Nucleos Primer Informe

Determinación del petróleo original in-situ por el método volumétrico Página 1

PRÁCTICA N° 1 DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODO

VOLUMÉTRICO

LUIS AUGUSTO GUANACAS ARIAS 2010296564JAVIER FELIPE RAMIREZ PAEZ 2010192226

GIOVANNY ALEXANDER CARVAJAL DONOSO 2010191536

Presentado a ING. RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERIA DE PETRÓLEOSNEIVA, HUILA


ÍNDICE

1. OBJETIVOS

1.1 Objetivos Generales1.2 Objetivos Específicos

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

3. PROCEDIMIENTO

3.1 Diagrama de Flujo

4. TABLA DE DATOS

5. MUESTRA DE CÁLCULOS

6. TABLA DE RESULTADOS

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

8. FUENTES DE ERROR

9. CONCLUSIONES

10. RECOMENDACIONES

11. CUESTIONARIO

12. BIBLIOGRAFÍA


LISTA DE TABLAS Pag.

TABLA No. 1 Propiedades Campo San Francisco 9

TABLA No. 2 Datos generales pozo San Francisco 25 9

TABLA No. 3 Separador de Óptimas condiciones 10

TABLA No. 4 Concentración de iones disueltos en el agua de producción 10

TABLA No. 5 Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores por pozo para el yacimiento del campo SF. 11

TABLA No. 6 . Lectura de las áreas promedio correspondientes a cada isópaca 12

TABLA No. 7 Datos de producción del yacimiento SF-25 12

TABLA No. 8 Volumen relativo a diferentes presiones tomadas del PVT SF 25 12

TABLA No. 9 Información PVT de Bod para P<Pb 13

TABLA No. 10 Composición del gas en el separador de optimas condiciones 13

TABLA No. 11 Relación gas en solución-petróleo determinada a diferentes niveles de presión medidos por la prueba diferencial 13

TABLA No. 12 Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones hallado por el método de Dake 28

TABLA No. 13 Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones hallado por el método de Marhoun 28

TABLA No. 14 Factores volumétricos del petróleo para diferentes presiones 29

TABLA No. 15 Factor volumétrico del petróleo para presiones por debajo de la presión de burbuja por el método de Marhoun. 29

TABLA No. 16 Comportamiento del factor volumétrico del gas con la presión 29

TABLA No. 17 Volúmenes de yacimiento 30

TABLA No. 18 Contenido de sal y factor volumétrico del agua para diferentes presiones 31

TABLA No. 19 Cálculos y datos de producción del pozo SF-25 31


1. OBJETIVOS

1.1Objetivo General

Determinar el volumen del petróleo original “in-situ” del yacimiento SAN FRANCISCO 25 por el método volumétrico.

1.2 Objetivos Específicos

Desarrollar y analizar diferentes formas de calcular el volumen de petróleo original in situ con ayuda de mapas isopacos simples y complejos, y concluir cual es el método más apropiado para llevar a cabo el cálculo de forma exacta.

Adquirir la habilidad en el manejo de herramientas como el planímetro digital con el fin de determinar datos de áreas con el mínimo error posible

Analizar los mapas isopacos diferenciando y ubicando en ellos fallas, contactos de fluidos, barreras impermeables y pozos perforados.

Calcular algunas propiedades físicas de los fluidos de yacimiento, tales como factor volumétrico, relación gas en solución-petroleo, entre otras, con ayuda de diferentes correlaciones.

2. ELEMENTOS TEÓRICOS


El método volumétrico para el cálculo del petróleo original permite predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en un yacimiento específico. Se basa en mapas del subsuelo o isópacos (líneas que unen puntos de igual espesor neto de formación) que se realizan con la información obtenida a través de registros eléctricos, análisis de núcleos, pruebas de formación y producción.

Los mapas isópacos se hacen con el objetivo de dar un indicio del espesor de las capas del subsuelo. Es de importancia tener presente los límites del yacimiento y la presencia de fallas, que modificarán el área encerrada por las curvas estructurales. La extensión del yacimiento, se determinará por algunas características tales como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.

Para determinar el volumen, es necesario partir de dos parámetros importantes: el área del yacimiento (que se obtiene midiendo con un planímetro las áreas entre líneas isópacas) y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será básicamente el área por el espesor.

Planímetro:Es un instrumento de medición utilizado para el cálculo de áreas irregulares. Los modelos más comunes disponen de un punto fijo, con lo que la superficie a medir está limitada por el tamaño del brazo del aparato. Otros planímetros son de carro móvil, de modo que pueden medir superficies de cualquier tamaño.Utilización básica: Se recorre el perímetro del área a medir en sentido de las manecillas del reloj, comenzando en cualquier punto, y terminando exactamente en el mismo punto en el que se comenzó.Consejos: Algunos planímetros pueden ajustarse a la escala del mapa. Sin embargo, siempre es aconsejable medir en cm2 de papel y después de calcula

manualmente a cuántos km2 equivalen. Por ejemplo, a escala 1:50000, 1km2

=0,25cm2

Siempre es necesario realizar varias mediciones a la misma superficie para comprobar la exactitud de los datos obtenidos.

Planímetro móvil


Para determinar el volumen aproximado de la zona productora V Ba partir de las lecturas del planímetro, se emplean dos métodos:

Método trapezoidal

Consiste en dividir el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde al volumen de un trapezoide, éste volumen en pocas palabras, es un promedio de dos áreas multiplicado por una altura.Las áreas, son las calculadas para cada curva y la altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a distinta profundidad o simplemente la diferencia de profundidades.La fórmula matemática a usar para éste método es:

V B=12h [A N+AN+1 ] Para AN / AN+1≤0,5

Donde,AN Área encerrada por la línea isópaca superior (Acres)AN+1 Área encerrada por la línea isópaca inferior (Acres)h Espesor neto entre las dos isópacas (Ft)

Disposición de las caras superior e inferior en el método trapezoidal.

Método piramidal

Éste método consiste en asociar el volumen de una pirámide truncada con el volumen de la estructura del yacimiento.


http://2.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXO0LzXJKQI/AAAAAAAAAPM/HmNepdd8JCo/s1600-h/trapezoide.jpg

Debe tenerse en cuenta que mientras más divisiones posea la estructura, será menor el error que se genera por la aproximación a los cuerpos geométricos.

La fórmula matemática a ser aplicada será:

V B=13h [ AN+AN+1+√AN∗AN+1 ] Para AN / AN+1>0,5

Donde,AN Área encerrada por la línea isópaca superior (Acres)AN+1 Área encerrada por la línea isópaca inferior (Acres)h Espesor neto entre las dos isópacas (Ft)

Disposición de capas de un anticlinal. Método piramidal.

Para calcular el volumen del petróleo original in situ se utiliza:

N=7758∗∅∗V B∗(1−Sw )

Boi

Donde:

N Petróleo original in-situ (BN)V B Volumen del crudo bruto (Acre*ft) ∅ Porosidad promedia ponderada (fracción)Sw Saturación del agua promedia ponderada (fracción)Boi Factor volumétrico de formación de petróleo en condiciones iniciales

(BY/BS)

Cada una de las variables de la ecuación es específica del yacimiento y se obtiene a partir de registros de la zona, pruebas especiales y datos de laboratorio.


http://1.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SXOz9Jsf9rI/AAAAAAAAAO0/1ZsLjNoguiw/s1600-h/anticlinal.jpg

3. PROCEDIMIENTO

3.1 Diagrama de Flujo


INICIO

Analizar el mapa asignado y escoger una escala (1:25000)

Introducir la escala seleccionada al planímetro presionando la tecla SCALE

Tomar lectura de las áreas del mapa delineando cada isópaca midiéndolas por lo menos dos veces y usar el promedio de las mismas

Calcular el volumen del petróleo original in-situ en BS y BY

Determinar la ecuación a usar según la relación de áreas AN/AN-1

Calcular el volumen parcial de crudo bruto en acre-pie

Responder el cuestionario, analizar los resultados y establecer conclusiones

Seleccionar la unidad correspondiente (acre)

FIN

Si An/An+1 <=0,5

SiNo

Utilizar

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

Utilizar:

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

4. TABLAS DE DATOS

PROPIEDADES SAN FRANCISCO

PROFUNDIAD PROMEDIO (FT) 2600ESPESOR NETO (FT) 30-130POROSIDAD (%) 9,-18PERMEABILIDAD (md) 200-500Sw INICIAL (%) 29PRESION INICIAL DE YACIMIENTO (PSIA)

1172

PRESION DE BURBUJA (PSIA) 985TEMPERATURA DE YACIMIENTO (F)

119

GRADO API 26Bob ( BY/BS) 1,083VISCOSIDAD DEL PETROLEO (Cp)

6,66

SALINIDAD DEL AGUA (PPM NaCl)

3200

BSW ACTUAL (%) 90GRAVEDAD DEL GAS 0,684VISCOSIDAD DEL GAS (Cp) 0,0123PRESION ACTUAL DE YACIMIENTO (PSIA)

500

GOR ACTUAL ( PCS/BS) 2006 200

Tabla 1. Propiedades Campo San Francisco

DATOS DEL POZO SAN FRANSISCO 25

Presión inicial 1172 psiaTemperatura del yacimiento 111 ºF

Peso molecular del C7+ 279

Gravedad especifica del C7+ 0.901

Tabla No 2. Datos generales pozo San Francisco 25


SEPARADOR DE ÓPTIMAS CONDICIONES

Presión 100 psigTemperatura 90 ºF

Factor volumétrico del petróleo (Bo)

1,078

Relación gas en solución petróleo (Rs)

155

Gravedad API 27,4

Tabla No. 3. Separador de Óptimas condiciones

CATIONES p.p.m ANIONES p.p.mSodio, Na 3100 Cloro, Cl 4900Calcio, Ca 280 Sulfato, SO4 0Magnesio, Mg 50 Carbonato, CO3 0Hierro, Fe 0 Bicarbonato,HCO3 1050

Tabla No. 4: Concentración de iones disueltos en el agua de producción del SF-25 realizada por Core Lab


POZO ESPESOR, hi(ft)

POROSIDAD, Øj

SATURACION, Swj

SF-1 65 0.179 0.07SF-2 26 0.174 0.06SF-3 37 0.157 0.10SF-4 103 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 0.22SF-11 87 0.1683 0.10SF-12 73 0.1873 0.14SF-13 48 0.1733 0.10SF-14 41 0.1600 0.19SF-15 40 0.1172 0.32SF-16 31 0.12015 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 0.15SF-24 68 0.1694 0.14SF-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 56 0.1294 0.28SF-35 89 0.1654 0.18SF-39 71 0.1770 0.11SF-41 82 0.1740 0.11SF-45 33 0.1720 0.14SF-49 53 0.1675 0.18

TABLA No. 5. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores por pozo para el yacimiento del campo SF.


LECTURAS DEL PLANÍMETRO

No. ÁREA ESPESOR(FT) ÁREA PROMEDIOBASE 0 6065.2121

1 10 5422.5052

2 20 4772.50793 30 4199.07494 40 3546.72565 50 2938.72486 60 2320.95897 70 1636.49918 80 1009.66199 90 546.880110 100 265.808111 110 107.543712 120 20.596513 130 1.4647

Tabla No 6. Lectura de las áreas promedio correspondientes a cada isópaca

AÑO Np (M BS)

Gp (MM PCS)

Wp (M BS)

PRESIÓN (psia)

1985 - - - 11721986 3800 733 0.151 11121987 10035 1539 0.805 10751988 17768 4196 2.579 10331989 25911 8331 3.650 999.5Tabla No 7. Datos de producción del yacimiento SF-25

TABLA No 8. Volumen relativo a diferentes presiones tomados del PVT SF 25


PRESION (Psig) Volumen relativo (Vr)

5000 0.97884000 0.98333000 0.98822000 0.99341500 0.99631172 0.99841000 0.9987

Presión,PSIG Bod

892 Pb 1,075750 1,069600 1,062450 1,054300 1,047150 1,037

0 1,031

Tabla No 9. Información PVT de Bod para P<Pb

COMPONENTE PORCENTAJE MOLAR

SULFURO DE HIDROGENO 0DIOXIDO DE CARBONO 3.3NITROGENO 0.23METANO 86.55ETANO 5.51PROPANO 2.14ISO-BUTANO 0.69n-BUTANO 0.70ISO-PENTANO 0.30n-PENTANO 0.19HEXANO 0.18HEPTANO PLUS 0.21

TABLA No. 10. Composición del gas en el separador de optimas condiciones

PRESION (psig)

Rsd(PCS/BS)

892 155 (Rsdb)

750 133600 111450 87300 63150 38

0 0


TABLA No 11 Relación gas en solución-petróleo determinada a diferentes niveles de presión medidos por la prueba diferencial

5. MUESTRAS DE CALCULO

CALCULO DEL COMPORTAMIENTO DE LA RELACION GAS EN SOLUCION-PETROLEO

AJUSTE DE LA LIBERACION DIFERENCIAL A CONDICIONES OPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL METODO DE AMYX ET AL. Y DAKE (METODO 1)

Calculo del RS R s=Rsfb−(Rsdb−R sd )∗Bofb

Bodb

Con base en los datos de la TABLA No 11 y teniendo en cuenta que

R s fb=155PCS /BS

Bofb=1.078BY /BS

Bodb=1.075BY /BS

Para 0 psig

R s=155−(154−0 )∗1.078

1.075=0,5702

Para 150 psig:

R s=155−(154−38 )∗1.078

1.075=38,676

Se aplica la misma ecuación para las demás presiones, reemplazando con los datos correspondientes para cada caso. Los resultados son presentados en la tabla No 12

AJUSTE DE LA LIBERACION DIFERENCIAL A CONDICIONES ÓPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL METODO DE MUHAMMAD AL- MARHOUN (METODO 2)

CALCULO DEL RS:

R si=R sdi( Rsbf

R sbd)

Para 0 psig:

R si=0( 155154 )=0Para 150 psig:


R si=38( 155154 )=38,247Los resultados para las demás presiones se presentan en la tabla No 13

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, Bo

La expresión para calcular el FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, Bo por debajo del punto de burbuja es

Bo=Bod ( Bofb

Bodb)

Donde,

Bod Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación diferencial, BY/BS

(PVT, pág.7)Bodb Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación diferencial en el

punto de burbuja, BY/BS (PVT, pág.7)Bofb Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación instantánea

(del separador) relativo a la presión de burbuja, BY/BS (PVT, pag. 2)

AJUSTE DE LA LIBERACION DIFERENCIAL A CONDICIONES OPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL METODO DE AMYX ET AL. Y DAKE (METODO 1)

CALCULO DE BO:

La expresión para calcular el FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, Bo por debajo del punto de burbuja es

Bo=Bod ( Bofb

Bodb)

Donde,

Bod Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación diferencial,

BY/BS (PVT, pág.7)Bodb Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación diferencial

en el punto de burbuja, BY/BS (PVT, pág.7)Bofb Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación

instantánea (del separador) relativo a la presión de burbuja, BY/BS (PVT, pág.2)Según Información PVT, Pág.2:


Bofb=1,078BYBS

R sfb=155PCSBS

AP I T=27,4Para P<Pb:

Sod=Bod

Bodb

Bo=Bofb∗Sod

Para 0 psig:

Sod=1.0211.075

=0.949

Bo=1.078∗0.949=1.023BY /BS

Para 600 psig:

Sod=1.0621.075

=0.988

Bo=1.078∗0.988=1.065BY /BS

Se aplican las mismas ecuaciones para determinar las propiedades las demás presiones menores que la presión de burbuja (892 psig)

Para P>Pb:

Por encima del punto de burbuja Bo=V r(Bofb)

Donde,

Bofb Factor volumétrico del petróleo en la prueba de liberación

instantánea (del separador) relativo a la presión de burbuja, BY/BSV r Volumen relativo del petróleo respecto al punto de burbuja en la

prueba de liberación instantánea (relación presión-volumen)Bo Factor volumétrico del petróleo por encima de la presión de burbuja,

BY/BS

De la tabla No.3 Se tiene que,


Bofb=1,078BYBS

R sfb=155PCSBS

APIT=27,4

Para P>Pb el volumen relativo V r relativo usado para el cálculo del factor volumétrico, consignado en la tabla No 8.

Bo=V r∗Bofb

Para 1000 psig:

Bo=0.9987∗1.078=1.076 BY /BS

Se utiliza esta misma ecuación para encontrar los factores volumétricos del petróleo para las demás presiones superiores a la presión de burbuja.

Los resultados se presentan en la Tabla No. 14;

AJUSTE DE LA LIBERACION DIFERENCIAL A CONDICIONES ÓPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL METODO DE MUHAMMAD AL- MARHOUN (METODO 2)

CALCULO DE BO:

C i=Bobd−Bodi

Bobd−Bodn

Boi=Bobf +C i (Bodn−Bobf )

Para 0 psig:

C i=1.075−1.0211.075−1.021

=1

Boi=1.078+1 (1.021−1.078 )=1.021BY /BS

Para 600 psig:

C i=1.075−1.0621.075−1.021

=0.240


Boi=1.078+0.240 (1.021−1.078 )=1.064 BY /BS

Se aplica la misma ecuación para las demás presiones que estén por debajo de la presión del punto de burbuja.

Los resultados son presentados en la TABLA No 15;

COMPORTAMIENTO DEL FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS, Bg:

Con base en las composiciones de la tabla No 8, se determinan las propiedades del gas asociado del yacimiento SF

AJUSTE DE MEHAN: Se empieza calculando la gravedad específica de los componentes de hidrocarburos puros presentes en la mezcla eliminando los efectos causados por la presencia de componentes no hidrocarburos:

Ɣghc = (Ɣg – 0,967YN2 – 1,52YCO2 – 1,18YH2S) / (1-YN2-YCO2-YH2S)

Ɣghc = (0.674 – 0,967(0.0023) – 1,52(0.033)) / (1- 0.0023– 0.033)

Ɣghc= 0.644

Ahora se procede a calcular la presión y temperatura seudocriticas (sPch y sTch), de la mezcla de componentes hidrocarburos puros usando Ɣghc recién calculada, como estamos trabajando con el gas asociado a un yacimiento de crudo se deben usar las ecuaciones correspondientes a este tipo de gases:

sPch = 706 – 51,7 Ɣghc – 11,1 (Ɣghc)^2

sPch = 706 -51,7(0.644) – 11,1 (0.644)^2

sPch = 668.1 psia

STch = 187 + 330(Ɣghc) – 71,5 (Ɣghc)^2

STch = 187 + 330(0.644) – 71,5(0.644)^2

STch = 369.87 °R

Con estos datos calculados, se hallan los valores de la presión y temperatura seudocriticas de la mezcla haciendo las correcciones pertinentes por la presencia de componentes no hidrocarburos:

sPc = (1- YN2 - YCO2 – YH2S) sPch + 493(YN2) + 1071(YCO2) + 1306(YH2S) psia


sPc = (1- 0.0023– 0.033) 668.1 + 493(0.0023) + 1071(0.033) psia

sPc = 681 psia

sTc = (1- YN2 - YCO2– YH2S) sTch + 227,6(YN2) + 547,9(YCO2) + 672,7(YH2S), °R

sTc = (1- 0.0023– 0.033) 369.87 + 227,6(0.0023) + 547,9(0.033)

sTc = 375.42 °R

Con la temperatura y presión seudocriticas corregidas por el ajuste de Meehan, se aplica el método de Wichert-Aziz:

A = YCO2 + YH2S

B = YH2S

A = 0.033 + 0= 0.033

B = 0

E = 120(A^0,9 – A^1,6) +15(B^0,5 – B^4)

E = 120(0.033^0,9 – 0.033^1,6) + 15(0) = 5.06

sTc* = sTc – E

sTc* = 375.42 – 5.06 = 370.36 °R

sPc* = (sPc)(sTc*) / ((sTc + YH2S)(1-YH2S)E)

sPc* = (681)( 370.36) / (375,42) = 671.8 psia

Con estos valores seudocriticos corregidos se trabaja para todas las demás presiones.

Con estos valores seudocriticos corregidos se trabaja para todas las demás presiones.

Ahora se calculan las condiciones reducidas:

sPr = P / sPc


sPr = 600 + 14,7(psia) / 671.8 psia = 0,914

sTr = T / sTc = 111 + 460 (°R) / 370.36 °R = 1,54

Con estos valores se lee de la grafica el valor de Z:

Z = 0,915.

Conociendo el valor de Z, se puede hallar el factor volumétrico del gas (Bg) en PCY/PCS y BY/PCS, también se puede hallar el factor de expansión del gas (Eg) en PCS/PCY y en PCS/BY:

Bg=0,02827 ZT ÷ P ,PCYPCS

Bg=0,02827 (0,918 ) (579 )

614,7PCYPCS

Bg=0,0241 PCYPCS

Bg=0,00504 ZT ÷ P ,BYPCS

Bg=0,00504 (0,918 ) (571 )

614,7BYPCS

Bg=0,0043 BYPCS

Tomando la temperatura inicial del yacimiento T= 111°F y aplicando el proceso anterior se obtienen los valores del factor volumétrico para las presiones de la liberación diferencial, Los resultados se presentan en la tabla No 16

CALCULO DEL PETROLEO ORIGINAL IN-SITU Y EL GAS EN SOLUCION EN EL PETROLEO ORIGINAL

Debido a que se necesita el volumen bruto de la roca en yacimiento, se determina a partir de mapas isópacos:

Ecuación trapezoidal:

SiAn

An−1>0,5


V b=( A tope+Abase )h

2 Ecuación piramidal

SiAn

An−1≤0,5

V b=¿¿

Muestra de cálculo para la baseAN

AN−1=5422.50526065.2121

=0,89

V B=( 6065.2121+5422.50522 )∗10=57439 acre−ft

En la última capa se ha aplicado un factor de corrección de 80 por ciento para suavizar la superficie en la cresta del yacimiento.

Donde V B=∑V Bi

V B=297972acℜ−ft

Los resituados son presentados en la tabla No. 17

DETERMINACION DEL COMPORTAMIENTO DEL FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA (Bw, BY/BS) COMO FUNCION DE LA PRESIÓN:

Para el cálculo del factor volumétrico del agua a diferentes presiones, se utiliza la correlación de Numbere, Brigham y Standing

Bw=[ A+B (P )+C (P )2 ]∗C sal

Como se está estudiando agua saturada de gas, se utilizan las siguientes relaciones para los valores de A ,B y C

A=0,9911+6.35∗10−5 (T )+8,5∗10−7 (T )2

B=−1,093∗10−6+3,497∗10−9 (T )−4,57∗10−12(T )2

C=−5,11∗10−11+6,429∗10−13 (T )−1,43∗10−15(T )2


Y el factor de corrección por salinidad C sal esta dado por:

C sal=1+NaCl ¿

Dado que la temperatura es constante e igual a 119 F (578,67 R), A ,B y Cson constantes:

A=0,9911+6.35∗10−5 (111F )+8,5∗10−7 (111F )2=1,0008

B=−1,093∗10−6+3,497∗10−9 (111 F )−4,57∗10−12 (111F )2=−76113∗10−7

C=−5∗10−11−6,429∗10−13 (111 F )+1,43∗10−15 (111F )2=−1.0374∗10−10

Se halla el NaCl equivalente con ayuda de la tabla 7.3 Factores de conversión para reducir la salinidad en partes por millón, ppm, de diferentes iones a la salinidad equivalente NaCl del texto “propiedades físicas de los fluidos de yacimiento”

NaCleq=∑ ioniFd i

Reemplazando de los datos consignados en la tabla No 4

Se obtiene:

NaCleq=8649,5

El contenido de sal (salinidad) es función de la presión y la temperatura, entonces se calcula para cada presión a estudiar, reemplazando el NaCl y la temperatura:

C sal=1+(0.86495)¿

El contenido de sal en función de la presión es :

C sal=1+(0.86495)[5,1∗10−8 (P )+ (5,47∗10−6−1,95∗10−10 (P ) ) (51 )+(−3,23∗10−8+8,5∗10−13 (P ) )(2601)]

Reemplazando para las siguientes presiones se obtiene el contenido de sal y seguidamente el Bw para la misma presión

Para 1172 psig

C sal=1+(0.86495)[5,1∗10−8 (1186.7)+(5,47∗10−6−1,95∗10−10 (1186.7 )) (59 )+(−3,23∗10−8+8,5∗10−13 (1186.7 )) (3481)]

C sal=1.00021 ppm

Bw=[1,0086+−7.6113∗10−7 (1186.7 )+−1.0374∗10−10 (1186.7)2 ]∗1.00021Bw=1.0078 BY /BS

Los valores para las demás presiones se presentan en la tabla No 18


MÉTODO BALANCE DE MATERIA PARA LA PRIMERA CAÍDA DE PRESIÓN, DESDE P=1172 A 1052 PSIG Para aplicar la ecuación de balance de materia para una caída de presión de 120 psi se debe calcular el factor volumétrico del petróleo partiendo de la compresibilidad promedio determinada dentro del intervalo de caída de presión como se muestra:

Factor volumétrico del crudo

Para hallar el factor volumétrico del crudo para las diferentes presiones en los cuatro años de producción se utiliza la siguiente ecuación,

Bo=Bob e−Co(P−Pb )

De la anterior, se desconoce la compresibilidad a las presiones referenciadas, en consecuencia se calcula un valor promedio entre 892 y 1172 psig como se indica a continuación,

Co=ln

Vr 1Vr 2

P2−P1

Para intervalos de presión entre 1000 y 892 psig,

Co=ln

10,9987

1014,7−906,7

Co=1,205∗10−5 psia−1

Para intervalos de presión entre 1172 y 1000 psig,

Co=ln0.99870,9984

1186,7−1014,7

Co=1,747∗10−6 psia−1

La compresibilidad promedio es,


Co=(1,747∗10−6 psia−1+1,205∗10−5 psia−1)

2

Co=6,8985∗10−6 psia−1

Reemplazando en la ecuación de Factor volumétrico,Para P=1172 Psia,

Bo=(1,078)e−6,8985∗10−6 (265.3)

Bo=1,076 BY /BSPara P=1052 Psia,

Bo=(1,078)e−6,8985∗10−6 (1052−892)

Bo=1,07681BY /BS

Compresibilidad del agua

Para determinar la compresibilidad del calculamos el valor para la presión inicial de 1172 psig y para la caída de presión que corresponde a 1052 psig para calcular su compresibilidad promedio

P= 1172 psig

Para determinar la compresibilidad del agua se utiliza la correlacion de Meehan

C℘=A+B (T )+C (T )2

106

A=3.8546−0.0000134 (P )

B=−0.01052+4.77∗10−7 (P )

C=3.9267∗10−5−8.8∗10−10(P)

Numbere y Cols, presentan la siguiente corrlacion para corregir C℘por salinidad;

Cw=C℘{1+NaCl0.7 [−0.052+0.00027 (T )−1.14∗10−6(T )2+1.2110−9(T )3 ] }

Se halla el NaCl equivalente con ayuda de la tabla 7.3 Factores de conversión para reducir la salinidad en partes por millón, ppm, de diferentes iones a la salinidad equivalente NaCl del texto “propiedades físicas de los fluidos de yacimiento”

NaCleq=∑ ioniFd i


Reemplazando de los datos consignados en la tabla No 3

Se obtiene:

NaCleq=8649,5 ppm=0,86495

Para la presión inicial P=1172 psig (1184,7 psia)

A=3,6958

B=−9,9549∗10−3

C=3,8224∗10−5

Luego;

C℘=3,6958−9,9549∗10−3 (111F )+3,8224∗10−5(111F)2

106

C℘=3,062∗10−6

Ahora se corrige por Salinidad

Cw=3,062∗10−6 {1+(0,86495 )0.7 [−0.052+0.00027 (111F )−1.14∗10−6 (111F )2+1.2110−9 (111F )3 ]

Cw=2,9668∗10−6 psia−1

Ahora se realiza el mismo procedimiento para la presión de 1052 psig (1066,7 psia) de donde se obtiene

Cw=2,977∗10−6 psia−1

Compresibilidad promedio

Co=(2,9668∗10−6 psia−1+2,977∗10−6 psia−1)

2

Co=2.9719 psia−1

Factor volumétrico del agua

Para determinar el factor volumétrico del agua, se tiene en cuenta la correlación de McCain, obtenida del libro guía

BW=(1+△V℘ ) (1+△VWT )

Donde,


△V WT=−1.0001∗10−2+1.33391∗10−4 (T )+5.50654∗10−7(T )2

△V ℘=−1.95301∗10−9 (P ) (T )−1.72834∗10−13 (P )2 (T )−3.58922∗10−7 (P )−2.2534110−10(P)2

Para la cual

T = 111 °F , T <260 ºF

P = Todas las presiones (psia) correspondientes a los años de producción enunciados son menores a 5000 psia, P <5000 psia

Para la presión inicial de 1052 psia,

△V WT=−1.0001∗10−2+1.33391∗10−4 (111 )+5.50654∗10−7(111)2

△V WT=0.011590

△V ℘=−1.95301∗10−9 (1066.7 ) (111)−1.72834∗10−13 (1066.7 )2 (111 )−3.58922∗10−7 (1066.7 )−2.2534110−10(1066.7)2

△V ℘=−0.0008923

Reemplazando

BW=(1+(−0.0008923)) (1+0.011590 )=1.010687BY /BS

Compresibilidad de la Formación:

Para areniscas consolidadas, se tiene que la compresibilidad de la formación es:

Cf= 97,32∗10−6

(1+55,871∅ )1.42859

Conociendo que ∅=0,169225 se calcula Cf :Cf=97,32∗10−6

¿¿¿

Cf=3,404∗10−6 psi−1

Todas las propiedades calculadas se organizaron en una sola tabla y se muestra en la tabla No. 19

6. TABLAS DE RESULTADOS:


PRESION (psig)

Rsd Rs M1

892 154 (Rsdb)

155

750 133 133,941

600 111 111,880

450 87 87,813

300 63 63,746

150 38 38,676

0 0 0,570

Tabla No 12. Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones hallado por el método de Dake

PRESION (psig)

Rsdi Rs M2

892 154 (Rsdb)

155

750 133 133,864

600 111 111,721

450 87 87,565

300 63 63,409

150 38 38,248

0 0 0

Tabla No. 13. Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones hallado por el método de Marhoun

PRESION (psig)

Bod (BY/BS

)

VOLUMEN

RELATIV

Bo (BY/BS)

m1

FACTOR DE

MERMA


O So5000 - 0.9788 1.05514 -4000 - 0.9833 1.05999 -3000 - 0.9882 1.06527 -2000 - 0.9934 1.07088 -

1500 - 0.9963 1.07401 -1172 - 0.9984 1.07627 -1000 - 0.9987 1.07659 -892 1.075 1 1.078 1

750 1.069 - 1.071982

0.994418

600 1.062 - 1.064962

0.987906

450 1.054 - 1.056941

0.980465

300 1.047 - 1.049921

0.973953

150 1.037 - 1.039893

0.964651

0 1.021 1.023848

0.949767

Tabla No 14. Factores volumétricos del petróleo para diferentes presiones

PRESIÓN (Psig)

Bo (BY/BS) Ci

892 1.078 0750 1.071667 0.1111600 1.064280 0.2407450 1.055833 0.3889300 1.048444 0.5185150 1.037889 0.7037

0 1.021 1Tabla No. 15. Factor volumétrico del petróleo para presiones por debajo de la presión de burbuja por el método de Marhoun.

PRESIÓN(psig)

sTr sPr Z Bg(PCY/PCS) Bg(BY/PCS)

1172 1.54 1.766 0.856 0.011643 0.002075750 1.54 1.14 0.9 0.018999 0.003387600 1.54 0.914 0.915 0.024028 0.004283450 1.54 0.691 0.933 0.032409 0.005778300 1.54 0.468 0.954 0.048934 0.008724150 1.54 0.245 0.972 0.095265 0.0169830 1.54 0.022 0.999 1.097008 0.195575TABLA No 16. Comportamiento del factor volumétrico del gas con la presión


LECTURA

ÁREA PROMEDIO

(ACRE)ESPESO

R (ft)RELACIÒ

N ECUACIÓNVOLUMEN

(acre-ft)

1 6065.2121 0

2 5422.5052 10 0,89TRAPEZOIDA

L 57439

3 4772.5079 20 0,88TRAPEZOIDA

L 50975

4 4199.0749 30 0,88TRAPEZOIDA

L 44858

5 3546.7256 40 0,84TRAPEZOIDA

L 38729

6 2938.7248 50 0,83TRAPEZOIDA

L 32427

7 2320.9589 60 0,79TRAPEZOIDA

L 26298

8 1636.4991 70 0,70TRAPEZOIDA

L 19787

9 1009.6619 80 0,61TRAPEZOIDA

L 13231

10 546.8801 90 0,54TRAPEZOIDA

L 7783

11 265.8081 100 0,48 PIRAMIDAL 3980

12 107.5437 110 0,40 PIRAMIDAL 1808

13 20.5965 120 0,19 PIRAMIDAL 584

14 1.4647 130 0,07 PIRAMIDAL 73


VOLUMEN TOTAL 297972

TABLA No 17: Volúmenes de yacimiento

PRESIÓN(psia)

Csal Bw(BY/BS)

5014,7 1,0003562931,0025526

94014,7 1,00031887 1,0042136

3014,7 1,0002814471,0056668

5

2014,7 1,0002440241,0069124

4

1186,7 1,0002130381,0077866

6

1014,7 1,0002066021,0079504

1

906,7 1,000202561,0080500

9

874,7 1,0002013621,0080791

6

855,7 1,0002006511,0080963

1

825,7 1,0001995291,0081232

6

777,7 1,0001977321,0081659

7

712,7 1,00019531,0082230

6

632,7 1,0001923061,0082921

1

674,7 1,0001938781,0082560

2

376,7 1,0001827261,0085041

5


262,7 1,00017846 1,0085942

194,7 1,0001759151,0086466

3

122,7 1,000173221,0087010

9

TABLA No. 18 Contenido de sal y factor volumétrico del agua para diferentes presiones

Presión, psia

Bw (BY/BS)

Bo, BY/BS △P Np (M BS)

Gp (MM PCS)

Wp (M BS)

1172 1,01056769

1,07602888

- - - -

1052 1.010687 1.07681 120

14269.74

2994 1.776

Tabla No. 19 Cálculos y datos de producción del pozo SF-25

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Análisis Grafica No. 1 Diagrama de fases yacimiento San Francisco

Con base en el diagrama de fases del yacimiento San Francisco se puede determinar algunas características esenciales del mismo basados en la ubicación de las condiciones iniciales del yacimiento.

El yacimiento San Francisco es un yacimiento de petróleo lo cual se demuestra en que la temperatura inicial del pozo Ty es menor que la temperatura critica del diagrama. Además se encuentra a condiciones subsaturadas ya que la presión del mismo es mayor que la presión de burbuja lo que nos indica que no hay presencia de una capa inicial de gas en el yacimiento y que el acuífero tiene un volumen


relativamente pequeño. Basados en estas condiciones se puede afirmar que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas-petróleo inicial (Rs) dado que el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Esta condición se mantendrá hasta que el yacimiento alcance las condiciones de saturación crítica las cuales van a depender del volumen poroso del pozo que a su vez depende de la expansión del crudo debido al contenido de gas.

En cuanto al tipo de crudo que se tiene en el yacimiento se podría decir que es de tipo negro ordinario pues las líneas de isocalidad en el diagrama se encuentran espaciadas igualmente cerca a las curvas de burbuja y roció, las líneas intermedias presentan una distribución uniforme; adicionalmente la temperatura inicial del yacimiento es menor que la temperatura critica descartando así que sea un petróleo volátil. Este tipo de crudo por lo general presenta una merma baja indicando así que el gas libre obtenido en los separadores va a ser poco.

En cuanto a la composición del crudo basándonos en la ubicación del punto critico a la derecha del diagrama se puede decir que en mayor medida esta formado por componentes pesados, pero en este diagrama se puede notar un fenómeno gracias a una ligera pendiente que no hace parte del comportamiento normal del crudo negro debido a componentes livianos presentes en dicho crudo.

Análisis Gráficas No 3, 4 y 5: Relación gas en solucion-petroleo

El Rs graficado por los métodos de Dake y marhoun, guarda una relación directamente proporcional con la presiones menores o iguales al punto de burbuja, debido a que en el punto de burbuja existe mas gas disponible para entrar en solución con el petróleo después del punto de burbuja el RS se mantiene constante ya que el petróleo se encuentra subsaturado y todo el gas disponible se encontrara en solución sin ser liberado por cambios de presión.

Analisis Graficas No. 6, 7 y 8: Factor volumétrico del petroleo

En cuanto al factor volumétrico del petróleo graficado, también se observa una relación directamente proporcional con la presión hasta el punto de burbuja, donde tendrá su mayor valor, para luego disminuir al entrar en la zona de subsaturacion, debido a que en el punto de burbuja se encuentra la máxima cantidad de gas que puede tener el petróleo en solución y su disminución es debida a que por debajo punto de burbuja hay liberación de gas por lo que el factor volumétrico disminuye.


Análisis Grafica 9: Factor volumétrico del gas

La grafica No 9 muestra la relación del factor volumétrico del gas comparada con los cambios de presión, resultando una relación inversamente proporcional entre estas dos propiedades, pues al disminuir la presión, aumenta el volumen del gas, por lo que en superficie se tendrán mayores volúmenes del gas que en yacimiento, es decir, su factor de expansión será proporcional a la presión.

Analisis Grafica No 10: Factor volumétrico del agua:

La grafica No. 10 una relación inversamente proporcional entre la presión y el factor volumétrico del agua, Bw, pues con una disminución de presión se tiene un factor volumétrico que cambia de forma notoria, el factor volumétrico del agua aumenta entre la presión inicial y la presión de burbuja debido a la expansión del agua, luego el factor volumétrico continua aumentando sin dar efecto a la disminución de volumen debido a la liberación de gas.

8. FUENTES DE ERROR

Los principales errores en los que se pudo incurrir en la practica realizada están relacionados con la medición de las áreas de cada espesor mostrado en el isopaco, lo que pudo deberse a errores en la elaboración del isopaco y a la distribución de los espesores correspondientes a cada línea, los cuales hubieran podido ser mas cercanos para disminuir las posibles fallas en el proceso.

Los errores también pudieron haberse dado por posibles errores en la selección adecuada del espesor neto de la arena productora del campo. Posible presencia de fallas, contactos con fluidos o barreras impermeables y otros fenómenos que no se tuvieron en cuenta.


En la aplicación de la ecuación de balance debido a que no se tenia datos de producción ni de gas remanente, ni de agua instruida para la caída de presión correspondiente, por lo que se debió hacer una interpolación entre datos conocidos a otras presiones cercanas a la presión de interes, lo que introduce errores en el calculo de balance de materia.

9. CONCLUSIONES

La variación del valor de petróleo original in-situ obtenida mediante el método volumétrico, varia considerablemente con el que se obtiene con la ecuación de balance de masa, debido principalmente a errores en la medición de las superficies de formación.

Todas las propiedades de los fluidos del yacimiento San Francisco se comportan dentro de forma normal y reflejan el comportamiento estándar de dicho fluidos para las propiedades estudiadas, lo que muestra que no hay errores en cálculos ni en datos arrojados por el PVT.


La importancia del método volumétrico radica en que con poca información se puede obtener una estimación inicial de los fluidos in-situ, pero su confiabilidad se reduce debido a que se basa en las lecturas tomadas con el planímetro en donde se incurre en un error de tipo humano, además se deben utilizar ciertas estimaciones y suposiciones que disminuyen la confiabilidad del método y que los resultados obtenidos se desvíen de los reales.El método volumétrico usa mapas del subsuelo e isópacos basados en información obtenida de registros eléctricos, núcleos y pruebas de formación y producción.

El volumen de petróleo original in-situ fue de 312.465 .300 .5BS determinado mediante el método volumétrico, con base en los datos de porosidad, saturación y volumen bruto del yacimiento.

Existen diferentes formas de calcular y estimar reservas, como : Método volumétrico, Curvas de declinación de producción, Balance de materiales, Simulación de yacimientos. Las CURVAS DE DECLINACIÓN es un metodo simple rápido, que consiste en graficar la tasa vs. el tiempo, el BALANCE DE MATERIA, es un método de mediana dificultad, requiere de mucho tiempo para su aplicación, y por ultimo la SIMULACION NUMERICA DE YACIMIENTO, es un método que no aproxima los valores a un modelo si no que coloca los parametros a un modelo real.

10.RECOMENDACIONES

Para el buen desarrollo de la práctica se debe tener en cuenta que es un estudio académico, y que para efectos de confiabilidad, el calculo de las áreas puede diferir mucho con la realidad, por los errores mencionados en la sección de “Fuentes de error”.

Se deben utilizar fuentes estructurales más confiables, es decir mapas estructurales certificados, para no se incurrir en errores en el momento de los cálculos.


Explicar adecuadamente el uso de la ecuación de balance de materia y dar la información necesaria para la correcta aplicación de la misma.

11. CUESTIONARIO

11.1Investigar sobre las formaciones productoras del campo san Francisco, estado actual y historia de presión y producción

CAMPO SAN FRANCISCO

El campo San Francisco esta ubicado a 17 Km de la vía Neiva – Bogotá, al oeste de los campos dina cretáceos y palogrande – cebú, dentro del corregimiento San Francisco, del municipio de Palermo (Huila). Fue descubierto por HOCOL el 19 de 1985 con el pozo SF-1 y su producción inicial fue de 282 BOPD, dentro del contrato de Asociación Palermo, el cual expira el 30 de abril de 2012


La estructura del yacimiento esta constituida por el anticlinal San Francisco, este se encuentra afectado por una serie de fallas inversas y pliegues menores. Los estratos productores son areniscas de la Formación Caballos del Cretáceo a una profundidad promedio de 2600 pies.

El relieve total de la estructura es aproximadamente de 1750 pies. El contacto agua aceite original estaba localizado a 820 pies bajo el nivel del mar para Ukb y 770 pies bajo el nivel del mar para Lkb, teniendo como resultado una columna de aceite de 1170 pies.

Contiene 3.0 % por peso de asfáltenos y 7.0 % de parafinas, la RGA original es 160 scf/bbl. El yacimiento es humectado por aceite, situación que complica la interpretación petrofisica.

El petróleo original in-situ en el yacimiento, STOIIP, es de 507 Mstb con un gas asociado de 81 Bcf. El factor de recobro estimado con inyección de agua es de 32 %. El recobro de gas se estima en 43 Bcf. La producción al año 2001 es de 24000 stb/d de crudo y 37000 stb/d de agua y una Rga promedio de 400 scf/sb.

El mecanismo de producción es gas en solución con un acuífero muy limitado. La principal incertidumbre al año 2001 fue la continuidad de las arenas productoras ya que en alto fallamiento y las discontinuidades estratigráficas tienen un alto efecto sobre esta y sobre el manejo mismo del yacimiento. Como consecuencia del soporte tan limitado del acuífero la presión cayo rápidamente de 1100 a 850 psi o sea 100 psi por debajo del punto de burbuja. La distribución de presión es muy irregular debido a la discontinuidad de las zonas productoras en algunas áreas, o sea que las arenas Ukb y Lkb muestran diferentes niveles de presión, siendo Ukb la zona con mayor declinación debido a su alta productividad. La presión mínima es de 600 psi y se encuentra en la parte sur de la estructura.

GENERALIDADES DEL CAMPO

El campo San Francisco es un yacimiento productor de petróleo, que fue descubierto en marzo de 1985 y declarado comercial en junio del mismo año. El Campo hace parte del contrato denominado “Asociación Palermo”, efectuado entre las compañías HOCOL S.A. y ECOPETROL, y que tiene una extensión de 2800 hectáreas. El Campo San Francisco esta localizado en el departamento del Huila, al noroeste de la ciudad de Neiva, comunicándose a través de la vía Neiva-Bogotá a una distancia de 19 km aproximadamente. El campo se encuentra ubicado sobre las estribaciones de la cordillera central, en la Subcuenca de Neiva, que pertenece a la Cuenca Sedimentaria del Valle Superior del Magdalena.


La estructura del yacimiento esta constituida por el anticlinal San Francisco, que se encuentra afectado por una serie de fallas inversas y otros pliegues menores. Los estratos productores en el campo son las areniscas pertenecientes a la formación Caballos (cretáceo), las cuales se encuentran desde 1700 a 3800 pies; la formación Caballos en el área presenta tres miembros bien definidos de los cuales solo producen petróleo el Inferior y el Superior, en cada lado de la estructura fallada.

La columna de petróleo en la cresta del anticlinal alcanza unos 1200 pies y no se presenta capa de gas definida. La saturación del agua es irreducible, el petróleo es subsaturado a una presión inicial promedio de 1050 Lpc en el yacimiento y con un punto de burbuja de 846 Lpc.

El desarrollo inicial del campo se realizo en forma rápida, debido a que presenta condiciones muy favorables, tales como cercanía al oleoducto, superficialidad del yacimiento y bajos costos operacionales, lo que permitió perforar 35 pozos durante los dos primeros años.

CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS

De acuerdo la Tabla No.1; realizada con base en los informes de prueba PVT y los análisis de laboratorio

Por lo anterior, el petróleo del campo San Francisco se cataloga como liviano y parafinico por contener un contenido de parafina mayor al 75% mol. La viscosidad del petróleo esta dada a condiciones de yacimiento. De acuerdo a muestras examinadas por Core Laboratories, la composición molar promedio del gas es aproximadamente:

Componente Yi

CO2 9%N2 0.2%C1 81%C2 6%C3 2.4%otros 1.39%

Por su alto contenido de CO2 (22% en volumen) el gas es considerado húmedo agrio. Un análisis completo de agua de formación del campo realizado por la compañía Exxon Chemical Company en junio de 1991, se describe en la siguiente tabla.


ANALISIS DE AGUA (Mg/L)Sodio 3829.7Calcio 68.3Cloro 6165.2Sulfato 0.9Bicarbonato 939.0Hierro 0.1Bario 0.0Estroncio 0.1

pH 8.3Esfuerzo Iónico 0.197

GEOLOGÍA GENERAL

El área del campo San Francisco se encuentra ubicado dentro de la subcuenca Neiva, la cual constituye un sinclinorio cuyo núcleo esta conformado por sedimentos neógenos, que descansan discordantemente sobre una secuencia Pre-Miocena, constituidas por rocas del Cretáceo y del Terciario. Esta secuencia sedimentaria, que fue depositada a lo largo de una gran plataforma de bajo relieve, es el resultado de una serie de ciclos regresivos y transgresivos.

El basamento esta formado fundamentalmente por rocas ígneas, desde acidas a intermedias. Discordante sobre este Basamento Pre-Cretácea, se presentan rocas sedimentarias correspondientes al cretáceo, conformada por una sucesión de 2000 metros, las cuales fueron depositadas en un ambiente de plataforma y cuyas unidades son las siguientes:

Formación Caballos (Kb), de edad Aptiano-Albiano. Formacion Villeta (k3), de edad Aptiano-Albiano a Campiano. Formación Monserrate (k4), Maestrictiano. Formación Guaduala (Kug), Maestrictiano a Paleoceno.

Todas estas unidades son concordantes entre si. la formación Caballos es la mas importante en el área, desde el punto de vista económico, debido a su producción de petróleo en los niveles Inferior y Superior. De estos dos niveles, sobresale el Superior, que por tener mejor porosidad y areniscas más permeables, presenta mayor producción que el Inferior.

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL


El principal plegamiento en el área es el anticlinal San Francisco, que se encuentra afectado por fallas inversas, con inclinaciones variables desde casi horizontales hasta casi 80°. Muchas de estas fallas tienen un considerable desplazamiento, de tal forma que afectan inclusive las rocas del Basamento.

El anticlinal san Francisco se genero en un ambiente compresional, este anticlinal es cerrado, de dirección N10°E en la parte sur y hacia el norte cambia a N5°W, con cabeceo tanto al sur como al norte, presentando un buzamiento general entre 10° y 15°.

La morfología de la zona corresponde a altas pendientes, drenajes profundos y elevación gradual hacia el occidente, en los flancos iniciales de la cordillera central. (En el punto 3. del taller se puede observar mas claramente el gran fallamiento de la estructura).

11.2 Cual es el diagrama de fases de los fluidos (petróleo y gas) del yacimiento a condiciones iniciales con los resultados del PVT, obtenido con la muestra de fluidos tomado en el pozo SF-25, del 29 de noviembre de 1986


-200 0 200 400 600 800 1000 1200

0

500

1000

1500

2000

P-T Diagram

2-Phase boundary Critical 10.000 volume %20.000 volume % 30.000 volume % 40.000 volume %50.000 volume % 60.000 volume % 70.000 volume %80.000 volume % 90.000 volume %

Temperature (deg F)

Pres

sure

(psi

a)

GRAFICA No. 1 Diagrama de fases para el yacimiento, obtenido de los resultados del PVT

11.3 Elaborar un modelamiento tridimensional del estructural con el software disponible, con la información del plano (3D) y determinar las coordenadas GAUSS y ubicar la zona en el mapa de Colombia.


-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

GRAFICA No. 2 Modelamiento 3D del estructural Campo San Francisco


11.4 Graficar el comportamiento de la relación gas en solución-petróleo (RS,PSC/BS) y el factor volumétrico del petróleo (Bo,BY/BS) como una función de la presión, con los datos de liberación diferencial ajustados a condiciones optimas de separacion del PVT SF-25, por los métodos Amyx Et al y Dake y Muhammad A. al Marahoun.

Comportamiento de la relación gas en solución-petroleo con los cambios de presión y comparando los dos métodos se obtienen las siguientes graficas:

0 300 600 900 12000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

PRESION (psig) vs RS(PCS/BS)

Metodo de Dake

PRESION (psig)

Rela

cion

gas

en

solu

cion

-pet

role

o

GRAFICA No 3. Comportamiento Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones, METODO DE DAKE


0 300 600 900 12000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

PRESION (psig) vs RS(PCS/BS)

Metodo de Marhoun

PRESION (psig)

Rela

cion

gas

en

solu

cion

-pet

role

o

GRAFICA No. 4 Comportamiento Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones, METODO DE MARHOUN

GRAFICA No. 5. Comportamiento Relación gas en solución-petróleo para diferentes presiones, METODO DE DAKE VS METODO DE MARHOUN

Comportamiento en graficas del factor volumétrico con los cambios de presión


0 100 200 300 400 500 600 700 800 9000

20

40

60

80

100

120

140

160

Metodo de Dake

Metodo de Marhoun

Presion (psig)

Re

laci

on

gas

en

so

luci

on

-pe

tro

leo

PRESIÓN(psig) Vs Rs (BY/Bs)

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000.990

1.000

1.010

1.020

1.030

1.040

1.050

1.060

1.070

1.080

1.090

PRESIÓN(psig) Vs Bo (BY/Bs)

MÉTODO DAKE

GRAFICA No. 6 Comportamiento factor volumétrico del petróleo vs presión, METODO DE DAKE

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0.990

1.000

1.010

1.020

1.030

1.040

1.050

1.060

1.070

1.080

1.090

PRESIÓN(psig) Vs Bo (BY/Bs)

MÉTODO MARHOUM

GRAFICA No 7 Comportamiento factor volumétrico del petróleo vs presión, METODO DE MARHOUN


0 1000 2000 3000 4000 5000 60000.990

1.000

1.010

1.020

1.030

1.040

1.050

1.060

1.070

1.080

1.090

MÉTODO DAKE

MÉTODO MARHOUM

PRESIÓN(psig) Vs Bo (BY/Bs) PRESIÓN(psig) Vs Bo (BY/Bs)

GRAFICA No 8 Comportamiento factor volumétrico del petróleo vs presión, METODO DE MARHOUN VS METODO DE DAKE

11.5 Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas (Bg, PCY/PCS y BY/PCS) en un solo gafico con las presiones de la liberación diferencial, con la composición del gas del separador de optimsa condiciones.

0 100 200 300 400 500 600 700 8000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

PRESIÓN(psig) Vs FACTOR VOLUMÉTRICO

Bg(PCY/PCS)

Bg(BY/PCS)

PRESION (psig)

FACT

OR

VO

LUM

ÉTRI

CO

GRAFICA No. 9 Comportamiento del factor volumetrico del gas, Bg con las presiones de la liberacion diferencial con la composicion del gas del separador en optimas condiciones


11.6 Calcular el petroleo original in situ en BY y BS, por acre pie y estimarlo en el yacimiento.

Para calcular el volumen de petróleo in-situ se utiliza:

N=7758∗∅∗V b∗(1−Sw)

Boi

Donde:

V b: El volumen bruto de la roca yacimiento (acre-pie)

N : El aceite original in-situ (BS)

Boi: Factor volumétrico del petróleo (BY/BS)

∅ : Porosidad promedio en fracción

Sw: Saturación promedio en fracción

Los valores de la saturación promedio y la porosidad promedio por espesor por medio de las siguientes expresiones:

Porosidad promedio por espesor:

∅ promedio=∑i=1

n

(∅ i∗hi)

∑i=1

n

hi

Reemplazando de la tabla No. 5 se obtiene:

∅ promedio=338,6172297

=0,1692

Saturación promedio por espesor:

Swpromedio=∑i=1

n

(Swih i)

∑i=1

n

hi

Reemplazando de la tabla No. 5 se obtiene:


Swpromed io=322,042297

=0,1402

Ahora se calcula el petróleo original in situ:

N= [7758∗∅∗V B∗(1−Sw) ]

N=7758∗0.1692∗297972∗(1−0.1402 )

N=336297029BY

Con base en los cálculos realizados para la presión inicial de 1172 psig el factor volumétrico del petróleo es igual a Bo = 1,07627 BY/BS. Este dato se utiliza para la conversión del volumen a BS, como sigue a continuación,

N=7758∗∅∗V B∗(1−Sw )

Boi

N= 336297029 BY1,07627 BY /BS

N=312465300.5BS

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

CÁLCULO DEL GAS TOTAL EN SOLUCION EN EL PETROLEO ORIGINAL:

Determinado el petróleo original “in situ” se multiplica por el Rs y de esta manera se halla el gas en solución presente en el petróleo original, en PCS.

G=N∗R si

G=312465300.5 BS∗155 PCSBS

G=4.843212∗1010PCS


11.8 Calcular el comportamiento del factor volumétrico del agua (Bw, BY/BS) como una función de la presión

0 1000 2000 3000 4000 5000 60001.0011.0021.0031.0041.0051.0061.0071.0081.009

1.011.0111.012

PRESION(psig) Vs Bw(BY/BS)

PRESIÓN (Psig)

Bw

(B

Y/B

S)

GRAFICA No 10 Comportamiento del factor volumétrico del agua evaluada a diferentes presiones.

11.9 Calcular el gas original in-situ en PCY y PCS, por acre-pie y estimarlo en el yacimiento, suponiendo que el yacimiento San Francisco es un yacimiento de gas

Para calcular el gas original in-situ se utiliza la ecuación:

G=43560∗∅ promedio∗V b∗(1−Swpromedio)

Vb= volumen bruto del yacimiento en acre-ftG = volumen de gas in-situ en PCS

Remplazando los valores ya obtenidos en la ecuación tenemos:

G=43560∗0.1692∗297972∗(1−0.1402)

G=1888257101PCY

Para calcular el gas original a condiciones de yacimiento utilizamos el Bg calculado en el punto 5 para la presión inicial de 1172 psig Bg= 0.011643 PCY/PCS


G=43560∗∅ promedio∗V b∗(1−Swpromedio)

Bgi

G= 1888257101 PCY0.011643PCY /PCS

=1.622∗1011PCS

11.10 Con el proposito de evaluar petroleo in-situ mas probable del yacimiento San Francisco, seleccione el metodo de evaluacion mas exacto (balance de materia), graficar el comportamiento de la produccion como una funcion del tiempo y aplique el balance de materia para una caida de presión.

Para △ p=120 psig

N=NP [BO+(RP+RS )Bg ]−(W e−W PBW )−Giny Biny−W inyBW

(BO−BOi)+ (Rsi−RS )Bg+mBoi( Bg

Bgi

−1)+Boi(1+m)(Cw Swc+C f

1−Swc)△ p

Donde,

N = Petróleo original in-situ, BFNp = Petróleo producido, BFG = Gas inicial en el yacimientom = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo (N)Np = Petróleo producido acumulado, BFGp = Gas producido acumulado, pcnWp = Agua producido acumulado, BFRp = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, pcn /BFRs = Relación gas-petróleo, pcn/BFßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, bbl/BFßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcnWe = Intrusión acumulada de agua, BFSw = Saturación de agua, fraccióncw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psicf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psiP = Presión estática del yacimiento, psiaΔP = Pi - Pi = inicial


debido a que el yacimiento es subsaturado (PINICIAL> Pb) no hay capa de gas, por lo tanto:

We = 0RP = 0RS = 0m = 0

Por tanto, la ecuación se reduce a la siguiente,

N=NP BO+W PBW

(BO−BOi)+Boi(Cw Swc+C f

1−Swc)△ p

Reemplazando los valores resumidos en la tabla No 19 en la ecuación de balance se obtiene

N=(14269MBS )(1,07681 BY

BS )+(1.776MBS∗1.010687 BY /BS)

(1,07681−1,07603 ) BYBS

+1,07603 BYBS ((2.9719∗10−6∗0.1402)+3.404∗10−6

1−0.1402 )∗120

N= 15367,6M BY

1 .354∗10−3BYBS

N=11351609.42M BS

Comportamiento de la produccion en funcion del tiempo:

AÑO PRODUCCION PROMEDIO BBL

1985 127837,111


11986 320055,166

71987 407868,272

71988 663003,51989 676363.51990 693113,667

TABLA No. 20

1985 1986 1987 1988 1989 19900

100000200000300000400000500000600000700000800000

PRODUCCION PROMEDIO ANUAL

PRUCCION PROMEDIO ANUALMoving average (PRUCCION PROMEDIO ANUAL)

AÑO

BARR

ILES

DE P

ETRO

LEO

Grafica No. 11 Comportamiento de la produccion en funcion del tiempo.

11.11 Respuesta al cuestionario de la guía

1. ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isopaco?. ¿En qué se diferencian los mapas estructurales e isocoros?

Construcción de mapas Isopacos:

Un mapa isopaco es la representación cartográfica de las variaciones en espesor de cuerpos o entidades en el subsuelo, Representa a través de líneas de contorno, la distribución y espesor de una unidad específica y su construcción es similar en cuanto al método, a la del mapa estructural.


Luego de elegir la unidad estratigráfica que se va a representar con el mapa isopaco, se determina el espesor de cada pozo y su número se coloca en el mapa base. Después se trazan las líneas isopacas siguiendo las normas generales del dibujo de isolineas.

NORMAS DE CONSTRUCCION:

Curvas del mismo valor deben ser repetidas donde se presenta un cambio de un adelgazamiento a un engrosamiento de la unidad

Los datos deben ser representados según una escala y un intervalo apropiado.

Los mapas no deben estar sobrecargados de datos. Los mapas de isovalores siguen las normas generales del trazado de

isolineas. La línea CERO, determina el limite de la presencia de la unidad

estratigráfica. Se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cual suministra la

geometría que puede encontrarse. Cuando los mapas isopacos están destinados al desarrollo o al calculo de

reservas, es conveniente evitar un optimismo excesivo en cuanto al espesor y extensión de las unidades productoras o potencialmente productivas.

Pequeñas curvas cerradas que indican adelgazamientos locales o engrosamientos, adquieren mayor significado si se les da un achurado especial.

A medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las isopacas deben ser modificadas conforme a los datos.

En las fallas normales es frecuente que se acerquen las líneas isopacas indicando una sementacion mayor en el bloque hundido.

Para la construcción de un mapa isopaco de arena neta petrolífera hay que tomar ciertas consideraciones adicionales relacionadas con el contacto de fluidos

El procedimiento para la construcción de este tipo de mapas depende si se trata de un yacimiento con acuífero de fondo o lateral, y si existe capa de gas en el yacimiento

Un mapa construido sin ajustar los espesores se llama un mapa isocoro este representa el espesor vertical de una unidad y muestra con unas líneas isocoras el espesor perforado de la unidad estratigráfica, cuando los ángulos de buzamiento son menores de 5 grados, la diferencia entre el isopaco y el isocoro es


insignificante. Para ángulos mayores a 10 grados se deben hacer las correcciones pertinentes, los espesores obtenidos en base a núcleos o perfiles deben ser corregidos cuando los pozos no son verticales a la superficie de estratificación.

Correcciones:

e : Espesor estratigráfico

E : Espesor real

I : Intervalo perforado

d : Angulo de desviación

b : Angulo de buzamiento

Pozos inclinados

e = i*cos(d)

Pozos verticales y estrato inclinado:

e = i*cos(b)

Pozos inclinados y capas inclinadas

E= i*cos(d)*cos(b)

Un mapa estructural es la proyección en el plano horizontal del tope o la base de un cuerpo de arena o nivel estratigráfico de interés, mientras que el mapa isopaco es la representación cartográfica de las variaciones en espesor de cuerpos o entidades en el subsuelo.

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

Estratos Geológicos Impermeables

Estos estratos pueden ser lutitas impermeables o calizas compactas, anhidritas, rocas ígneas y rocas metamórficas deformadas estructuralmente en anticlinales, monoclinales, sinclinales o fallas, las cuales también pueden ser el resultado de cambios litológicos o facies geológicas.

Por capa de gas

Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en


el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible

Del petróleo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son:

(a) Baja viscosidad del petróleo.

(b) Alta gravedad API del petróleo

(c) Alta permeabilidad de la formación

(d) Alto relieve estructural.

(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas. La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales.

Por segregación gravitacional

En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80%. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: (a) Variaciones del GOR con la estructura. (b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo. (c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Empuje por compactación


En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia

Abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.

Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: (a) Variaciones del GOR con la estructura. (c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Por empuje de Agua

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:

a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:

a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.


b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

a) El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.

b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md).

c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.

3. ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?

Las Reservas de Hidrocarburos se clasifican de la siguiente manera:1. Certidumbre de Ocurrencia

Probadas Probables Posibles

2. Facilidades de producción

Probadas desarrolladas Probadas no desarrolladas

3. Método de recuperación

Primarias Suplementarias

1. Clasificación de las reservas de acuerdo a la certidumbre de ocurrencia

a) Reservas Probadas

Son volúmenes de hidrocarburos estimados con una grado de certeza mayor al 90% y recuperables de yacimientos conocidos, según información geológica e ingenieril disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y relaciones gubernamentales prevalecientes.

Lo anterior quiere decir que las empresas oprecionales deben estimar las reservas a través de los medios información geológicos y de ingeniería que dispongan pero de encontrar volumenes de hidrocarburos que no sean extríbles bajo las condiciones operacionales disponibles o por ejemplo no sea económicamente rentable su extracción ya que el costo de producción de un barril de ese petróleo


es mayor que el precio de venta del mismo, dicho volumen no puede ser contabilizado como reserva probada.

El Manual describe ciertos casos de reservas probadas

Caso 1: Son reservas probadas los volúmenes de hidrocarburos producibles en yacimientos con producción comercial o donde se hayan realizado pruebas de producción o formación exitosas.

Caso 2: Son reservas probadas los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitada por información estructural, estratigráfica y de contactos de fluídos de pozos perforados en ellas o límites arbitrarios razonables.

Caso 3: Son reservas probadas los volúmenes producibles en las áreas aún no perforadas pero que encuentren entre yacimientos conocidos, cuya información geólogica y de ingeniería indiquen que hay continuidad entre ellos.

Caso 4:Son reservas probadas los volúmenes de yacimientos que pueden ser extraídos cuando son sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, entre otros.

Caso 5: Son reservas probadas los volúmenes que provengan de proyectos de recuperación suplementaria comprobados siempre y cuando los proyectos están basados en proyectos pilotos exitosos realizados en ese yacimiento, o en respuestas favorables de proyectos de recuperación realizados en yacimientos análogos de características similares según información geológica e ingenieril; y cuando sea razonablemente cierto que dichos proyectos de recuperación suplementaria serán realizados.

Caso 6: En ciertos casos se considerarán reservas probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenencen a un yacimiento análogo a dos o más que están produciendo en el mismo horizonte o que han demostrado su capacidad productora.

b) Reservas 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.

Se estiman como reservas probables los volúmenes de hidrocarburos que puedan producirse en condiciones económicas futuras diferentes de las utilizadas para las


reservas probadas; es decir, si en el momento actual no es rentable la producción de crudo en un yacimiento pero se aprecia una tendencia económica que a futuro hará rentable su producción, entonces estos volumenes pasan a ser reservas probables.

En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para indicar los casos que califican como Reservas Probables, de acuerdo al riesgo y posibilidad de existencia:

Serie 100: Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos donde no se hayan hecho pruebas de producción pero el análisis de perfiles de sus pozos indica con alta certeza la probabilidad de su existencia.

Serie 200: Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable fuera del área probada cuyo límite fue establecido por el pozo estructuralmente más bajo pero donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y por ende exista la propabilidad de que el yacimiento se extienda abarcando el área de interés.

Serie 300: Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos que están separados de éstas por fallas sellantes, siempre y cuando información geológica y de ingeniería afirme con razonable certeza que en dichas áreas existen condiciones geológicas favorables para la acumulación de hidrocarburos.

Serie 400: Los volúmenes estimados a través de estudios geológicos o de ingeniería realizados o estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con 50% de certeza, que dichos volúmenes podrían recuperarse en yacimientos probados si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación suplementaria.

c) Reservas 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.

Del mismo modo que para las reservas probables, en Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para identificar aquellos casos que califiquen como reservas posibles:


Serie 600: Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o formación que no pueden ser producidos por las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones futuras razonablemente ciertas.

Serie 700: Los volúmenes que podrían existir en formaciones donde las muestras de núcleos o perfiles de pozos describen características de acumulaciones de hidrocarburos potenciales pero con un alto grado de incertidumbre.

Serie 800: Los volúmenes que podrían existir en áreas que, de acuerdo a información geológica y de ingeniniería, se encuentran en una estructura mayor que la limitada por las reservas probables y probadas y la perforación de pozos fuera del área probada y probable ofrece menor certeza de resultados positivos.

Serie 900: Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, en donde existe una duda razonable de que ese segmento contenga volúmenes recuperables de hidrocarburos.

Serie 1000: Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluídos indican la posibilidad de ser extraídos con éxito si se aplicara algún método de recuperación suplementaria.

2. Clasificación de las reservas de acuerdo a las facilidades de producción

a) Reservas 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.

b) Reservas 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.

3. Clasificación de las reservas de acuerdo al Método de Recuperación


a) Reservas 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 fluídos; pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la presión del yacimiento respecto a la presión de burbuja.

b) Reservas 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

11.4.¿Qué son yacimientos volumétricos y no volumétricos?

Clasificación de Acuerdo a Variaciones del Volumen Originalmente Disponible aHidrocarburos1. Volumétricos, cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimientocerrado).2. No volumétricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero aledaño.


12. BIBLIOGRAFÍA

Escobar, Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Editorial Guadalupe Ltda. Primera Edición.

PARRA, Ricardo. PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO. Editorial Universidad Surcolombiana. Segunda Edición. 2011

J. S Archer & C.G Wall, Petroleum Engineering: principles and practice, 1a. ed. (London: British Library Cataloguing, 1986).


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