REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION
UNEFA: UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL...
INTRODUCCIÓN:
La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena
factibilidad que poseen los dife...
Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos
fluirán a través de la formación se reali...
CONITEIDO:
CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE
HIDROCARBUROS EN SITIO MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Y
B...
TIPOS DE YACIMIENTOS:
Yacimiento, depósito o reservorio petrolífero: es una acumulación natural de
hidrocarburos en el sub...
Esta transformación, este cambio, los convierte en hidrocarburos líquidos que se
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Yacimientos de gas
Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la
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Yacimiento de gas condensado: Estos están constituidos por los fluidos tal que
por su expansión isotérmica a la temperatur...
gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el
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origina una contratación en el volumen ...
Para deducir la EBM para este tipo de yacimientos se necesita balancear
respecto al volumen original, al volumen de poros ...
propiedades de cada partición individualmente, con lo que se logra un resultado
más cercano a la realidad.
Las propiedades...
esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo,
gas, condensado, entre otros. E...
El área del yacimiento, es representada en acres y el espesor en pies, pero dicha
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Para el estudio de un yacimiento de gas, la ecuación 1, sufrirá otra leve transformación
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Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción.
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Mapa isópaco.
La técnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente en
plasmar la información obtenida por...
Tipos:
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yacimientos, los cuales han sido constatad...
Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir
de forma económicamente rentable es de...
tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la
evaluación. En situaciones de desarrollo no ...
estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito.
Las reservas posibles es igual a las reserva...
La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en
1941. La EBM establece que la diferencia entre ...
Solo se produce la fase gaseosa existente en el yacimiento, la fase líquida es
inmóvil excepto por procesos de revaporizac...
Expansión del petróleo.

NBoi: volumen de petróleo inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]

NBo: volumen de petróleo a...
NBg (Rsi − Rs)

La expansión del gas en solución + gas en solución
N [Bo − Boi + Bg (Rsi − Rs)]
N [(Bo + Bg (Rsi − Rs)) − ...
N [Bt − Bti]

Bt: Factor volumétrico de formación bifásico (2F)
Bt = Bo + Bg (Rsi − Rs)

Expansión de la capa de gas.

mNB...
Expansión agua connata y reducción del volumen poroso.

La compresibilidad isotérmica se define como:

El cambio en el vol...
pi: presión inicial del yacimiento/acuífero
p: presión actual del yacimiento/acuífero (presión en el contacto agua-petróle...
Producción de petróleo, gas y agua

Ecuación general.

Combinando las expresiones anteriores y obtenemos la ecuación gener...
Aspectos relevantes de la EBM:

- No tiene forma diferencial, la EBM fue derivada comparando los volúmenes actuales a la
p...
Quedando la ecuación de la siguiente forma:

F = NEt +We

Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:
F − We = NEt

E...
b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:

Se divide toda la ecuación entre Eo, resultan...
d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:

(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto ...
Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES):
El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
POES...
1/Bgi
Fg
BN
BY
PCN

Factor de merma del gas

PCN/PCY

Fracción del gas seco en el gas condensado fracción
Barril normal a ...
CONCLUSION:
Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos
y sus derivados. Una de estas fue...
BIBLIOGRAFIA:
http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/clculovolumetrico-de-hidrocarburos.html
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  1. 1. REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION UNEFA: UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LA FUERZA ARMADA PETROLEO D-1 SEMESTRE 7 TUCUPIDO, EDO-GUARICO. CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE HIDROCARBUROS EN SITIO MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Y BALANCE DE MATERIALES PROFESOR: Efraín Ortiz INTEGRANTES: Sandoval Elio C.I 23.953.061 Rodríguez Angelo C.I 20.525.948 Rodríguez Yessica C.I 20.260.164 Requena Ángel C.I 19.374.455 Ojeda Javier C.I 18.834.775 Andrade Luis C.I
  2. 2. INTRODUCCIÓN: La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica. Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen. La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un resultado, posee también componentes, los cuales en modo de ejemplos pueden estar determinados cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el autoconsumo y para la venta, entre otras. También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente.
  3. 3. Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo. A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo.
  4. 4. CONITEIDO: CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE HIDROCARBUROS EN SITIO MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Y BALANCE DE MATERIALES: DIAGRAMA DE FASE PRESIÓN TEMPERATURA: Los diagramas de fase son representaciones gráficas de las fases que existen en un sistema de materiales a varias temperaturas, presiones y composiciones. Los diagramas, en su mayoría, se han construido en condiciones de equilibrio (Los diagramas de equilibrio de fases se determinan mediante la aplicación de condiciones de enfriamiento lento), y son utilizados por ingenieros y científicos para entender y predecir muchos aspectos del comportamiento de los materiales. La calificación de metales y aleaciones es uno de los procesos que más identifica a la Metalurgia. Los procesos de solidificación implican el conocimiento y control de las variables involucradas (por ejemplo, temperatura, composición, Velocidad de flujo, etc.) en el procesamiento de los materiales metálicos para obtener la estructura, la composición y la forma deseada de ellas.
  5. 5. TIPOS DE YACIMIENTOS: Yacimiento, depósito o reservorio petrolífero: es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad. El petróleo crudo encontrado en depósitos de petróleo se forma en la litosfera a partir de los restos de organismos del pasado (fósiles), depositados en grandes cantidades en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico y cubiertos por espesas capas de sedimentos. Millones de años de transformaciones químicas (craqueo natural), debidas al calor y la presión durante la diagénesis, cambiaron los restos de microorganismos (animales y vegetales) en petróleo y gas natural. Roy Murmi, un consejero de Schlumberger, describió el proceso de la siguiente manera: «Plancton y algas, proteínas y la vida que flota en el mar, cuando mueren caen al fondo, y estos organismos son el origen de nuestro petróleo y gas. Cuando se entierran con el sedimento acumulado y llegan a una temperatura adecuada, algo por encima de 50 a 70 °C comienzan a cocinarse.
  6. 6. Esta transformación, este cambio, los convierte en hidrocarburos líquidos que se mueven o migran, llegando a formar nuestros depósitos de gas y petróleo».
  7. 7. Yacimientos de gas Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. Yacimientos de gas seco: Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja tracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén. Yacimientos de Gas Húmedo: Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido.
  8. 8. Yacimiento de gas condensado: Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Yacimientos Saturados: Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona
  9. 9. gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas). yacimiento subsaturado: Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden
  10. 10. originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución en la presión también origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional", puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección. MECANISMOS DE EMPUJES NATURALES POES GOES: Los mecanismos de empuje son los responsables de aportar la energía necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es decir, para que los fluidos puedan ser explotados. El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa inicialmente por la presión natural que tiene el yacimiento. El GOES puede ser hallado por métodos analíticos o volumétricos.Con el método volumétrico se tiene que:
  11. 11. Para deducir la EBM para este tipo de yacimientos se necesita balancear respecto al volumen original, al volumen de poros disponibles y al número de moles. En este punto sería recomendable considerar las condiciones del yacimiento. Si el yacimiento es volumétrico, entonces Si se continúa desarrollando la ecuación y se sabe que se puede obtener de manera general Cuando el yacimiento no es volumétrico entonces una de las maneras de conocer el GOES es aplicar el método de la línea recta. Si se presenta el caso de un yacimiento de gas húmedo, donde ocurre una condensación de líquido durante la circulación en tubería debido al cambio de la condiciones de temperatura y presión, se producirá en superficie cierta cantidad de ese líquido, pero que debe ser contabilizado como parte del Gp, ya que a condiciones de yacimiento este se encontraba también en fase gaseosa. Para esto y ese volumen se le suma al gas producido para poder aplicar la EBM y encontrar el GOES. El balance de materiales aplicado a yacimientos de petróleos es un herramienta útil para determinar con cierta certeza parámetros como el POES, GOES (N,m), determinar el aporte de cada mecanismo de recobro (Io, Ig, Iw) y el grado de incertidumbre asociado al resultado, es decir, qué tanto se aleja el valor de N calculado del valor de N verdadero. Estos resultados se obtienen a partir de la historia de producción (Np, Gp, Wp, We) y la data PVT (βo, βg, βw, Rs) así como la relación presión-tiempo para cada requerimiento. Cuando se utiliza este tipo de tipo métodos hay que tener presente que el modelo de yacimientos que se analiza es uno tipo tanque, donde se considera que las propiedades termodinámicas son uniformes en todo el volumen del yacimiento. En el caso de la simulación de yacimientos el modelo usado es diferente; se hace una partición del yacimiento en unidades más pequeñas y se estudian las
  12. 12. propiedades de cada partición individualmente, con lo que se logra un resultado más cercano a la realidad. Las propiedades de un yacimiento por lo general no siguen un comportamiento lineal en el tiempo cuando se modifica la presión, es decir, se producen los fluidos que este contiene. Una manera de conocer que tan cercano es el resultado que se obtiene utilizando la ecuación de balance de materiales y su particularización para el método de la línea recta, es hacer un ajuste por Mínimos Cuadrados de los datos de la historia de producción y PVT. Al encontrar los coeficientes de la mejor línea que ajuste a los datos podemos obtener el coeficiente de correlación que existe entre los datos manejas, y asi saber que tanto se alejan nuestros resultados entre sí. Una correlación muy cercana o igual a 1 nos da idea de que nuestros resultados se ajustan a lo esperado. Así cómo es posible conocer el índice de producción de cada mecanismo de empuje planteado por Pearson, es posible conocer la contribución fraccional de todos los mecanismos que influyen en la producción. Es útil conocer gráficamente como contribuyen los mecanismos a la producción, para tener idea de cuál mecanismo favorece mayoritariamente al yacimiento. Los factores más importantes que representan la incertidumbre asociada a los resultados que vamos a obtener provienen de errores en la medición y estimación de la presión del yacimiento, de sus datos PVT, errores en la historia de producción y la mala interpretación de los mecanismos de empuje presentes. CALCULO DE HIDROCARBUROS EN SITIO MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS. CALCULO DE VOLUMENES BRUTOS MEDIANTE MAPAS ISOPACOS: El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento específico. El método volumétrico, es usado
  13. 13. esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo, gas, condensado, entre otros. El método depende de parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos características importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepípedo. Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumétrico, se puede deducir la ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento: Donde: N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de yacimiento. A= Extensión areal del yacimiento de hidrocarburos. h= Espesor de la roca yacimiento (porosa). Fi= Porosidad del yacimiento. Sh= Saturación de hidrocarburos. Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en función de la saturación de agua para un sistema yacimiento agua- hidrocarburo. Donde los poros estarán saturados con una fracción de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh= 1- Sw. De igual manera para realizar el estudio de la cantidad de hidrocarburo en un sistema yacimiento, es necesario hacer un desarrollo más adecuado de la ecuación 1. Para un yacimiento de petróleo, se incorporan dos factores a la ecuación 1 con el fin de expresar la unidades en el sistema correcto, que en éste caso, es la cantidad de petróleo en barriles y llevar dicha cantidad a condiciones de superficie, por medio del factor volumétrico de formación del petróleo.
  14. 14. El área del yacimiento, es representada en acres y el espesor en pies, pero dicha unidad se debe llevar a barriles por ello por medio de los factores de conversión se llega a: Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl Dividiendo ambos factores se obtienen: 7758 bbl / 1 acre-pie, y éste será el factor a multiplicar la ecuación 1, para un yacimiento de petróleo, usando unidades de campo. El otro factor a introducir será el Bo (factor volumétrico de formación del petróleo), éste valor nos permitirá relacionar la cantidad de petróleo a condiciones de yacimiento y a condiciones de superficie. Sus unidades son: BY/BN generalmente, y por ello al dividir la ecuación 1 entre el Bo, conoceremos la cantidad de crudo a condiciones de superficie, es decir, que cantidad de petróleo se obtendrá en superficie. Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de petróleo, la ecuación 1 se convertirá en: Donde: N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a superficie). A= Área del yacimiento, en acres. h= Espesor de la roca yacimiento, en pies. Fi= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional. 1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional. Boi = Factor volumétrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN. El valor calculado corresponde al POES, que es la cantidad original o inicial de petróleo existente en la roca yacimiento antes de empezar a producir.
  15. 15. Para el estudio de un yacimiento de gas, la ecuación 1, sufrirá otra leve transformación pero similar a la introducida para un yacimiento de petróleo. Un factor referido a la conversión de las unidades y otro a la relación de la cantidad de gas a condiciones de yacimiento y condiciones de superficie, a través del factor volumétrico de formación del gas. El área del yacimiento es expresada en acres y el espesor en pies, por lo tanto el volumen será obtenido en acres-pie, pero en éste caso se llevará a pies cúbicos por referirse al gas hidrocarburo. Para efectuar la conversión adecuada se procederá de la siguiente manera: Existen: 43560 ft2 / 1 acre. Sólo con éste factor se obtendrá el volumen de gas en pies cúbicos al aplicar la ecuación del método volumétrico. El nuevo factor, es el factor volumétrico de formación del gas, el cual me llevará la cantidad de gas de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie, la unidad necesaria para el FVF del gas, será PCY/PCN, con el fin de obtener el resultado en PCN (pie cúbicos normal). Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de gas, la ecuación 1 general, se transformará en : Donde: G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN). A= Área del yacimiento, en acres. h= espesor de la roca yacimiento, en pies. Fi= porosidad de la roca yacimiento, en fracción.
  16. 16. Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción. Sgi= 1-Sw Bgi= factor volumétrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN. El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original en sitio o la cantidad de gas en pies cúbicos originalmente en el yacimiento. Los mapas isopacos son de gran ayuda para el cálculo de volumen de roca a través del método gráfico, el cual será tratado en temas posteriores. Una vez plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado: planímetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena contenedora. 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.
  17. 17. Mapa isópaco. La técnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente en plasmar la información obtenida por medio de pozos en mapas, con la información se construirá un mapa isopaco, que consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. RESERVAS: Volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (OOIP).
  18. 18. Tipos: Reservas probadas: Son volumen de hidrocarburos contenido en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción, que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser producidos comercialmente; es decir, hay pruebas de producción que me indica, que ese petróleo está ahí con una curva de declinación de producción. Por ejemplo; se puede determinar las reservas con un balance de materiales o con una simulación de yacimiento. Reserva original: Es aquel valor de reservas que se calcula al considerar los volúmenes originales tanto de crudo, como los de gas y condensados, un factor de encogimiento y un factor de recuperación. El factor de encogimiento se aplica para considerar los cambios experimentados por los hidrocarburos al pasar de las condiciones del yacimiento a las condiciones atmosféricas. El factor de recuperación estima el volumen efectivo que puede ser extraído de acuerdo al tipo de yacimiento y la tecnología que sea aplicada al momento de la explotación. También se puede decir que la reserva original es la fracción del recurso que podrá obtenerse al final de la explotación del yacimiento. Reservas probables: Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Al decir un grado menor de certeza, se refiere, a lo mejor que ya no estoy produciendo de ahí; pero hay unos parámetros que me indica, que si puede haber este petróleo y que si lo puedo producir. Entonces las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables; es decir, a lo mejor no puede ser ahorita pero en el futuro si, diferente a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito; es decir, el
  19. 19. Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir de forma económicamente rentable es de un 50%, eso lo vamos a considerar como una reserva de tipo probable, porque los estudios de producción en un momento me dijeron que ahí hay, pero no lo puedo producir, ya que, si no le gano no voy a perder; es decir, que se queda ahí. Entonces; a veces hay pozos que están cerrados; por ejemplo, digamos que un pozo que produce 10 barriles de petróleo y que viene con producción de agua, se gasta cierto dinero en producir ese petróleo, ¿Por qué? Porque yo tengo que separar el petróleo del agua, además tengo que ver que hago con esa agua y tengo que distribuirla, y para distribuirla tiene que haber una tubería que va desde los separadores hasta el tangue y tiene que haber una tubería que va hasta la estación de flujo. Entonces, si este costo de producción es aproximadamente 10$ y si cuesta 8$ el barril se deja ahí, ya que, no voy a estar perdiendo 2$ por cada barril que se produzca y cuando sea económicamente rentable se abre el pocito. En conclusión, cada pozo va a tener un costo de producción. Reservas desarrolladas: Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión. En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaría y, o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello, sean considerablemente menores, y la respuesta de producción haya sido la prevista en la planeación del proyecto correspondiente. Reservas no probadas: Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de razonable certidumbre, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios
  20. 20. tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. En situaciones de desarrollo no inmediato, los volúmenes de hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificados como reservas no probadas. Reserva remanente: Son aquellas reservas que se calculan al restar a los componentes de la reserva original, los volúmenes de crudo, gas y condensado que han sido extraídos durante la vida productiva del yacimiento. Reserva de aceite: Son aquellas cantidades de aceite medidos a condiciones estándar que se anticipa serán recuperados desde las acumulaciones conocidas a partir de la fecha dada con cualquiera de los métodos y sistemas de recuperación. Reserva de gas asociado: Es aquella cantidad de gas que se encuentra disuelta en el aceite, que se pueden producir económicamente con los sistemas de recuperación conocidos. Reservas de gas libre: Son aquellas cantidades de gas que no se encuentran disueltas en el aceite, éste se presenta como casquete de gas, que se anticipa, serán recuperadas desde las acumulaciones conocidas a partir de la fecha dada. Reservas posibles: Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su
  21. 21. estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito. Las reservas posibles es igual a las reservas probables, solamente que el porcentaje de éxito, ya no es de un 50%, sino es inferior a un 10%. El factor de recobro: Es el volumen de petróleo que se puede recuperar de un yacimiento utilizando las tecnologías, economías y regulaciones gubernamentales de exploración y producción existentes para el momento de su cálculo, con la información de geología e ingeniería disponibles. En realidad la reserva petrolera cuenta con mucho más petróleo, pero no todo puede ser explotado. Por lo tanto, los yacimientos se estudian y se establece qué cantidad puede sacarse. En el caso de la Faja se ha considerado que se puede producir el 20% de la reserva (factor de recobro). Sin embargo, la Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat, estima que este factor es muy alto, dadas las tecnologías con las que se cuentan actualmente. ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES. DEFINICIÓN, SUPOSICIONES Y PRINCIPIOS EN LOS CUALES SE BASA. DERIVACIÓN DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES. FORMA LINEAL DE LA ECUACIÓN: La ecuación de balance de materiales (EBM): se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento. Principios en los cuales se basa: Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante
  22. 22. La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iníciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos. Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas consideraciones importantes, tales como: 1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia. 2. El PVT es representativo del yacimiento 3. Proceso isotérmico 4. Cw y Cf son despreciables 5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento 6. Dimensión cero. Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro. Suposiciones de la EBM: Las suposiciones generales de la EBM son: La presión y saturaciones del yacimiento son uniformes en un tiempo dado. Existe equilibrio termodinámico para cada componente en las fases gas y líquido en el yacimiento y en los separadores. Las propiedades petrofísicas de la formación son uniformes. El yacimiento no tiene pierna de petróleo.
  23. 23. Solo se produce la fase gaseosa existente en el yacimiento, la fase líquida es inmóvil excepto por procesos de revaporización a bajas presiones de agotamiento. Todos los pozos producen de la misma composición y al mismo sistema de separación superficial. No existe empuje hidráulico. Derivación de la ecuación de balance de materiales: La forma general de la ecuación de balance de materiales (EBM) fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941, establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iníciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos. El comportamiento volumétrico de los yacimientos de petróleo está caracterizado por los siguientes términos · Expansión del petróleo. · Expansión del gas en solución. · Expansión de la capa de gas. · Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso. · Influjo de agua. · Inyección de gas/agua. ·Vaciamiento. en la EBM.
  24. 24. Expansión del petróleo. NBoi: volumen de petróleo inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl] NBo: volumen de petróleo actual a condiciones de yacimiento [MMbbl] La expansión del petróleo es [MMbbl]: N (Bo − Boi) Expansión del gas en solución. NRsi: gas en solución inicial a condiciones normales [MMMSCF] NRsiBgi: gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl] NRsBg: gas en solución actual a condiciones de yacimiento [MMbbl] La expansión del gas en solución [MMbbl]
  25. 25. NBg (Rsi − Rs) La expansión del gas en solución + gas en solución N [Bo − Boi + Bg (Rsi − Rs)] N [(Bo + Bg (Rsi − Rs)) − (Boi) usando el concepto del factor volumétrico de formación bifásico se tiene:
  26. 26. N [Bt − Bti] Bt: Factor volumétrico de formación bifásico (2F) Bt = Bo + Bg (Rsi − Rs) Expansión de la capa de gas. mNBoi: volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl] volumen actual de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl] La expansión del gas en la capa de gas [MMbbl]
  27. 27. Expansión agua connata y reducción del volumen poroso. La compresibilidad isotérmica se define como: El cambio en el volumen de agua y la roca debido a la disminución de presión es: El volumen total de agua y roca es: La expansión del agua connata y reducción del volumen poroso es [MMbbl]: Influjo de agua: La expresión más simple para calcular el volumen de influjo de agua a un yacimiento es: We = cW (pi − p) W: volumen inicial de agua en el acuífero (depende de la geometría del acuífero)
  28. 28. pi: presión inicial del yacimiento/acuífero p: presión actual del yacimiento/acuífero (presión en el contacto agua-petróleo) c: compresibilidad total (c = cw + cr) Esta ecuación está basada en la definición de compresibilidad isotérmica y puede ser aplicada para acuíferos muy pequeños. Para acuíferos grandes se requiere un modelo matemático que incluya la dependencia del tiempo para tomar en cuenta el hecho que el acuífero requiere un cierto tiempo para responder a un cambio en la presión del yacimiento. Vaciamiento. La producción acumulada de petróleo, gas y agua es: NpBo: producción de petróleo [MMbbl] GpBg: producción de gas [MMbbl] NpRsBg: producción del gas en solución [MMbbl] WpBw: producción de agua [MMbbl] La inyección acumulada de fluidos es: WiBw + GiBg: inyección de agua y gas [MMbbl] Definimos la Relación gas-petróleo acumulada [MSCF/STB] El vaciamiento total es [MMbbl]
  29. 29. Producción de petróleo, gas y agua Ecuación general. Combinando las expresiones anteriores y obtenemos la ecuación general del balance de materiales: Se puede observar que el vaciamiento (lado izquierdo de la ecuación) es igual a la expansión de las zonas de petróleo y gas libre, expansión de la roca y agua connata y al influjo de agua.
  30. 30. Aspectos relevantes de la EBM: - No tiene forma diferencial, la EBM fue derivada comparando los volúmenes actuales a la presión p, con los volúmenes iniciales a la presión pi. -Es cero dimensional, sólo se evalúa en un punto del yacimiento. - Aunque la presión aparece sólo explícitamente en el término de la expansión de la roca y el agua connata, se encuentra implícita en los parámetros PVT, los cuales son dependientes de la presión. También es de hacer notar que los cálculos de influjo de agua son dependientes de la presión. - Muestra independencia del tiempo, aunque en algunos modelos de influjo de agua se muestra dependencia explicita del tiempo. Línea recta: La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con respecto a otro. Para ello definimos los siguientes términos: F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg Eg = Bo(Bg/Bgi – 1) Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas y de la formación respectivamente.
  31. 31. Quedando la ecuación de la siguiente forma: F = NEt +We Si se escribe la ecuación de la siguiente forma: F − We = NEt Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en sitio) y debe pasar por el punto (0,0). De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse, entre estos casos tenemos: a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso (m=0, We=0): F = N[Eo + Efw]
  32. 32. b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente: Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando: F/Eo = N + NmEg/Eo Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN. c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso: F – We = N[Eo + Efw] Al graficar se obtiene que la pendiente es N.
  33. 33. d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente: (F – We)/Eo = N + NmEg/Eo Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN. e.- Empuje por agua y gas disuelto: F/Eo = N + We/Eo Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es igual a 1.
  34. 34. Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación: POES = 7.758 x A x e x x Soi x 1/Boi Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales. Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES): El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Origina (Rsi): GOES = POES x Rsi Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES): El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación: GOES = 43.560 x V x Abreviatura x Sgi x 1/Bgi Parámetros V Volumen A Área E Unidades Espesor Porosidad Swi Saturación de agua inicial acre-pie acre pie fracción fracción Soi Saturación de petróleo inicial fracción Sgi Saturación del gas inicial fracción Sgci Saturación del gas condensado inicial fracción Boi Factor volumétrico del petróleo inicial Bgi Factor volumétrico del gas inicial Rsi Rgci 1/Boi Relación Gas/Petróleo inicial Relación Gas/Condensado inicial BY/BN PCY/PCN PCN/BN PCN/BN Factor de merma del petróleo (FM) BN/BY
  35. 35. 1/Bgi Fg BN BY PCN Factor de merma del gas PCN/PCY Fracción del gas seco en el gas condensado fracción Barril normal a 14,7 lpc y 60°F barril Barril a condiciones de yacimiento barril Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60°F pie cúbico
  36. 36. CONCLUSION: Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción. Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento. Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas. Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos.
  37. 37. BIBLIOGRAFIA: http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/clculovolumetrico-de-hidrocarburos.html http://molten.latinclicks.info/reservas_petroleras/tipos_reservas.htm http://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:LC2jJn6FhIgJ:www.mon ografias.com/trabajos11/cuados/cuados.shtml+reservas+petroleras+definicion&cd =9&hl=es&ct=clnk&gl=ve#ixzz2XCP6MbJk http://es.scribd.com/doc/24577139/Reservas http://robertyaci.blogspot.com/2009/10/ecuacion-de-balance-de-materialesebm.html

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