Este documento describe varios métodos para caracterizar y modelar yacimientos petrolíferos, incluyendo análisis PVT, simulación numérica, balance de materiales, y métodos para estimar reservas probadas, probables y posibles. El objetivo principal es comprender mejor el comportamiento de los fluidos en el yacimiento para mejorar su desarrollo y productividad a largo plazo.
2. El estudio dinámico de yacimientos se encarga de caracterizar
apropiadamente un yacimiento para que pueda mejorar
dramáticamente su desarrollo y su productividad.
La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas : una
etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica
Modelo Dinámico Modelo Estático
Esta etapa analiza la
interacción dinámica
roca- fluido del
yacimiento, el propósito
fundamental es
desarrollar
metodologías que
permitan comprender
de una manera integral
como se desplazan los
fluidos en el sistema
porosa
En esta etapa se define la
geometría del yacimiento y
se describen los parámetros
petrofísicos
3. El análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas
que se hacen en el laboratorio para determinar las
propiedades y su variación con la presión de los
fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad
de conocer el comportamiento del mismo. Este
estudio relaciona tres parámetros básicos: Presión,
Volumen, Temperatura, los cuales son los que
gobiernan en gran parte el comportamiento de la
producción de un yacimiento de petróleo.
Consiste en simular en el laboratorio el
agotamiento de Presión de un yacimiento
volumétrico e isométrico midiendo exactamente
los volúmenes de gas y liquido separados en cada
decremento de presión . Durante las pruebas el
volumen y la temperatura se mantienen
constantes.
4. Objetivos
El análisis PVT tiene como objetivo simular
correctamente el comportamiento de un
yacimiento durante la producción del fluido,
desde el yacimiento hasta los separadores,
donde es fundamental que la muestra sea
representativa del fluido original en el
yacimiento. Entre los objetivos del análisis PVT,
se encuentran:
• Determinar ciertos parámetros del yacimiento
y condiciones actuales del pozo, para predecir
el futuro comportamiento del mismo
• Permite estimar nuevas reservas y diseñar la
completación del pozo mas adecuada a las
necesidades del mismo
• Permite saber si existen suficientes
hidrocarburos que justifiquen los
cortes de perforación de nuevos
pozos o desarrollo de nuevos
campos
5. Pruebas de laboratorio
Liberación instantánea o
flash
Significa que el gas liberado permanece
en contacto con el liquido, es decir, la
composición total del sistema permanece
constante durante el agotamiento de
presión
Este proceso se puede resumir en tres
pasos:
• La presion inicial de petroleo es
mayor o igual a la presion de burbujeo
(presion en la cual la mezcla de
hidrocarburos en fase liquida esta en
equilibrio con una cantidad
infinitesimal de gas, burbuja) , para
que se pueda liberar el gas
• Se disminuye la presión causando la
liberación de gas, luego este gas es
removido de la celda manteniendo la
presión constante.
• Se repite el procedimiento hasta
alcanzar la presión atmosférica.
Liberación Diferencial
Básicamente la composición total del
sistema varia durante el proceso, el
gas liberado se separa total o
parcialmente del contacto con el
condesado retrogrado
6. Generalidades:
• Se realiza únicamente a fluidos de
yacimiento de baja merma( black oil y
crudos pesados) , con un GOR <
1500 scf/BN
• La temperatura inicial a la cual se
realiza la prueba de laboratorio debe
ser igual a la temperatura del
yacimiento
• La presión inicial de la muestra de
petróleo debe ser mayor o igual a la
presión de burbujeo
• Este procedimiento es repetido
varias veces hasta alcanzar la presión
atmosférica
• La presión se va disminuyendo,
aumentando así el espacio en la
celda para el fluido
Prueba de separadores
Son pruebas de liberación
instantánea realizadas en un
separador para cuantificar efecto de
las condiciones de separación (
presión y temperatura) en superficie
sobre las propiedades del crudo. El
proceso de esta prueba consiste en
pasar a través de un separador para
luego expandir a presión
atmosférica la muestra de crudo
saturado a la temperatura del
yacimiento y presión de burbujeo
7. Reservas probadas
Son los volúmenes de
hidrocarburos estimados con
razonable certeza y recuperables
de yacimientos conocidos, de
acuerdo con la información
geológica y de ingeniera disponible
y de bajo condiciones
operacionales económicas y
regulaciones
Reservas probadas
desarrolladas
Están representadas por el
volumen de hidrocarburos
comercialmente recuperables del
yacimiento por los pozos e
instalaciones de producción
disponible .
Reservas probadas No
desarrolladas
Son los volúmenes de reservas
probadas de hidrocarburos que no
pueden ser recuperadas
comercialmente a través de los pozos
e instalaciones de producción
disponible
8. Reservas probables
Son los volúmenes estimados de
hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas en los
cuales la información geológica ,
de ingeniería , contractual y
económica, bajo las condiciones
operacionales prevalecientes ,
indican ( con un grado menor de
certeza al de las reservas
probadas) que se podrán recuperar
Serie 100 : Los volúmenes que podrían
recuperarse de yacimientos en cuyos pozos no se
han efectuado pruebas de producción.
Serie 200: Los volúmenes que podrían
recuperarse a una distancia razonable.
Serie 300: Los volúmenes que pudieran
contener las áreas adyacentes a yacimientos
conocidos
Serie 400: Los volúmenes estimados en
estudios realizados de geología y de ingeniería o
en estudios en proceso, donde el juicio técnico
indica, con menor certeza que en el caso de las
reservas probadas , podrían recuperarse de
yacimientos probados , si se aplicaran
procedimientos comprobados de recuperación
suplementaria
9. Reservas posibles
Son los volúmenes de
hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, en los
cuales la información geológica y
de ingeniería indica( con un grado
menor de certeza al de las
reservas probables) que podrían
ser recuperados bajo condiciones
operacionales y contractuales
prevalecientes
Serie 600 : Los volúmenes sustentados por
pruebas de producción o de formación que no
pueden ser producidos
Serie 700: Los volúmenes que podrían existir
en formaciones cuyos perfiles de pozos de
formación tienen características que presentan
un alto grado de incertidumbre.
Serie 800: Los volúmenes que podrían existir en
áreas donde la interpretación de la información
geofísica y geológica indica la existencia de una
estructura mayor que la incluida dentro de los
limites de reservas probadas
Serie 900: Los volúmenes que podrían existir en
segmentos fallados no probados, adyacentes a
yacimientos probados
Serie 1000: Los volúmenes adicionales en
yacimientos cuyas características geológicas y de
fluidos indican posibilidad de éxito si son
sometidos a métodos de recuperación
suplementaria
10. Reservas primarias
Son las cantidades de
hidrocarburos que se
pueden recuperar con la
energía propia o natural del
yacimiento
Reservas
suplementarias
Son las cantidades adicionales de
hidrocarburos que se pudieran
recuperar como resultado de la
incorporación de una energía
suplementaria al yacimiento a través
de métodos de recuperación
suplementaria , tales como inyección
de agua, gas, fluidos miscibles o
cualquier tipo de fluido o energía que
ayude a restituir la presión del
yacimiento y/o a desplazar los
hidrocarburos para aumentar la
extracción del petróleo
11. Método Volumétrico
Para hallar el volumen de reservas
este método nos permite
determinar el POES , ya que se
puede calcular el volumen bruto , el
volumen poroso y la saturación de
hidrocarburos que se encuentran
en la roca. Teniendo el factor de
recobro podemos emplear la
siguiente ecuación:
Reservas = POES x Factor de
recobro
Curvas de declinación de
producción
Son una simple herramienta de calculo que permite
hacer extrapolaciones del comportamiento futuro o
predecir el mismo para un pozo en el campo. Sin
embargo no se tienen bases físicas y el ingeniero de
producción no debería sorprenderse si los pozos o los
yacimientos no siguen las curvas de declinación
estimadas sin importar que tan cuidadosamente se
hayan preparado
12. Curvas de declinación de
producción
Esta curva representa el cambio del
comportamiento histórico de producción con
respecto al tiempo y como su nombre lo indica
a la disminución de la tasa de producción.
Si se grafica el tiempo como variable
independiente en el eje de las abscisas y en el
eje de las ordenadas la tasa de producción
para luego extrapolar el comportamiento de la
curva de producción. Dicha extrapolación
debe hacerse con sumo cuidado ya que
cualquier cambio en el yacimiento invalida la
extrapolación. El área bajo la curva va a ser el
volumen de hidrocarburos producidos
Balance de Materiales
Es una expresión para la conservación de
la masa regido bajo la observación de que
la cantidad de masa que deja un volumen
de control es igual a la cantidad de masa
que entra al volumen menos la cantidad de
masa acumulada en el volumen.
Durante la explotación del yacimiento se
cumple lo siguiente:
VOLUMEN INICIAL = VOLUMEN REMANENTE +
VOLUMEN DE FLUIDOS PRODUCIDOS
13. Simulación Numérica de
Yacimientos
Balance de Materiales
La ecuación de balance de materiales se usa
para evaluar la cantidad de fluidos presentes
en el yacimiento, a cualquier tiempo de su
vida productiva. Permite estimar la cantidad
de fluidos iniciales en un yacimiento (N, G, W),
predecir el comportamiento futuro y el recobro
total
La simulación matemática de un modelo
numérico de las características
petrofísicas de un yacimiento para analizar
y predecir el comportamiento de los
fluidos en el yacimiento con el tiempo
14. Simulación Numérica de
Yacimientos
En la simulación numérica un yacimiento se
representa por un gran número de celdas de
diversas geometrías, interconectadas, para
cada una de las cuales se establecen las
ecuaciones de flujo de los fluidos, generalmente
aceite, gas y agua.
El gran número de celdas que se utilizan, las
ecuaciones asociadas a cada una de ellas y las
condiciones iniciales y de frontera que se
establecen, generan un gran sistema de
ecuaciones simultáneas cuya solución se
determina mediante métodos numéricos.
La simulación requiere de un conocimiento muy
detallado de las propiedades petrofísicas del
yacimiento y su distribución areal y vertical, así
como de una definición muy confiable del modelo
geológico estructural del mismo y como es de
suponerse estas definiciones sólo se logran
cuando hay un número considerable de pozos y la
información geológica y geofísica en cantidad y
calidad suficientes.
