Reservorios I Capitulo 6C Al

8/18/2019 Reservorios I Capitulo 6C Al

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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I

Ing. Hernán Iriarte Claros

Unidad Temática 6

RESERVAS DEHIDROCARBUROS

Diagrama del BloqueIngre PETROBRASBOLIVIA S.A.Ref. ypfb.gov.bo


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Contenido del Capítulo

6.1 Generalidades 6.2 Reservorio 6.3 Petróleo 6.4 Gas natural

6.5 Condensado de gas natural 6.6 Reservas 6.7 Métodos para estimar los volúmenes originales in

situ de gas y petróleo 6.8 Métodos para predecir la recuperación de

hidrocarburos - Curvas de declinación 6.9 El factor de recuperación 6.10 Cálculo de reservas probadas


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6.1 GENERALIDADES

En la literatura técnica petrolera seencuentran definiciones diversas de estosimportantes términos; si bien éstas no están

en abierta contradicción, a veces puedencausar confusión.

Por tal motivo, se ha tratado de incluir

definiciones generalmente aceptadas.


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Una definición muyaceptada es que reservorioes: "Uno o varios estratosbajo la superficie que esténproduciendo o sean capacesde producir hidrocarburos,con un sistema común depresión en toda su

extensión, en los cuales loshidrocarburos esténcompletamente rodeadospor roca impermeable o

agua".

6.2 RESERVORIO


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El término reservorio es una adaptación alespañol del vocablo inglés reservoir quesignifica yacimiento , que sin embargo estámuy difundido y es corrientementeaceptado dentro del glosario petrolero.

El yacimiento o reservorio contienehidrocarburos en forma de fluidos que deacuerdo a su estado natural y otrascaracterísticas pueden ser petróleo y gas.

Adicionalmente existe agua como fluidoasociado a los hidrocarburos.


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Petróleo son los hidrocarburos que, encondición normalizada de presión ytemperatura, se presentan en estado

líquido, así como los hidrocarburoslíquidos que se obtienen en los procesosde separación del gas.

6.3 PETRÓLEO


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Es una mezcla de hidrocarburos que existe enlos yacimientos en estado gaseoso pudiendoencontrarse en forma de gas asociado o noasociado al petróleo.

El gas asociado puede a su vez ser gas libre odisuelto en el petróleo.

6.4 GAS NATURAL

GAS NATURAL

Gas asociado Gas no asociado

Gas libre Gas disuelto en

El petróleo

puede encontrarse

puede ser


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A condiciones estándar permanece enestado gaseoso.

En su composición se encuentra

predominio de hidrocarburos livianosdesde el metano hasta el butano ycantidades menores de pentanos ehidrocarburos más pesados.

También pueden contener impurezasno hidrocarburíferas como CO2 , N2 yH2S.


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Son las fracciones líquidas del gas naturalque se recuperan en los separadores,instalaciones superficiales o plantas de

procesamiento de gas.

Sin embargo no debe confundirse conotras fracciones líquidas que se recuperan

del gas de planta como ser el gas licuadode petróleo o más conocido como GLP y lagasolina liviana.

6.5 CONDENSADO DE GAS NATURAL


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Reservas de hidrocarburos son lasestimaciones de petróleo crudo, gas natural

y líquidos del gas natural , de lasacumulaciones naturales que han sidodelineadas y caracterizadas por un análisiscombinado de datos geo-científicos,(geológicos, geofísicos, petrofísicos, deingeniería de reservorios, etc.), disponibles.

Las reservas deben poder ser desarrolladaseconómicamente bajo el ambientecomercial actual prevaleciente.

6.6 RESERVAS


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SPE y WPC definen las reservas como “aquellas cantidades de hidrocarburos lascuales se anticipa que serán recuperadascomercialmente de las acumulacionesconocidas a una fecha futura dada” .

Todas las estimaciones involucran ungrado de incertidumbre que está enfunción a los datos geológicos y deingeniería disponibles a tiempo de hacerla estimación y la interpretación de esosdatos.


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Según el grado de incertidumbre lasreservas pueden clasificarse en:

RESERVAS

Probadas No probadas

probables posibles

se clasifican en

puede ser


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La incertidumbre puede provenir dediferentes fuentes:

• Incertidumbre Técnica• Incertidumbre Económica • Incertidumbre Geopolítica


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Incertidumbre Técnica .- Geológica / Geofísica /Ingeniería de Reservorios

La incertidumbre geológica depende de cuatrovariables mutuamente excluyentes:

Presencia de una roca fuente madura (Ps)Presencia de la roca reservorio (Pr)

Presencia de la trampa (Pt)Estructural / Dinámica de migración (Pd)

El riesgo asociado con la incertidumbre geológica(Pg) puede ser evaluado con esos cuatro factoresmutuamente excluyentes:

Pg = Ps * Pr * Pt * Pd


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Harold L. Irby (Petroleum EngineeringServices, Mayo 1998) considera quecualitativamente se puede establecer el riesgoasociado con la incertidumbre geológica (Pg)de la siguiente manera:

0.0 < Pg < 0.3 Desfavorable0.3 < Pg < 0.5 Cuestionable0.5 < Pg < 0.7 Expectable0.7 < Pg < 1.0 Favorable


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Ejemplo 6.1.- ¿Cuál es la incertidumbre geológica si seestiman los siguientes porcentajes?:-Presencia de roca madre = 70%-Presencia de roca reservorio = 95%-Presencia de trampa = 80%-Estudio estructuras y migración de fluidos = 70%


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Métodos de Estimaciones de Reservas:

Método deEstimaciónDeterminístico

Método deEstimaciónProbabilístico


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6.6.1 Método de Estimación Determinístico

Se llama determinístico si se efectúa enbase a datos geológicos, de ingeniería yeconómicos conocidos.

Volumen poral A, h, fSwi, Boi

Factor recuperación

MODELO

DETERMINISTICOValores de

reservas

Cada uno de los datos es determinado como unvalor numérico simple (usualmente los valorespromedio de parámetros de reservorio) y lareserva resultante es también un valor numéricosimple.


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6.6.2 Método de Estimación Probabilístico

El método se llama probabilístico oestocástico cuando estos datos geológicos,de ingeniería y económicos se utilizan paragenerar un rango de estimación con sus

correspondientes probabilidades

Se asume que cada parámetro INPUT y OUTPUTes una variable aleatoria y puede serrepresentada por una curva de distribución deprobabilidad, para ser usada por una simulación

de Monte Carlo o Hipercubo Latina.

Volumen poral

A, h, fSwi, Boi

Factor recuperación

MODELO

PROBABILISTICO

Distribución

probabilística

de reservas


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Se asumen buenos datos, aquellos queresultan de cálculos estadísticos, como

valores mínimos y máximos, media,mediana, moda, desviación estándar ypercentiles.


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Las reservas de hidrocarburos no sonestáticas. Generalmente son revisadas

cuando aparecen datos geológicos o deingeniería adicionales, o cuando lascondiciones económicas cambian.

Al estimar reservas puede tomarse en cuentalas fuentes de energía natural o las queresulten de aplicar sistemas de recuperaciónsecundaria o mejorada. Esto quiere decir que

se van a considerar los diferentes tipos deempuje presentes y también procesos dereciclaje, inyección, métodos térmicos,químicos, desplazamiento miscible, inmiscible

y cualquier otro.


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6.6.3 Volumen Original in Situ

Es la cantidad de hidrocarburos que seencuentra inicialmente almacenada en elreservorio, expresada en unidades de

volumen generalmente a condiciones desuperficie.

De acuerdo a este concepto se puede

decir que esta es una medida absoluta, yaque no considera si el fluido es o no capazde moverse ni con cuanta facilidad.


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Este volumen se refiere a la fasecontinua, es decir al fluido que existe

en los poros interconectados entre sí,puesto que se calcula en función de la porosidad efectiva que mideprecisamente la fracción de huecos

interconectados.

Para cada tipo de fluido, debe

determinarse su volumen original insitu; es decir para el petróleo,condensado, gas asociado, gas naturalno asociado y agua.


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significa

Las reservas representan losvolúmenes de hidrocarburos que

pueden ser recuperados.

Que las reservas constituyen unaparte o fracción de los volúmenes

originales in situ.

Las reservas son volúmenes dehidrocarburos comercialmente

explotables.

en efecto


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Surge como consecuencia un indicador delgrado de eficiencia de la recuperación,

llamado factor de recuperación quesimplemente es la relación aritméticaentre la reserva y el volumen original.

RESERVAS

Probadas No probadas

probables posibles

se clasifican en

puede ser

Recordando:


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6.6.4 Reservas Probadas

Son aquellas cantidades dehidrocarburos las cuales, poranálisis de datos geológicos y de

ingeniería pueden ser estimadas conrazonable certeza y que seránrecuperados comercialmente.


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SPE considera que cuando se ha usado el

método determinístico , el término “razonable certeza” expresa un altogrado de confianza que esa cantidadcalculada va a ser recuperada.

Si se han usado métodos probabilísticos ,debería haber por lo menos un 90% de

probabilidad de que las cantidadesactualmente recuperadas sean iguales oexcedan a los valores estimados dereservas.


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El "Reglamento de Comercialización del Gas " en actual vigencia en el país, define

a las reservas probadas como aquellasque "d em u es tran c o n u n a razo n ab le c erteza, q u e en el fu tu ro , s erán

rec up er ab les lo s h id ro carb ur o s d e lo s

r e s e r v o r i o s b a j o c o n d i c i o n e s e c o n ó m i c a s y

o p er ac i o n ales ex i s ten t es . L o s r es er v o r io s

s o n c o n s id er ad o s c o n r es er v as p r o b ad as ,

c u an d o h an d em o s trad o la c ap ac id ad d e p r o d u c i r y a s e a p o r l a a c t u a l p r o d u c c i ó n o

p ru eb as c o nc lu yen tes d e la fo rm ac ión

geológica ".


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Su principal atributo es que estánevidenciadas por uno o más pozos con

pruebas positivas de producción.

Su determinación infiere quela estructura, extensión areal ycaracterísticas petrofísicas yde fluidos se encuentran biendefinidos en base aprocedimientos reconocidos deinterpretación, calidad de los

datos y conocimiento de lacontinuidad de la formación,así como los límites y loscontactos entre fluidos.


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El área de un reservorioconsiderado como reservas

probadas , es aquellaporción delimitada porperforaciones y definidapor los contactos gas-

petróleo y gas-agua oFig. 6.1 Acumulaciones de hidrocarburos

limitado por una deformación estructural olenticular del reservorio y, en ausencia decontactos de fluidos, se puede usar el punto masbajo estructuralmente con presencia dehidrocarburos como límite inferior, conocidocomo LKH (lowest known hydrocarbon).

t t


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En estado de equilibrio, las

fases dentro de un reservoriose posicionan de acuerdo a sugravedad, es decir, la fase gasen el tope, el petróleo acontinuación, y la fase agua en

la parte inferior. Idealmente ,los contactos entre fases sonplanos horizontales, es decirsuperficies de contacto planas.

Contacto entre fases

contacto

agua-petróleo

Fig.3.2. Estructura limitada por aguaFig. 6.2 Estructura limitada por agua

En la realidad , los contactos constituyen zonas deinterfase donde coexisten dos fases, con undeterminado espesor que no siempre es constanteni está limitado por superficies planas debido a

fenómenos de capilaridad y tensión superficial.

t t


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Los contactos no son estáticos;van cambiando a medida que seva extrayendo fluidos delreservorio.

Por lo general, el contacto

gas-petróleo (CGP) vadescendiendo en su posiciónestructural en tanto que el contacto agua-petróleo(CAP) va en ascenso.

contacto

agua-petróleo

Fig.3.2. Estructura limitada por aguaFig. 6.2 Estructura limitada por agua

Esto es consistente con el hecho de que al ser lafase petróleo la que se extrae, su espesor vamenguando paulatinamente.


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Se debe establecer con exactitud lasposiciones de los contactos originales atiempo de iniciar la vida productiva delreservorio; estos datos son deimportancia para efectuar elseguimiento de los cambios de posiciónde los contactos y determinar ladinámica que rige como resultado delmovimiento de los fluidos.

Los contactos pueden determinarse apartir de registros de pozo y probadoresde formación.


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Se pueden diferenciar dos tipos dereservas probadas:

Reservas Probadas Desarrolladas Reservas Probadas No Desarrolladas


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6.6.4.1 Reservas Probadas Desarrolladas

Son las reservas probadas estimadas a serrecuperadas a través de los pozos existentes.

Las reservas en reservorios probados

penetrados por pozos que normalmente noestán siendo producidos son consideradascomo reservas probadas desarrolladas , si seanticipa que tales reservas serán

recuperadas a través de los pozos existentesrequiriendo nada más que operaciones dereacondicionamiento de pozos.


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6.6.4.2 Reservas Probadas No Desarrolladas

Son las reservas económicamenterecuperables que existen en reservoriosprobados, que serán recuperados en basea una inversión económica ejecutada en

el futuro.

Las reservas estimadas en áreas noperforadas están incluidas como reservasprobadas si ellas son consideradas comotales por el análisis de la información delos pozos existentes.


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Las inversiones a las que se hacereferencia consisten en:

a) perforación de nuevos pozos en

áreas no perforadas,b) profundización e intervención,c) instalación de nuevas facilidades de

producción y transporte.


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6.6.5 Reservas Probables

Su existencia ha sido determinada conmenor grado de certeza que lasprobadas.

Pueden corresponder a extensiones deáreas donde se tienen reservasprobadas, donde se infiere quecontinúa la estructura, pero que no hasido evidenciada por la perforación ypruebas de producción.


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Podrían estar separadas del áreaprobada mediante fallas y donde la

interpretación geológica indica que seencuentran en posicionesestructurales mas altas.

También pueden incluirse a aquellasreservas donde el controlsubsuperficial es insuficiente para

demostrar que se trata de reservasprobadas.


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SPE considera que cuando se usamétodos probabilísticos debería haber

por lo menos un 50% de probabilidadde que las cantidades actualmenterecuperadas sean iguales o excedan la

suma de las probadas estimadas máslas reservas probables.

Cantidad recuperada ≥ Reservas probadas

estimadas + Reservas probables= 50% probabilidad


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En la figura 6.3 se muestrael mapa estructural de un

reservorio que esatravesado por una falla denorte a sur. La parte oestedel reservorio ha sidodesarrollada parcialmente yse puede ver que define unárea probada ; la parteeste pese a formar parte dela misma estructura, pero

plano de falla

Fig. 3.3. Reservorio con una falla

sellante. Izquierda: reservas

probadas; derecha: probables

Fig. 6.3 Reservorio con falla sellante.Izquierda: Reservas probadasDerecha: Reservas probables

ligeramente desplazada, no tiene ningún pozo;por lo tanto no se puede asegurar con certezaque posee reservas, por eso se considera

probable .


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6.6.6 Reservas Posibles

Su incertidumbre es mayor aun que lasanteriores y algunos autores lascatalogan dentro una probabilidad

entre 0.1 y 0.4.

Pueden incluirse aquellas reservas quese determinan por extrapolaciónestructural o estratigráfica, basándoseprincipalmente en interpretacionesgeológicas y geofísicas.


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También la constituyen aquellas

reservas evidenciadas aparentementepor registros y núcleos , pero que nopueden ser producidas en condicionescomerciales las reservas deformaciones productivas pero que encierta área parece existir unaseparación mediante fallas y donde la

estructura se sitúa en una posiciónmas baja.


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SPE considera que cuando se usamétodos probabilísticos debería haber

por lo menos un 10% de probabilidadde que las cantidades actualmenterecuperadas sean iguales o excedan la

suma de las probadas estimadas máslas reservas probables más lasreservas posibles.

Cantidad recuperada ≥ Reservas probadasestimadas + Reservas probables + Reservas

Posibles= 10% probabilidad


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6.6.7 Reservas Remanentes

Son los volúmenes recuperables queaún permanecen en reservorio en undeterminado momento; expresado

en otra forma:

Reserva remanente = Reserva

inicial - Volumen producido


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CHACO S.AImagen tridimensional “GeoProbe” a partir de los datos de la sísmica 3Dcon la ubicación y la trayectoria de los 2 pozos en la estructura deKanata; horizonte interpretado Yantata (productor).Ref. ypfb.gov.bo

6 7 MÉTODOS PARA ESTIMAR LOS VOLÚMENES


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6.7 MÉTODOS PARA ESTIMAR LOS VOLÚMENESORIGINALES IN SITU DE GAS Y PETRÓLEO

• Método volumétrico

• Balance de materiales para reservorios de petróleo

•

Balance de materiales para reservorios de gas• Simulación de Reservorios

6 7 1 Método volumétrico


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6.7.1 Método volumétrico

El método volumétrico es el único quepuede utilizarse para la determinaciónde los volúmenes originales in situ(VOIS) a tiempo del descubrimientodel reservorio debido a que se cuentacon información muy limitada.

Los resultados que se obtienen sonsolamente aproximados.


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Posteriormente, estos valores podránser recalculados por otros métodosmás exactos como el balance demateria o la simulación matemática a

medida que se vaya obteniendo másinformación sobre el reservorio porqueambos requieren información

histórica.


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El cálculo de los “volúmenes originales insitu” a partir de un solo pozo descubridor es

solamente un cálculo aproximado como ya semencionó. Aún no se sabe con exactitudcuáles son los límites reales de la estructurani cual su verdadera forma. No se conocen

las variaciones del espesor neto del yacimiento. Tampoco se conoce cuál es elgrado de anisotropía, que involucra a laporosidad. Todos estos parámetros recién se

los irá conociendo a medida que se perforenlos pozos de avanzada y de desarrollo.


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Un pozo perforado - en este caso el pozodescubridor - es semejante a una base de

datos almacenada en un computador. Aunque el pozo haya resultado ser seco,provee abundante información.

Para calcular volumétricamente el “volumenoriginal in situ”, VOIS, se requiere lasiguiente información:

a) el volumen de roca,b) la porosidad,c) la saturación de agua congénita,d) los factores volumétricos ye) la posición de los contactos.


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a) Volumen de roca, Es el volumen brutocalculado a partir del mapa isopaco tal

como se describió en el capítulo 1.Normalmente, el mapa isopaco que sedispone es aproximado y contiene

algunas suposiciones.

Ha sido elaborado teniendo comoinformación básica el mapa estructural,

que también es sólo una aproximación ya que éste ha sido confeccionado enbase al mapa isocrónico resultante de laprospección sísmica.


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b) Porosidad de la roca reservorio que seva a suponer constante a través de

toda la estructura.c) Saturación de agua congénita , es el agua

que permanece en los poros de la roca en

forma permanente e irreducible.

Para cálculos más exactos debeconsiderarse el aumento de la saturación de

agua -en este caso no congénita- en la zonade interfase agua-petróleo, para lo cual esnecesario disponer de una curva de presióncapilar obtenible del pozo descubridor.

d) Facto es ol mét icos de las fases


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d) Factores volumétricos de las fasespetróleo y gas , que se obtienen a partirde muestras de fluidos que luego se

procesan en los laboratorios PVT.

Su efecto en el cálculo es la conversiónde los volúmenes de condiciones

reservorio a condiciones de superficie oestándar.

e) Posición de contactos CPG (contacto

petróleo-gas) y CAP (contacto agua-petróleo), que intervienen en ladeterminación de los volúmenes de roca,para fijar los límites de cada fase.

ól i i l


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Con la información antes obtenida,

podemos decir que: A las condicionesiniciales, un acre-pie de roca productivadel yacimiento contiene:

Agua intersticial = (7758)(Φ)(Sw)Pet. a cond. Yac. = (7758)(Φ)(1-Sw)

(7758)(Φ)(1-Sw

)Pet. a cond. Sup =---------------------

Boi(petróleo fiscal bls/acre-pie)

1 acre-pie = 7758 bbl

Petróleo Inicial

To do e e t Á e A e e


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Tomando en cuenta un Área A en acres y un espesor de formación h en pies, laanterior ecuación se convierte en:

(6.1)

o

w

B

S Ah N

)1(7758

f

donde: A = área de la estructura, acresh = espesor arena, pies

= porosidad, fracciónSw = saturación de agua, fracciónBo = factor volumétrico del petróleo, bbl/blsN = volumen de petróleo original in situ, bls

1 acre-pie = 7758 bbl

G I i i l


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Haciendo el mismo análisis para el gasinicial tenderemos:

1 acre-pie = 43560 pies3

Gas Inicial

(6.2)w

g

43560Ah (1- S )G =

B

donde: A = área de la estructura, acresh = espesor arena, pies

= porosidad, fracciónSw = saturación de agua, fracciónBg = factor volumétrico del gas, pc/pcsG = volumen de gas original in situ, pcs

G Di lt


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Gas Disuelto

El Gas disuelto será igual al producto del volumenoriginal in situ de petróleo multiplicado por el factorde solubilidad del gas:

(6.3)Gdisuelto = N Rs

Ej l 6 2


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Calcular el petróleo original in situ acondiciones de superficie considerandolos siguientes datos:

Volumen roca s/g cálculos planímetro =578,136,000 pies3Φ = 14%

Sw = 27%Bo = 1.16 bbl/bls

Ejemplo 6.2

Ej l 6 3


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Calcular la reserva inicial de gas acondiciones de superficie de una unidadde 160 acres del campo San Antonio.

Considerar:Φ promedio = 22%Sw (agua connata) = 23%

Bg = 188 pcs/pcEspesor neto = 40 pies

Ejemplo 6.3

Ej l 6 4


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Si el petróleo original in situ es 38.8 MMbbl y R si es 1100 pcs/bbl, calcular el gasen solución a condiciones de superficie.

Ejemplo 6.4

Ej l 6 5


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Dados los siguientes datos para un campo queproduce petróleo:

Área = 26,700 acresEspesor neto productivo = 49 piesPorosidad = 8%Swi promedio = 45%Presión inicial de reservorio, pi = 2980 psiaPresión de abandono, pa = 300 psia

Bo a pi = 1.68 bbl/blsBo a pa = 1.15 bbl/blsSg a pa = 34%Sor después de la invasión de agua = 20%

Ejemplo 6.5


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Calcular:

1. El volumen de la roca reservorio2. El petróleo inicial in situ a c.s.3. El petróleo in situ después de la declinación

volumétrica a la presión de abandono4. El petróleo in situ después de la invasión de agua

a la presión inicial de reservorio5. La reserva de petróleo (petróleo producido) y

factor de recuperación por declinaciónvolumétrica a la presión de abandono

6. La reserva de petróleo (petróleo producido) yfactor de recuperación por invasión completa deagua

7. Analizar resultados

Ejemplo 6 6


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Dados los siguientes datos para un campo que

produce gas:

Área = 160 acresEspesor neto productivo = 40 piesPresión inicial de reservorio = 3250 psiaPorosidad = 22% Agua connata = 23%Bgi = 0.00533 pc/pcsBg a 2500 psia = 0.00667 pc/pcs

Bg a 500 psia = 0.03623 pc/pcsSgr después de la invasión de agua = 34%

Ejemplo 6.6

Calcular:


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1. El volumen de la roca reservorio2. El gas inicial in situ a c.s.

3. El gas in situ después de la declinación volumétrica a 2500psia4. El gas in situ después de la declinación volumétrica a 500

psia5. El gas in situ después de la invasión de agua a 3250 psia

6. El gas in situ después de la invasión de agua a 2500 psia7. El gas in situ después de la invasión de agua a 500 psia8. La reserva de gas (gas producido) y factor de recuperación

por declinación volumétrica a 500 psia9. La reserva de gas (gas producido) y factor de recuperación

por invasión completa de agua, p.ej. a 3250 psia10. La reserva de gas (gas producido) por invasión parcial de

agua, p.ej. a 2500 psia11. La reserva de gas (gas producido) y factor de recuperación

por invasión completa de agua si hay un pozo no anegado –sin buzamiento (un-dip)

12. Analizar resultados

6.7.2 Método de Balance de Materia


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6.7.2 Método de Balance de Materia

Se basa en el concepto de la conservación de lamateria.

El reservorio es considerado como un tanquedonde hay un intercambio de volúmenes o mas

propiamente, donde los espacios vacíos queprovoca la producción es llenada por la expansiónde los fluidos.

La exactitud de este método radica en la correctadeterminación de las propiedades de roca yfluidos y la presión estática del reservorio.Permite además efectuar proyecciones al futuro.Requiere historiales de producción.

6.7.3 Simulación Numérica


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6.7.3 Simulación Numérica

Aunque es un método sofisticado, puededecirse que utiliza una combinación delmétodo volumétrico y del balance de

materia.El yacimiento es dividido en pequeñosbloques para poder resolver las ecuaciones

de flujo dinámico en medios porosos enforma numérica ya que es imposibleobtener la solución analítica.


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A cada bloque se le aplica el principiode balance de materia para cada etapa

de tiempo, pero los volúmenes de losfluidos se los calcula volumétricamente.

Una de sus ventajas es que puederepresentar la heterogeneidad del yacimiento y el cambio de fases, talcomo la condensación retrograda, la

vaporización, etc.

Permite efectuar proyecciones al futuro.

6.8 MÉTODOS PARA PREDECIR LA RECUPERACIÓN


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DE HIDROCARBUROS

Se requiere disponer datos históricos.

Básicamente consiste en analizar latendencia de estos datos con relacióna ciertas características.

Incluye:- Balance de Materia- Curvas de Declinación- Simulación Numérica

6.8.1 Curvas de declinación


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6.8.1 Curvas de declinación

Se basa en el análisis de la tendencia de laproducción.

Puede aplicarse simplemente a un pozo conun reservorio o a un campo constituido porvarios reservorios.

El criterio básico es suponer que el pozo ocampo continuará con su misma tendenciahistórica mientras se mantengas las mismas osimilares condiciones de producción.


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La tendencia es analizada en graficasproducción versus tiempo, producción

mensual versus producción acumulada,relación gas petróleo versus tiempo u otrografico determinado.

Hay algunos métodos que utilizan curvastipo de declinación (exponencial,hiperbólica, armónica) como el deFetcovich.

Permite efectuar proyecciones al futuro.Requiere historiales de producción.


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Consiste en graficar la producción vs. eltiempo en papel semi logarítmico.

Declinación Exponencial Declinación Hiperbólica Declinación Armónica

Se puede calcular entre otros:

Tiempo de vida de un pozo Producción a un tiempo futuro Tiempo y producción de abandono

6.8.1.1 Declinación Exponencial


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74

6 8 ec ac ó po e c a

donde:

q = rata de producción al tiempo “t”, bls/día

qi = rata inicial, bls/díaD = fracción nominal de declinación, 1/díat = tiempo, días

l o g q

tiempo

Las ratas de producción pordeclinación exponencialpueden ser predichas por:

(6.4) Dt iq q e

Para otras unidades de


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75

Para otras unidades detiempo se puede usarla relación:

(6.5)1 1 2 2 D t D t

De la ec. (6.4) se puedecalcular la fracciónnominal de declinacióno el tiempo:

ln iq q

D t

ln iq qt

D

(6.6)

(6.7)


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76

Integrando la ec. (6.4) desde 0 hasta t, sepuede calcular la producción acumulada, Np:

(6.8)

También se puede determinar la fracciónnominal de declinación:

(6.9)

0 0

q t

Dt

i

qdq e dt

q

i

p

q q N

D

i

p

q q

D N

Ejemplo 6 7


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77

Se espera que un pozo produzca 70 Mbls delas reservas recuperables.

La rata inicial es estimada en 100 bls/día y

la rata de abandono es de 5 bls/día.Determinar la vida del pozo (tiempo deabandono) y calcular su producción anual.

El pozo se comporta mediante unadeclinación exponencial.

Ejemplo 6.7

6.8.1.2 Declinación Hiperbólica


78/107

78

p

donde:b = exponente hiperbólicoDi = fracción nominal de declinación inicial, 1/tiempo

El modelo de declinación hiperbólica prediceuna vida mas larga del pozo que ladeclinación exponencial.

La ecuación que describe la declinaciónhiperbólica es:

(6.10) 1/

1 b

i iq q bD t

ó á


79/107

79

Normalmente, el exponente hiperbólico estáen el rango de 0 (declinación exponencial) y

1 (declinación armónica).

(6.11)1

( )

b

i

i

qq

Dbt

Con la ec. (6.10) sepuede calcular lafracción nominal dedeclinación inicial o el

tiempo: 1

( )

b

i

i

q

qt D b

(6.12)


80/107

80

La ec. (6.10) puede ser integrada paraobtener la producción acumulada de

petróleo:

(6.13)

Esta ecuación también puede ser resueltapara calcular la fracción de declinacióninicial:

(6.14) 1 1

1

bb bi

i i

p

q D q q

b N

1 1

1

bb bi

p i

i

q N q q

b D

Ejemplo 6.8


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81

Empleando los mismos datos que el ejemplo6.7, determinar la vida del pozo y laproducción anual , asumiendo que el pozo secomporta bajo una declinación hiperbólicacon un exponente de 0.5.

Ejemplo 6.8

6.8.1.3 Declinación Armónica


82/107

82

El modelo de declinación armónica considera unaproyección más conservadora que las anteriores.

Esta declinación es un caso especial de la declinación

hiperbólica, con un exponente igual a 1:(6.15)

11i iq q D t

La producción acumulada de petróleo se puedecalcular con:

lni i pi

q q N

D q

(6.16)

Ejemplo 6.9


83/107

83

Calcular la vida del pozo y la producción

anual para los datos de los ejemplosanteriores, asumiendo que el pozo secomporta bajo una declinación armónica.

Ejemplo 6.9

6.9 EL FACTOR DE RECUPERACIÓN


84/107

84

Por diversas causas físicas – y tambiéneconómicas-, no puede recuperarse elcien por ciento de los hidrocarburos,sean éstos gases o líquidos. Comoresultado, quedarán dentro laestructura como fases irreducibles.

Por lo tanto existe un parámetrollamado factor de recuperación, cuyadefinición es:


85/107

85

este factor puede ser expresado enfracción, pero por lo general se lo expresa

en porcentaje.

El factor de recuperación es un parámetromuy importante. Su definición básica es

sencilla puesto que representa la relaciónentre el volumen recuperado y el volumenoriginal in situ.

(6.17)/ _ _ _ / _ _ _

Petróleo gas recuperado Factor de recuperación

Petróleo gas original in situ

Su importancia se puede ver con el siguiente


86/107

86

p p grazonamiento.

El volumen original in situ es un valorconocido; si se pudiera determinar dealguna manera el valor del factor derecuperación, el cálculo del volumen

recuperable sería inmediato; por lo tanto elproblema consiste en obtener este factor derecuperación por anticipado, antes deingresar al proceso de producción.

De este modo se pueden elaborar proyectosen base a los perfiles de producción yconsiguientes planes de inversión.

Se ha planteado resolver el problema


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87

Se ha planteado resolver el problemade varias maneras.

Un método indirecto puede ser poranalogía con otros reservorios quepresentan características similares ,

por ejemplo, la misma formacióngeológica, edad, posición estructural,propiedades de la roca, de fluidos y

similar comportamiento que poseen unsuficiente historial de producción.

Otra manera de encarar el problema es


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88

Otra manera de encarar el problema esefectuando un amplio y detallado

análisis de ingeniería , aunque puederesultar complicado, porque como esevidente, el factor de recuperaciónesta influenciado por muchos

parámetros entre los que destacan elmecanismo de energía de empuje, laspropiedades petrofísicas y de fluidos,

el esquema de desarrollo del yacimiento y los sistemas deproducción.

Uno de los factores de gran influencia es la


89/107

89

Uno de los factores de gran influencia es lapermeabilidad que es un indicador de la

facilidad con que se mueve el fluido en elmedio poroso.

Cuando dos o más fases están presentes

conjuntamente, existen la permeabilidadefectiva y la permeabilidad relativa paracada fase.

Para que un determinado fluido puedamoverse dentro el reservorio tiene quehaber una cierta saturación mínima,llamada saturación residual.

Debajo de estos valores de saturación


90/107

90

Debajo de estos valores de saturaciónresidual, los fluidos permanecen

inmóviles y por lo tanto, no se puedenrecuperar en superficie.

Se incluye a continuación una

referencia rápida de los rangos queestadísticamente corresponden areservorios de petróleo de acuerdo al

tipo de empuje.

Tabla6.1 Comportamiento según Mecanismo de Empuje


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91

Mecanismo deempuje

FR(% del

VOIS)

Comportamiento

Expansión 2 - 5

Gas en solución 12 - 25 declina rápidamente, noproduce agua, bombeo

Gas de casquete 20 - 40 μo

bajo, API alto, k alta,ρo y ρg diferentes

Acuífero lateral 20 - 40 P alta, GOR bajo, prodagua inicia pronto yaumenta

Acuífero de fondo 35 - 60 P alta, GOR bajo, prodagua inicia pronto yaumenta

SegregaciónGravitacional

50 - 70 GOR variable, Pconstante, k mejora

Para yacimientos de gas el tipo de


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92

Para yacimientos de gas el tipo deempuje característico es el de

expansión del fluido, aunquenaturalmente puede existir un acuíferoactivo.

El valor del factor de recuperación esfunción directa de cuan rápido sepierde energía en el proceso de

producción y también del valor delcaudal de abandono que determina ellimite económico costos/beneficio.

El criterio económico también limita el


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93

El criterio económico también limita elporcentaje de recuperación de

hidrocarburos y por lo general es másdrástico que las causas físicas.

El llamado caudal de abandono , es en

resumen el límite económico entre losgastos de operación y las ganancias,ésto es, valores mayores al caudal de

abandono producen ganancias y valoresmenores producen pérdidas.

6.9.1 FR en Yacimientos de Gas


94/107

94

Conociendo algunas propiedades, se puedecalcular el factor de recuperación, con la ecuación,deducida de la ecuación Gp = G(1-Bgi/Bg):

(6.18)i

i

g

gi p

Zp

p Z

B

B

G

G FR 11

Donde:FR = Factor de recuperaciónG = Volumen original in situ de gasGp = Volumen de Gas producidoBgi = Factor volumétrico de gas a presión inicialBg = Factor volumétrico de gas a a un tiempo tZi = Factor de compresibilidad del gas a PiZ = Factor de compresibilidad del gas a PPi = Presión inicialP = Presión a tiempo t

Ejemplo 6.10


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95

j p

Se ha descubierto un yacimiento de gas con poco

rendimiento de condensado. La presión inicial es de6147 psia y se estima que la presión a tiempo deabandono estará a 3522 psia. El análisis PVT indica unfactor volumétrico inicial de 0.00045 y al tiempo deabandono se calcula Bg = 0.00158. Determinar el factor

de recuperación.

6.9.2 FR en Yacimientos de Petróleo Subsaturado


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96

Si se considera que el espacio que almacena al petróleo nocambia de volumen, entonces la expansión de petróleo es ladiferencia entre el volumen actual y el volumen inicial:

( )o oi o oi

NB NB N B B

Volumen actual de pet Volumen inicial de pet

Expansión de petróleo

La expansión de gas liberado, es la diferencia devolumen entre el gas que inicialmente estaba disueltoen el petróleo y el gas que actualmente continuadisuelto:

Gas libre

Petróleo

( ) si g s g si s g NR B NR B N R R B

Es posible calcular el factor de recuperación


97/107

97

(6.19)

deduciéndolo a partir de la anterior ecuación:

p )S -1

c+S c+S c( NB= B N wc

f wcwoooio p

Poniéndola en forma de la expresión del Factorde Recuperación:

p )S -1

c+S c+S c(

B

B=

N

N FR

wc

f wcwoo

o

oi p (6.20)

Ejemplo 6.11


98/107

98

Se quiere evaluar la reserva recuperable de un

yacimiento de petróleo descubierto con 3210 psia depresión. Un perfil de producción muestra que elcaudal de abandono será de 150 bls y la presiónhabrá declinado a 1820 psia.

Factores volumétricos y otros datos:Bo @ 3210 = 1,36 pcs/bl; Bo @ 1820 = 1,23pcs/bl; co = cw = 4x10-5 psi-1 y cf = 6x10-5 psi-1.Saturación de agua connata = 44 %; presión del

punto de burbuja 1950 psia.

6.9.3 Factores que Afectan la Recuperación


99/107

99

q p

En un mecanismo de empuje en el que unfluido desplaza a otro, por ejemplopetróleo desplazado por agua, hay ciertosfactores que influyen en la recuperaciónde volúmenes. A grandes rasgos sepueden citar algunos:

a) Eficiencia de barrido arealb) Eficiencia de barrido verticalc) La saturación de hidrocarburos

movibles

) Efi i i d b id l E i fl i d


100/107

100

a) Eficiencia de barrido areal.- Es influenciadopor la geometría de reservorio, la geometría

del pozo y la relación de movilidad.

b) Eficiencia de barrido vertical.- Es influenciadopor la estratificación vertical, los contrastes

de permeabilidad: inter estratos e introestratos.

c) La saturación de hidrocarburos movibles (por

ejemplo, de petróleo).- Influenciado por eltipo de roca, la porosidad, permeabilidad,saturación inicial de petróleo, saturaciónresidual de petróleo, mojabilidad.

6.9.4 Correlaciones de la API para estimación de reservas.


101/107

101

Las siguientes correlaciones han sidodeterminadas en base a resultados de variosreservorios considerados como elementos deun muestreo estadístico, por lo que se las

debe utilizar con cierta precaución.a. Reservorios de petróleo con empuje de gasen solución (areniscas y carbonatos):

(6.21)1741.0

3722.00979.01611.0

)()1(

815.41)(%

o

bwi

obob

wi

P

P S

K

B

S OOip RE

f

Bob = factor volumétrico del petróleo en el punto de burbujaPb = presión de burbuja

b Rese o ios con emp je de Ag a


102/107

102

b. Reservorios con empuje de Agua

(6.22)

Areniscas.-

Carbonatos.-

(6.23)

2159.0

1903.0

0770.00422.0

)()1(

989.54)(%

o

iwi

oi

wi

oi

wi

P

P S

K

B

S OOip RE

f

4096.0

0337.00468.0

)()1(

70.57)(%

wi

oi

wi

oi

wi S K

B

S OOip RE

f

6.10 CÁLCULO DE RESERVAS PROBADAS


103/107

103

Se puede aplicar como primera alternativa elmétodo volumétrico. Este cálculoproporcionará el volumen in situ probado y almultiplicarlo por el valor del factor de

recuperación se obtendrá la reserva probada.

El problema básico es tener bien definida elárea probada. Tratando de establecer normas

y criterios, diversos autores han emitido susrespectivas opiniones. Una de estas opinionesse va a utilizar para ilustrar el concepto dereserva probada.

Supóngase por ejemplo


104/107

104

que se tienen tres pozosP1,P2 y P3 tal como se

indica en la figuraadjunta, que han dadopruebas positivas deproducción comercial.

Para definir el áreaprobada se puedenrepresentar las áreas dedrenaje con círculos y

trazar las tangentes.

Fig. 6.4. Área probada definida por

tres pozos productores

La figura resultante es un polígono mixto y susuperficie puede calcularse geométricamente outilizando un planímetro.

Ejemplo 6.12


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105

Se tienen tres pozos productores (ver Fig 6.4) que

atraviesan una arena de 25 pies de espesor. La arenatiene una porosidad efectiva de 0.12 y contienepetróleo negro cuyo factor volumétrico es 1.21bbl/bls. El gas disuelto tiene una solubilidad de 550pcs/bls. El yacimiento se encuentra sobre su punto

de burbuja y no existe gas libre. Se estima un factorde recuperación de 23%. Saturación de aguaconnata=28%. Los radios de drenaje son: para P1 =600 m, para P2 500 m y para P3 700 m. Las

distancias entre pozos son: P1-P2 = 3000 m, P2-P3 =3500 m y P1-P3 = 4000 m.

Calcular: a) la reserva probada de petróleo y b) lareserva probada de gas (disuelto).

Bibliografía


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106

Ingeniería de Reservorios, Hermas HerreraCallejas

Ingeniería de Reservorios, Rolando CamargoGallegos

Ingeniería Aplicada de YacimientosPetroleros, Craft y Hawkins

Introduction to Petroleum Reservoir Analysis,Koederitz Fundamentals of Reservoir Enginnering,

L.P.Dake

Reservoir Enginnering Handbook, Tarek Ahmed Glosario de Términos Petroleros, Energy Press Página web YPFB, ypfb.gov.bo


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Reservorios I Capitulo 6C Al

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