menores a la del punto de burbuja.

, Factor volumétrico en el punto de burbuja

Para nuestro caso específicamente, los valores son:

=155PCS/BS

=154PCS/BS

=1.078BY/BS

Muestra de cálculo para p=5015 psia

Presión (Psia)

VrBo

(BY/BS)Rs

(PCS/BS)5015 0.9788 1.055 1554015 0.9833 1.06 1553015 0.9882 1.065 1552015 0.9934 1.071 1551515 0.9963 1.074 1551025 0.9987 1.077 155 907 1.0000 1.078 155

Tabla 7. Comportamiento del Bo y Rs para presiones por encima de la saturación por ajuste de la prueba de liberación instantánea.

Grafica 3. Comportamiento de Bo Vs. Presión (para presiones encima a la del punto de burbuja)

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 55001.04

1.045

1.05

1.055

1.06

1.065

1.07

1.075

1.08

f(x) = 2.42259667863411E-10 x² − 6.99632806434445E-06 x + 1.08404155244006R² = 0.999834390384753

Bo vs. P

Presión (psia)

Bo(b

bl/s

tb)

Gráfica 4. Factor volumétrico del petróleo vs Presión

1.020

1.030

1.040

1.050

1.060

1.070

1.080

1.090

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

PRESION (Psig)

FA

CT

OR

VO

LU

ME

TR

ICO

(B

Y/B

S)

Gráfica 5. Relación gas en solución-petróleo vs Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

PRESION (Psig)

RE

LA

CIO

N G

AS

EN

SO

LU

CIO

N (

PC

S/B

S)

Calcular el petróleo original in situ a la presión original del yacimiento en STB.

Para calcular el volumen de petróleo original “in-situ” se utiliza la siguiente ecuación:

N=7758 ∙∅ ∙V b ∙(1−Sw )

Bo

Dónde:V b :el volumenbruto de laroca yacimiento (acre−ft )N :el aceite original in-situ

Boi : factor volumetrico del petroleo(BYBS

)

∅ : porosidad promedio en fraccionSw :saturacion promedio en fracción

POZO ESPESOR (ft)

SF-1 65 0.179 0.07 11.635 4.55SF-2 26 0.174 0.06 4.524 1.56SF-3 37 0.157 0.1 5.809 3.7SF-4 103 0.2 0.1 20.6 10.3SF-5 82 0.1502 0.11 12.3164 9.02SF-6 68 0.1913 0.13 13.0084 8.84SF-7 68 0.1259 0.23 8.5612 15.64SF-8 35 0.1338 0.22 4.683 7.7SF-9 87 0.1683 0.1 14.6421 8.7SF-10 73 0.1873 0.14 13.6729 10.22SF-11 48 0.173 0.1 8.304 4.8SF-12 40 0.16 0.19 6.4 7.6SF-13 40 0.1172 0.32 4.688 12.8SF-14 31 0.2015 0.11 6.2465 3.41SF-15 36 0.1424 0.24 5.1264 8.64SF-16 103 0.1869 0.07 19.2507 7.21SF-17 33 0.2068 0.15 6.8244 4.95SF-18 61 0.1963 0.14 11.9743 8.54SF-19 91 0.1678 0.14 15.2698 12.74SF-20 52 0.1727 0.15 8.9804 7.8SF-21 68 0.169 0.13 11.492 8.84SF-22 72 0.1711 0.14 12.3192 10.08SF-23 95 0.1397 0.16 13.2715 15.2SF-24 79 0.1606 0.13 12.6874 10.27

SF-25 32 0.1858 0.1 5.9456 3.2SF-26 93 0.159 0.15 14.787 13.95SF-27 98 0.1864 0.12 18.2672 11.76SF-28 126 0.1641 0.16 20.6766 20.16SF-29 71 0.1871 0.09 13.2841 6.39SF-30 55 0.1294 0.28 7.117 15.4SF-31 89 0.1654 0.18 14.7206 16.02SF-32 71 0.177 0.11 12.567 7.81SF-33 82 0.174 0.11 14.268 9.02SF-34 33 0.172 0.14 5.676 4.62SF-35 53 0.1675 0.18 8.8775 9.54

2296 388.47 320.9

Tabla N.8 Datos utilizados para calcular la porosidad y saturación del agua promedio en el campo San Francisco

Para calcular la porosidad promedio se tiene la siguiente ecuación:

∅=∑ (hi ∙∅ i)

∑ hi

∅=388.472296

=0.16919

Dónde: hi :espesor

∅ i: porosidad−i

Para calcular la saturación promedio se tiene la siguiente ecuación:

Swi=∑ (hi ∙ Swi )∑ hi

Swi=320.92296

=0.13976

Dónde: hi :espesor .

Swi : saturacion−i .

Para el cálculo del petróleo original in-situ se requiere del Factor Volumétrico “Boi” en función de las condiciones de yacimiento que están en la Tabla N. 3 entonces se calcula la relación R s a presión de burbuja con la ecuación de Standing que dice:

R sb=γ g ⌊ [ Pb

18.2+1.4]100.0125 (API )−0.00091(T−460)⌋

1.2048

Donde,R sb: Relación gas en solución-petróleo, a Pb, scf/STBPb: Presión en el punto de burbuja, psiaT : Temperatura del yacimiento, RAPI : Gravedad del petróleo en el tanque γ g : Gravedad especifica del gas

R sb=(0.674 )⌊[ 90718.2

+1.4 ]100.0125 (27.4 )−0.00091(571−460)⌋1.2048

R sb=149.1878 scf /STB Paso siguiente se halló el factor de compresibilidad del petróleo por Petrosky y Farshad que dice:

CO=1.705∗1 0−7 Rsb0.69357 γg0.1885AP I 0.3272¿

DondeCO:Compresibilidad isotérmica del petróleo, psi-1R sb :Relación gas en solución petróleo, a Pb, scf/STBT: Temperatura de yacimiento, RP: Presión del yacimiento, PsiaAPI: Gravedad del petróleo de tanqueγ g: Gravedad especifica del gas

Co=1.705∗1 0−7 ¿

Co=5.47 ∙10−6 psi−1

Con estos valores se pudo hallar el factor volumétrico a presión de burbuja con la relación de Muhammad Ali Al-Marhoun que dice:

Bob=0.497069+0.862963∗10−3 (T )+0.182594∗10−2 (F )+0.318099∗10−5 ¿

F=¿Donde Bob: Factor volumétrico del petróleo, a Pb, BY/ STBR sb: Relación gas en solución petróleo, scf/STBT : Temperatura de yacimiento, RAPI: Gravedad APIγ g: Gravedad especifica del gas

EntoncesF=¿

F=25.0107

Bob=0.497069+0.862963∗1 0−3 (571 )+0.182594∗1 0−2 (25.0107 )+0.318099∗1 0−5 ¿

Bob=1.0374787 BY /STB

Ahora se tienen todas las variables necesarias para hallar el factor volumétrico a presión de yacimiento (por encima del punto de burbuja).

Bo1187 psia=Bob ⌊1−Co (Py−Pb ) ⌋

Bo1187 psia=1.0374787 ⌊1−(5.47∗10−6 (1187−907 ))⌋

Bo1187 psia=1.0358897 BY /STB

Ahora tenemos los datos suficientes para calcular el volumen de petróleo original in-situ, para esto tomaremos como muestra de cálculo el valor de volumen original in-situ por el método volumétrico, como se muestra:

N=7758 ∙ ϕ ∙V b ∙(1−Sw)

Boi

N=7758 ∙(0.16919) ∙293986.771 ∙(1−0.13976)

1.0358897

N=320446336.8STB

Estime el comportamiento del factor volumétrico del gas por debajo de la presión de burbuja.

sPc=667+15 γ−37,5 γ2

sPc=667+15 (0,674 )−37,5¿sPc=660,07465

sTc=168+325 γ−12,5 γ2

sTc=168+325(0,674)−12,5(0,674)2

sTc=381.37155

sPr= PsPc

= 907 psia660,07465 psia

=1,3741

sTr= TsTc

=111+459,67R381,37155R

=1,4964

A través de la gráfica del factor de compresibilidad Z, para gases naturales, se obtiene el siguiente valor:

Z= 0,845

Ahora, según la ecuación 3.37 del libro del ingeniero Ricardo Parra Pinzón:

Bg=0,02827ZTP

Bg=0,02827(0,845 ) (111+459,67 )

1187

Bg=0,01148PCYscf

Presiones

(Psia)

T (F) STr sPr Z

907 111 1.50 1.37 - -

765 111 1.50 1.16 0.89 0.0189

615 111 1.50 1.02 0.908 0.0238

465 111 1.50 0.70 0.92 0.0319

315 111 1.50 0.48 0.94 0.0482

165 111 1.50 0.25 0.971 0.0951

14.7 111 1.50 - - -

Tabla 9. Comportamiento del Bg con respecto a la variación de la presión

Calcular el gas total en solución en el petróleo original en PCS.

El gas total en solución en el petróleo original en PCS, está dado por la siguiente ecuación:

Gas ensolucion enel crudooriginal=N i∗R s

Gas ensolucion enel crudooriginal=312712984 BS∗155PCSBS

Gas ensolucion enel crudooriginal=48470.51MPCS

Calcular el gas original in-situ en PCS, suponiendo que es un yacimiento de gas.

Para el cálculo del gas original insitu se necesita conocer el factor volumétrico del gas, el cual a su vez relaciona el factor de compresibilidad (Z) que se calcula a partir de las condiciones pseudoreducidas (presión, temperatura) del yacimiento, para esto hallamos las condiciones pseudocriticas con la correlación de Standing (ecuación 3-17 y 3-18 del libro del Ingeniero Parra) debido a que la única variable que se conoce es la gravedad especifica del gas, siendo esta <0,75:

sPc=667+15 γ−37,5 γ2

sPc=667+15 (0,674 )−37,5¿sPc=660,07465

sTc=168+325 γ−12,5 γ2

sTc=168+325(0,674)−12,5(0,674)2

sTc=381.37155

sPr= PsPc

= 1187 psia660,07465 psia

=1,7983

sTr= TsTc

=111+459,67R381,37155R

=1,4964

A través de la gráfica del factor de compresibilidad Z, para gases naturales, se obtiene el siguiente valor:

Z= 0,845

Ahora, según la ecuación 3.37 del libro del ingeniero Ricardo Parra Pinzón:

Bg=0,02827ZTP

Bg=0,02827(0,845 ) (111+459,67 )

1187

Bg=0,01148PCYscf

Procedemos a calcular el volumen de gas original “in situ”, a partir del método volumétrico:

G=43560∗∅∗Vb∗(1−Sw )

Bg

G=43560 ∙(0.16919) ∙293986.771∙(1−0.13976)

0.01148

G=1.623559071 x1011scf

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Hay que tener en cuenta que el valor que se obtuvo del volumen de petróleo original insitu no tuvo en cuenta la existencia de gas, es decir la saturación de este por falta de datos, de igual forma ocurre para el valor obtenido para el volumen original de gas insitu.

Es importante resaltar la utilidad del método volumétrico en el cálculo de reservas, ya que a partir de este y un estudio económico, se puede determinar si un yacimiento es económicamente rentable o no.

Del comportamiento del factor volumétrico del petróleo con los cambios de presión, se puede deducir que a presiones por debajo del punto de burbuja, el factor volumétrico del petróleo es directamente proporcional a la presión, ya que al aumentar la presión el factor volumétrico aumenta. El factor volumétrico del crudo se hace máximo cuando se encuentra en el punto de burbuja, ya que allí tiene la cantidad máxima de gas disuelta en el mismo, lo que implica que a la presión de burbuja se necesita la máxima cantidad de petróleo para producir un barril de este en superficie. Además, podemos observar que a presiones mayores a la presión de burbuja, el factor volumétrico del petróleo disminuye a medida que la presión aumenta.

Del comportamiento del Rs con la presión, podemos deducir que a presiones menores a la presión de burbuja el Rs es directamente proporcional a la presión (Rs aumenta a medida que la presión aumenta), de igual forma, cuando la presión está por encima a la del punto de burbuja el Rs es constante y se hace máximo, lo que indica que una liberación de presión no causa liberación de gas.

Cuando la presión disminuye el petróleo se hace incapaz de contener gases en estado líquido en él, razón por la cual, la cantidad de gas disuelto o Rs se hace menor a medida que bajamos la presión, haciendo a su vez, que el Bo también disminuya.

Respecto al cálculo del volumen de petróleo original in situ, se puede observar que este es mayor a condiciones de yacimiento que el de condiciones de superficie, debido a que, cuando ocurre una reducción brusca de presión, los gases disueltos se separan del petróleo como gas libre, haciendo que el volumen del líquido disminuya, por las pérdidas de los componentes más livianos.

A pesar de que el cambio entre el Bo con 1 BY/BS es muy poca, esta toma gran importancia en materia económica, debido a que el factor volumétrico nos indica el cambio de volumen que experimenta el petróleo al pasar de las condiciones de yacimiento a las de superficie. La relación guardada entre las diferentes condiciones, nos indica que siempre será mayor la cantidad de petróleo de yacimiento necesaria para producir 1STB, razón por la cuan el Bo>1. Para casos más prácticos, siempre se deben desarrollar estrategias de recobro mejorado, dirigidos a disminuir el Bo lo más cercano a 1, a fin de necesitar la menor cantidad de hidrocarburos líquidos de yacimiento para producir 1 bbl a condiciones estándar o de superficie.

7. FUENTES DE ERROR

En la determinación de áreas a partir del mapa estructural, y por consiguiente en el cálculo del petróleo original in situ se pudieron haber cometido varios errores, por lo cual se mencionan a continuación:

Una de las fuentes de error posiblemente se presentó a la hora de delimitar el área de cada contorno del mapa con el manejo del planímetro, esto debido principalmente a la poca experiencia en el uso del instrumento de medición. o

Aunque para nuestros cálculos hayamos tomado un área promedio de cada contorno medido por cada estudiante, la exactitud de delimitar cada contorno tiene que ver con la sagacidad visual de cada estudiante que realizo el trabajo, por lo tanto cada medición está determinada por un porcentaje de error no constante.

En presencia de los diversos fenómenos geológicos en el mapa estructural tales como fallas, posiblemente la persona que estaba delimitando el contorno pudo haber cometido algún error.

Como el cálculo del volumen bruto se hizo sobre los datos de espesores y áreas promedios facilitados por el autor del mapa isópaco, posiblemente en la realización de dicho mapa se presentó algún error con el paquete usado.

El proceso de redondeo es decir los decimales que no se tienen en cuanta en los cálculos matemáticos, por exceso o por defecto contribuye a incrementar el margen de error ya originado por las fallas anteriores.

8. CONCLUSIONES

Los mapas isopacos junto con el planímetro son herramientas muy importantes y de suma utilidad porque nos permiten con mucha facilidad determinar áreas entre contornos, por

consiguiente el volumen de un yacimiento, y finalmente calcular volumen de petróleo original in-situ.

Los factores que afectan principalmente el cálculo del volumen del petróleo original in-situ, mediante el método volumétrico, dependen principalmente de una lectura precisa de las áreas con el planímetro, y de una correcta elección ya sea de las ecuaciones o del método utilizado para determinar el volumen a partir de las áreas.

El método de la integral es confiable siempre y cuando se encuentre una curva precisa (R2=1) que describa con exactitud la curva real. En esa condición el volumen calculado con las ecuaciones trapezoidal y piramidal va hacer similar.

Al aplicar las ecuaciones piramidal y trapezoidal, se evidencia que la segunda resulta útil cuando estamos realizando el cociente entre las áreas en la base de la estructura, mientras que la trapezoidal lo es para las cercanías del tope.

9. RECOMENDACIONES

Efectuar el cálculo del método volumétrico, a partir de la determinación del volumen bruto de dos formas:

- Área entre contorno calculadas con el planímetro

- Área entre contorno calculadas con algún software como autocad, surfer, etc.

Para seleccionar el método más preciso.

Determinar el área entre contornos con el planímetro conociendo de ante mano los factores que pueden afectar estas lecturas, para tratar de minimizar al máximo las fuentes de error.

Procurar la entrega de un planímetro por grupo, a fin de lograr un mayor dominio de este instrumento de medición.

10. RESPUESTA AL CUESTIONARIO

- ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco. En qué se diferencian de los mapas estructurales e isópacos?

Los mapas isópacos, son aquellos mapas que por medio de isóclinas muestran la distribución real del espesor de una unidad estratigráfica. A diferencia de los mapas estructurales, los isópacos altimétricamente no están referenciados al nivel del mar, es decir no dan ninguna noción de profundidad. Los mapas estructurales unen puntos de igual elevación, pertenecientes a un horizonte

o superficie estratigráfica (ya sea tope o base de una unidad de interés), mientras que los mapas isópacos muestran líneas que unen puntos de igual espesor vertical de una unidad estratigráfica. Si el ángulo de buzamiento de los estratos es menor a 5° de considera que no existen diferencias entre un mapa isópaco y un isópacos.

Pasos para la elaboración de mapas isópacos.

Se elige la unidad estratigráfica que se va a representar en el mapa isópaco. Se determina su espesor para cada punto (o pozo) y este valor se coloca en el mapa base,

encima o debajo del símbolo del pozo. Luego se trazan las isópacas en forma armónica, con espaciamientos regulares y

progresivos, deben ser aproximadamente paralelas entre sí, teniendo en cuenta las normas generales del dibujo de isólineas.

o La equidistancia entre las curvas depende de la escala.o Se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cal suministra la

información de la geometría que puede encontrarse.o A medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las isópacas

deben ser modificadas conforme a los datos.

- ¿Cómo se clasifica el límite físico y convencional de los yacimientos?

Límite físicoLímite físico de un yacimiento se encuentra definido por algún accidente geológico, tal como fallas, cambios d facies, bases de las formaciones, discordancias, entre otras. Pero además de esto también se limita por los contactos entre fluidos (GOC – WOC), o por límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

Límite convencionalEl Límite convencional es el 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. Tales límites pueden ser resultado de cambios litológicos o cambios de facies geológicas. En donde los límites superiores e inferiores de las rocas de acumulación pueden establecerse por correlación de perfiles de cortaduras obtenidos del lodo de perforación, perfiles de núcleos, eléctricos y radiactivo, entre otros. - ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?

Las Reservas de Hidrocarburos se clasifican en certidumbre de ocurrencia, facilidades de producción, y métodos de recuperación. A continuación se describe cada uno de ellos.

Certidumbre de Ocurrencia

Probadas: Son volúmenes de hidrocarburos estimados con un grado de certeza mayor al 90% y recuperables de yacimientos conocidos.

Probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza del 50% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

Posibles: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza de por lo menos 10% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

En otras palabras, se clasifican como reservas posibles lo volúmenes que no califiquen como reservas probables debido a que la información geológica y de ingeniería tiene menor grado de certeza.

Facilidades de producción

Probadas desarrolladas: Son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de recuperación suplementaria.

Probadas no desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

Método de recuperación

Primarias:

Son los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse con la energía propia o natural del yacimiento. Dicha energía puede venir del empuje de una capa de gas, de un acuífero o de gas en solución liberado, por compresión del volumen poroso o expansión del volumen de los fluidos; pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la presión del yacimiento respecto a la presión de burbuja.

Suplementarias:

Son los volúmenes adicionales que se podrían recuperar en un yacimiento si el mismo es sometido a una incorporación de energía suplementaria a través de métodos de recuperación artificiales tales como la inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar hidrocarburos que aumenten la extracción de petróleo.

- ¿Qué son los yacimientos volumétricos y los no volumétricos?

Estos yacimientos constituyen una clasificación de acuerdo a variaciones del volumen originalmente disponible de hidrocarburos. En el caso de los yacimientos volumétricos indica que no existe un

acuífero adyacente al yacimiento, por lo tanto no hay intrusión de agua, y su presión por el tiempo tiende a decaer. Mientras que los yacimientos no volumétricos si existe un acuífero cerca al yacimiento que le proporciona a este la energía suficiente para que no se lleve a cabo la depleción de la presión.

BIBLIOGRAFIA

Paris de Ferrer, Magdalena. Fundamentos de ingeniería de yacimientos. Astro data. 2009

Craft, B.C. applied petroleum reservoir engineering. Lousiana state university. 1991

PARRA PINZÓN RICARDO. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos, Neiva, Huila, segunda edición 2011.

http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2008/02/ecuacin-general-de-balance-de.html (balance de materia para yacimientos subsaturados)

http://www.ypfb.gov.bo/documentos/informe_reservas/reservas_2005/clasificacion_reservas.pdf (Clasificación de reservas)

http://www.oilproduction.net/01reservorios-definicionreservas.htm (Clasificación de las reservas)