This document discusses oil reservoir mechanisms and properties. It describes the five primary production mechanisms that provide natural energy to move oil towards wells: rock-fluid expansion drive; gas-in-solution expansion drive; free gas expansion drive; hydraulic drive; and gravitational segregation. It also discusses fluid properties like gas-oil ratio, oil formation volume factor, and gas formation volume factor which relate surface volumes to reservoir volumes. Diagrams show how these parameters change with pressure above and below the bubble point pressure. The document provides details on classifying reservoirs as oil or gas based on fluid composition, pressure, and temperature conditions.
El documento describe el factor volumétrico del petróleo. Explica que el volumen de petróleo en el yacimiento (Bo) siempre es mayor que el volumen a condiciones de superficie debido a que parte del gas disuelto en el petróleo se libera cuando es traído a la superficie, haciendo que el volumen disminuya. También define términos clave como el volumen a condiciones de yacimiento, el volumen a condiciones de superficie, y la variación del volumen debido a la presión y temperatura
Este documento trata sobre la ingeniería de yacimientos petroleros. Explica que los estudiantes encuentran este tema difícil debido a que es completamente nuevo y carecen de un libro de texto que cubra todo el curso. También menciona que la ingeniería de yacimientos es una ciencia dinámica y compleja que requiere de una guía para facilitar su estudio. Finalmente, indica que el trabajo comprende el estudio de problemas estáticos y dinámicos de yacimientos.
El documento describe las propiedades de los fluidos de yacimientos petroleros. Explica cómo calcular el peso molecular aparente, la densidad relativa y el factor de volumen de los gases naturales. También define el factor de desviación y la compresibilidad de los gases, los cuales son importantes para ingeniería de yacimientos. Finalmente, presenta ecuaciones para estimar estas propiedades clave de los fluidos.
El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a bajas presiones para remover el daño ocasionado durante la perforación y completación del pozo. Existen dos técnicas principales: la estimulación matricial, que penetra la matriz rocosa de forma radial para remover el daño cercano al pozo, y la fracturación hidráulica, que crea fracturas en la roca a altas presiones para mejorar el flujo desde zonas de baja permeabilidad.
La prueba DST (Drill Stem Test) se realiza dentro del pozo mediante una herramienta especial colocada al final de la sarta de perforación. El objetivo es evaluar el potencial de producción y las características de la formación, como la presión, permeabilidad y tipo de fluido presente. La prueba implica aislar un intervalo de la formación con empaques, monitorear los períodos de flujo y cierre para registrar tasas de flujo y presiones, y recuperar una muestra del fluido de la formación.
Este documento presenta una metodología en 5 pasos para predecir las presiones de sobrecarga, poro y fractura (geopresiones) en formaciones geológicas. Primero, determina la presión de sobrecarga. Luego, define intervalos de lutitas limpias usando registros geofísicos. A continuación, utiliza métodos como el de Hottman-Johnson para determinar la presión de poro analizando desviaciones de la tendencia normal de compactación. También determina la presión de fractura. Finalmente, calibra las predicciones con datos de
Este documento describe la estimulación matricial reactiva, que consiste en la inyección de soluciones químicas a bajos gastos y presiones para remover daños en la formación y mejorar la productividad del pozo. Explica los diferentes tipos de ácidos utilizados como el HCl, HF y ácidos orgánicos, así como aditivos como estabilizadores de hierro, inhibidores de corrosión y surfactantes. Finalmente, detalla los estudios de laboratorio y factores a considerar para seleccionar los fluidos apropiados
Este documento trata sobre la ingeniería de yacimientos petroleros. Explica que los estudiantes encuentran este tema difícil debido a que es completamente nuevo y carecen de un libro de texto que cubra todo el curso. Luego describe que la ingeniería de yacimientos es una ciencia dinámica y compleja, y que este trabajo pretende facilitar el estudio del curso siguiendo estrictamente el programa. Finalmente, resume que el trabajo comprende el estudio de problemas estáticos y dinámicos de yacimientos.
El documento describe el factor volumétrico del petróleo. Explica que el volumen de petróleo en el yacimiento (Bo) siempre es mayor que el volumen a condiciones de superficie debido a que parte del gas disuelto en el petróleo se libera cuando es traído a la superficie, haciendo que el volumen disminuya. También define términos clave como el volumen a condiciones de yacimiento, el volumen a condiciones de superficie, y la variación del volumen debido a la presión y temperatura
Este documento trata sobre la ingeniería de yacimientos petroleros. Explica que los estudiantes encuentran este tema difícil debido a que es completamente nuevo y carecen de un libro de texto que cubra todo el curso. También menciona que la ingeniería de yacimientos es una ciencia dinámica y compleja que requiere de una guía para facilitar su estudio. Finalmente, indica que el trabajo comprende el estudio de problemas estáticos y dinámicos de yacimientos.
El documento describe las propiedades de los fluidos de yacimientos petroleros. Explica cómo calcular el peso molecular aparente, la densidad relativa y el factor de volumen de los gases naturales. También define el factor de desviación y la compresibilidad de los gases, los cuales son importantes para ingeniería de yacimientos. Finalmente, presenta ecuaciones para estimar estas propiedades clave de los fluidos.
El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a bajas presiones para remover el daño ocasionado durante la perforación y completación del pozo. Existen dos técnicas principales: la estimulación matricial, que penetra la matriz rocosa de forma radial para remover el daño cercano al pozo, y la fracturación hidráulica, que crea fracturas en la roca a altas presiones para mejorar el flujo desde zonas de baja permeabilidad.
La prueba DST (Drill Stem Test) se realiza dentro del pozo mediante una herramienta especial colocada al final de la sarta de perforación. El objetivo es evaluar el potencial de producción y las características de la formación, como la presión, permeabilidad y tipo de fluido presente. La prueba implica aislar un intervalo de la formación con empaques, monitorear los períodos de flujo y cierre para registrar tasas de flujo y presiones, y recuperar una muestra del fluido de la formación.
Este documento presenta una metodología en 5 pasos para predecir las presiones de sobrecarga, poro y fractura (geopresiones) en formaciones geológicas. Primero, determina la presión de sobrecarga. Luego, define intervalos de lutitas limpias usando registros geofísicos. A continuación, utiliza métodos como el de Hottman-Johnson para determinar la presión de poro analizando desviaciones de la tendencia normal de compactación. También determina la presión de fractura. Finalmente, calibra las predicciones con datos de
Este documento describe la estimulación matricial reactiva, que consiste en la inyección de soluciones químicas a bajos gastos y presiones para remover daños en la formación y mejorar la productividad del pozo. Explica los diferentes tipos de ácidos utilizados como el HCl, HF y ácidos orgánicos, así como aditivos como estabilizadores de hierro, inhibidores de corrosión y surfactantes. Finalmente, detalla los estudios de laboratorio y factores a considerar para seleccionar los fluidos apropiados
Este documento trata sobre la ingeniería de yacimientos petroleros. Explica que los estudiantes encuentran este tema difícil debido a que es completamente nuevo y carecen de un libro de texto que cubra todo el curso. Luego describe que la ingeniería de yacimientos es una ciencia dinámica y compleja, y que este trabajo pretende facilitar el estudio del curso siguiendo estrictamente el programa. Finalmente, resume que el trabajo comprende el estudio de problemas estáticos y dinámicos de yacimientos.
Comportamiento de pozos cap 5 análisis de declinación Pabdo Torres
1) El documento analiza la declinación de la producción de pozos durante los períodos transitorio y pseudoestacionario.
2) En el período transitorio, la producción declina a medida que el radio de drenaje del pozo aumenta debido a la propagación de la perturbación de presión.
3) En el período pseudoestacionario, la producción puede declinar de forma exponencial, hiperbólica o armónica cuando se mantiene constante la presión en la cabeza del pozo.
Este documento presenta información sobre la estimulación de pozos. Explica que la estimulación incluye tratamientos para eliminar el daño a la formación y restaurar su capacidad natural de producción. Detalla los procesos que pueden causar daño a la formación, como la perforación, cementación y fracturamiento. Además, describe los métodos para diagnosticar y remover el daño a la formación, incluyendo limpieza del pozo, tratamientos matriciales y fracturamiento.
1) El documento describe el balance de materia y su aplicación para modelar yacimientos de petróleo. 2) La ecuación de balance de materia iguala el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento con los volúmenes producidos y los cambios en el volumen debido a la expansión de fluidos. 3) El balance de materia se usa para estimar parámetros del yacimiento como el petróleo y gas originales en situ y predecir el comportamiento futuro.
Este documento describe los tipos de fluidos de reservorio y los regímenes de flujo. Los fluidos se clasifican como incompresibles, ligeramente compresibles o compresibles dependiendo de su coeficiente de compresibilidad. Se describen las ecuaciones para el flujo lineal y radial de fluidos incompresibles y ligeramente compresibles en condiciones de flujo estable. Adicionalmente, se presentan las ecuaciones fundamentales de Darcy y las ecuaciones de estado para fluidos.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
Este documento presenta 10 preguntas sobre conceptos básicos de ingeniería de yacimientos. Explica la diferencia entre hidrocarburo in situ, reservas y tasa de producción. También compara el método volumétrico y el método de balance de materia para estimar las reservas iniciales. Finalmente, describe los principales mecanismos de producción primaria y los factores que afectan la velocidad de producción.
Este documento presenta tres métodos para calcular caídas de presión en flujo multifásico vertical en tuberías: el método de Poettmann y Carpenter, el método de Orkiszewski, y el método de Beggs y Brill. Describe conceptos clave como patrones de flujo, densidad de la mezcla, y factores de fricción. También explica cómo aplicar estos métodos para calcular caídas de presión a lo largo de una tubería vertical.
Este documento proporciona una introducción a las presiones de formación, incluidas la presión hidrostática, la presión de poros, la presión de sobrecarga y el gradiente de fractura de la formación. Explica cómo se calculan y definen estas presiones, los factores que las afectan, y los métodos para predecir el gradiente de fractura a través de pruebas como la prueba de fuga. El objetivo final es que el lector comprenda estas presiones de formación y pueda aplicar diferentes técnicas y métodos para calcularlas y
Este documento trata sobre métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos, en particular los métodos químicos. Explica tres métodos químicos principales: inyección de polímeros para aumentar la viscosidad del agua, inyección de surfactantes para reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua, e inyecciones alcalinas para reaccionar con ácidos en el petróleo y generar surfactantes naturales. También discute factores como la temperatura, salinidad y permeabilidad que afectan la aplicación
Bache de surfactantes para operaciones de lavado de pozosManuel Hernandez
Una sustancia química que se adsorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido y un sólido. Este término abarca una multitud de materiales que funcionan como emulsionantes, dispersantes, mojantes del petróleo, mojantes del agua, espumantes y antiespumantes. El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en la molécula (o mezcla de moléculas). El número de balance hidrófilo-lipófilo (HLB) ayuda a definir la función que tendrá un grupo molecular.
El documento describe los diferentes tipos de acuíferos asociados a yacimientos de petróleo y gas, y los modelos matemáticos para estimar la intrusión de agua. Explica que los acuíferos se pueden clasificar según su régimen de flujo, geometría y extensión, y presenta el modelo de Pote para cuantificar la entrada de agua en acuíferos pequeños de alta permeabilidad. Aplica este modelo a un ejemplo numérico para determinar simultáneamente el volumen in-situ, la intrus
Este documento trata sobre la producción de hidrocarburos. Explica cómo construir curvas de gradiente estático y dinámico usando propiedades físicas de fluidos y considerando factores como presión, temperatura y longitud de tubería. También describe flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, y aplicaciones prácticas de las curvas de gradiente como determinar contrapresión necesaria y diámetro óptimo de tubería.
Ecuacion de balance de materiales mediante la linea recta ing. de yacimientosLuis Saavedra
Este documento describe el método de Havlena y Odeh para representar la ecuación de balance de materiales como una línea recta. Explica cómo este método puede usarse para determinar parámetros como la cantidad original de petróleo in situ, el tamaño de la capa de gas y la entrada de agua evaluando diferentes casos como reservorios volumétricos, con empuje de gas o agua. También presenta modelos para estimar la intrusión de agua como el modelo de acuífero con geometría definida o los modelos de flujo continuo y no
La presión capilar es una medida de la fuerza que atrae a un líquido a través de un tubo delgado o capilar. Existen cuatro parámetros clave relacionados con una curva de presión capilar: la saturación inicial de agua, la saturación residual de petróleo, la presión de desplazamiento y el tamaño del índice de distribución de poros. La presión capilar puede medirse en el laboratorio de varias maneras, como mediante el método de diagrama de poros, la inyección de mercurio, el mé
Este documento describe el mecanismo de empuje por expansión de gas disuelto. En este mecanismo, el gas disuelto en el petróleo se libera cuando la presión disminuye, expandiéndose y empujando el petróleo hacia los pozos. Factores como la gravedad API del crudo, la baja viscosidad y la alta solubilidad de gas favorecen la recuperación de petróleo a través de este mecanismo. A medida que el petróleo se mueve hacia los pozos, cambian las condiciones de presión
Este documento describe los análisis PVT (presión-volumen-temperatura) realizados en muestras de fluidos de yacimientos petrolíferos. Los análisis PVT determinan las propiedades de los fluidos y su comportamiento bajo diferentes condiciones de presión y temperatura para comprender mejor el yacimiento. Se mencionan varios tipos de pruebas PVT, incluidas las separaciones diferenciales y flash, así como sus objetivos y limitaciones.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
Este documento presenta la tesis de Roberto Parra Olguín para obtener el título de Ingeniero Petrolero. La tesis explora el tema de la ingeniería de producción en la simulación de yacimientos. Se divide en seis capítulos que cubren conceptos como simulación matemática de yacimientos, comportamiento de producción de pozos, modelado de pozos en simulación, análisis nodal de pozos y tablas hidráulicas de pozos. El documento incluye agradecimientos y una lista de referencias.
El documento describe el comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y cómo varía con factores como la eficiencia de flujo, daño al pozo, y propiedades del yacimiento y fluidos. Explica el método de Vogel para modelar la relación entre la producción y la presión del pozo, y cómo se pueden generar curvas IPR adimensionales para diferentes condiciones. También incluye un ejemplo numérico de cómo calcular una curva IPR y la producción máxima para un pozo, tanto actual como después de una estimulación.
This document discusses laboratory experiments for analyzing reservoir fluid properties, including differential liberation (vaporization) tests and separator tests. Differential liberation tests measure properties such as gas and oil volumes, densities, and compositions as pressure is reduced, better simulating reservoir separation. Separator tests determine volumetric behavior as fluids pass through surface separation, providing data to optimize conditions and calculate petroleum engineering parameters. The document explains procedures, calculations, and objectives of the tests.
Laboratory and Theoretical investigations of petroleum reservoir fluid propri...Mohamed Lamoj
In this study, complete PVT lab experiments were done and then evaluate the most frequently used empirical black oil PVT correlations for application in the Middle East. Empirical PVT Correlations for Middle East crude oil have been compared as a function of commonly available PVT data. Correlations have been compared for: Bubble point pressure; solution gas oil ratio, oil formation volume factor, oil density, and oil viscosity. After evaluates the Empirical correlations the crude sample was characterized using different EOS to arrive at one EOS model that accurately describes the PVT behavior of crude oil produced.
Comportamiento de pozos cap 5 análisis de declinación Pabdo Torres
1) El documento analiza la declinación de la producción de pozos durante los períodos transitorio y pseudoestacionario.
2) En el período transitorio, la producción declina a medida que el radio de drenaje del pozo aumenta debido a la propagación de la perturbación de presión.
3) En el período pseudoestacionario, la producción puede declinar de forma exponencial, hiperbólica o armónica cuando se mantiene constante la presión en la cabeza del pozo.
Este documento presenta información sobre la estimulación de pozos. Explica que la estimulación incluye tratamientos para eliminar el daño a la formación y restaurar su capacidad natural de producción. Detalla los procesos que pueden causar daño a la formación, como la perforación, cementación y fracturamiento. Además, describe los métodos para diagnosticar y remover el daño a la formación, incluyendo limpieza del pozo, tratamientos matriciales y fracturamiento.
1) El documento describe el balance de materia y su aplicación para modelar yacimientos de petróleo. 2) La ecuación de balance de materia iguala el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento con los volúmenes producidos y los cambios en el volumen debido a la expansión de fluidos. 3) El balance de materia se usa para estimar parámetros del yacimiento como el petróleo y gas originales en situ y predecir el comportamiento futuro.
Este documento describe los tipos de fluidos de reservorio y los regímenes de flujo. Los fluidos se clasifican como incompresibles, ligeramente compresibles o compresibles dependiendo de su coeficiente de compresibilidad. Se describen las ecuaciones para el flujo lineal y radial de fluidos incompresibles y ligeramente compresibles en condiciones de flujo estable. Adicionalmente, se presentan las ecuaciones fundamentales de Darcy y las ecuaciones de estado para fluidos.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
Este documento presenta 10 preguntas sobre conceptos básicos de ingeniería de yacimientos. Explica la diferencia entre hidrocarburo in situ, reservas y tasa de producción. También compara el método volumétrico y el método de balance de materia para estimar las reservas iniciales. Finalmente, describe los principales mecanismos de producción primaria y los factores que afectan la velocidad de producción.
Este documento presenta tres métodos para calcular caídas de presión en flujo multifásico vertical en tuberías: el método de Poettmann y Carpenter, el método de Orkiszewski, y el método de Beggs y Brill. Describe conceptos clave como patrones de flujo, densidad de la mezcla, y factores de fricción. También explica cómo aplicar estos métodos para calcular caídas de presión a lo largo de una tubería vertical.
Este documento proporciona una introducción a las presiones de formación, incluidas la presión hidrostática, la presión de poros, la presión de sobrecarga y el gradiente de fractura de la formación. Explica cómo se calculan y definen estas presiones, los factores que las afectan, y los métodos para predecir el gradiente de fractura a través de pruebas como la prueba de fuga. El objetivo final es que el lector comprenda estas presiones de formación y pueda aplicar diferentes técnicas y métodos para calcularlas y
Este documento trata sobre métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos, en particular los métodos químicos. Explica tres métodos químicos principales: inyección de polímeros para aumentar la viscosidad del agua, inyección de surfactantes para reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua, e inyecciones alcalinas para reaccionar con ácidos en el petróleo y generar surfactantes naturales. También discute factores como la temperatura, salinidad y permeabilidad que afectan la aplicación
Bache de surfactantes para operaciones de lavado de pozosManuel Hernandez
Una sustancia química que se adsorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido y un sólido. Este término abarca una multitud de materiales que funcionan como emulsionantes, dispersantes, mojantes del petróleo, mojantes del agua, espumantes y antiespumantes. El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en la molécula (o mezcla de moléculas). El número de balance hidrófilo-lipófilo (HLB) ayuda a definir la función que tendrá un grupo molecular.
El documento describe los diferentes tipos de acuíferos asociados a yacimientos de petróleo y gas, y los modelos matemáticos para estimar la intrusión de agua. Explica que los acuíferos se pueden clasificar según su régimen de flujo, geometría y extensión, y presenta el modelo de Pote para cuantificar la entrada de agua en acuíferos pequeños de alta permeabilidad. Aplica este modelo a un ejemplo numérico para determinar simultáneamente el volumen in-situ, la intrus
Este documento trata sobre la producción de hidrocarburos. Explica cómo construir curvas de gradiente estático y dinámico usando propiedades físicas de fluidos y considerando factores como presión, temperatura y longitud de tubería. También describe flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, y aplicaciones prácticas de las curvas de gradiente como determinar contrapresión necesaria y diámetro óptimo de tubería.
Ecuacion de balance de materiales mediante la linea recta ing. de yacimientosLuis Saavedra
Este documento describe el método de Havlena y Odeh para representar la ecuación de balance de materiales como una línea recta. Explica cómo este método puede usarse para determinar parámetros como la cantidad original de petróleo in situ, el tamaño de la capa de gas y la entrada de agua evaluando diferentes casos como reservorios volumétricos, con empuje de gas o agua. También presenta modelos para estimar la intrusión de agua como el modelo de acuífero con geometría definida o los modelos de flujo continuo y no
La presión capilar es una medida de la fuerza que atrae a un líquido a través de un tubo delgado o capilar. Existen cuatro parámetros clave relacionados con una curva de presión capilar: la saturación inicial de agua, la saturación residual de petróleo, la presión de desplazamiento y el tamaño del índice de distribución de poros. La presión capilar puede medirse en el laboratorio de varias maneras, como mediante el método de diagrama de poros, la inyección de mercurio, el mé
Este documento describe el mecanismo de empuje por expansión de gas disuelto. En este mecanismo, el gas disuelto en el petróleo se libera cuando la presión disminuye, expandiéndose y empujando el petróleo hacia los pozos. Factores como la gravedad API del crudo, la baja viscosidad y la alta solubilidad de gas favorecen la recuperación de petróleo a través de este mecanismo. A medida que el petróleo se mueve hacia los pozos, cambian las condiciones de presión
Este documento describe los análisis PVT (presión-volumen-temperatura) realizados en muestras de fluidos de yacimientos petrolíferos. Los análisis PVT determinan las propiedades de los fluidos y su comportamiento bajo diferentes condiciones de presión y temperatura para comprender mejor el yacimiento. Se mencionan varios tipos de pruebas PVT, incluidas las separaciones diferenciales y flash, así como sus objetivos y limitaciones.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
Este documento presenta la tesis de Roberto Parra Olguín para obtener el título de Ingeniero Petrolero. La tesis explora el tema de la ingeniería de producción en la simulación de yacimientos. Se divide en seis capítulos que cubren conceptos como simulación matemática de yacimientos, comportamiento de producción de pozos, modelado de pozos en simulación, análisis nodal de pozos y tablas hidráulicas de pozos. El documento incluye agradecimientos y una lista de referencias.
El documento describe el comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y cómo varía con factores como la eficiencia de flujo, daño al pozo, y propiedades del yacimiento y fluidos. Explica el método de Vogel para modelar la relación entre la producción y la presión del pozo, y cómo se pueden generar curvas IPR adimensionales para diferentes condiciones. También incluye un ejemplo numérico de cómo calcular una curva IPR y la producción máxima para un pozo, tanto actual como después de una estimulación.
This document discusses laboratory experiments for analyzing reservoir fluid properties, including differential liberation (vaporization) tests and separator tests. Differential liberation tests measure properties such as gas and oil volumes, densities, and compositions as pressure is reduced, better simulating reservoir separation. Separator tests determine volumetric behavior as fluids pass through surface separation, providing data to optimize conditions and calculate petroleum engineering parameters. The document explains procedures, calculations, and objectives of the tests.
Laboratory and Theoretical investigations of petroleum reservoir fluid propri...Mohamed Lamoj
In this study, complete PVT lab experiments were done and then evaluate the most frequently used empirical black oil PVT correlations for application in the Middle East. Empirical PVT Correlations for Middle East crude oil have been compared as a function of commonly available PVT data. Correlations have been compared for: Bubble point pressure; solution gas oil ratio, oil formation volume factor, oil density, and oil viscosity. After evaluates the Empirical correlations the crude sample was characterized using different EOS to arrive at one EOS model that accurately describes the PVT behavior of crude oil produced.
This document discusses the classification of hydrocarbon reservoirs based on the composition of reservoir fluids and pressure-temperature phase behavior. Reservoirs are broadly classified as oil or gas reservoirs based on reservoir temperature relative to the critical temperature. Oil reservoirs are further divided into undersaturated, saturated, and gas-cap categories based on initial reservoir pressure. Gas reservoirs include retrograde gas-condensate, wet gas, and dry gas depending on reservoir temperature relative to cricondentherm and critical temperature. Pressure-temperature diagrams are used to classify reservoirs and describe fluid phase behavior under different conditions.
This document discusses different types of oil reservoirs based on their driving mechanisms and fluid compositions. There are six main driving mechanisms that provide natural energy for oil recovery: rock and liquid expansion, depletion, gas cap, water, gravity, and combination drives. Reservoirs are also classified based on their initial pressure and temperature relative to the fluid properties. Depending on initial reservoir pressure compared to the bubble point pressure, reservoirs can be undersaturated, saturated, or gas-cap. Gas reservoirs are classified based on their phase diagrams as retrograde gas-condensate, near-critical gas-condensate, wet gas, or dry gas. Development considerations vary depending on the reservoir type and conditions.
Petroleum reservoirs are classified as either oil or gas reservoirs based on reservoir temperature relative to critical temperature. Within these broad classifications, reservoirs can be further classified. Oil reservoirs have temperature below critical temperature, while gas reservoirs have temperature above critical. Specific gas reservoir classifications include retrograde, near-critical, wet and dry based on phase behavior and GOR. Retrograde reservoirs have unique condensation behavior on pressure depletion. Classification is important for understanding reservoir fluid properties, production behavior, and development approach.
This document outlines topics covered in a reservoir engineering course, including reservoir fluid behaviors, properties of petroleum reservoirs, gas behavior, and properties of crude oil systems. It specifically discusses properties of interest like density, solution gas, bubble point pressure, formation volume factor, viscosity and more. It provides empirical correlations to estimate properties like gas solubility, bubble point pressure, and formation volume factor as a function of parameters like solubility, gas gravity, oil gravity and temperature. The document is focused on understanding physical properties of crude oil and gas reservoirs which is important for reservoir engineering applications and problem solving.
The document discusses the differential liberation (vaporization) test, which simulates the separation process that occurs as reservoir fluids flow from the reservoir to the surface. The test involves gradually reducing the pressure in a visual PVT cell containing a reservoir oil sample and measuring the volume of gas liberated at each step. Key data collected includes the amount of gas in solution, oil volume shrinkage, gas composition and properties, and remaining oil density as functions of pressure. Differential oil formation volume factors and solution gas-oil ratios are calculated from the experimental data but must not be confused with actual PVT properties due to the test simulating differential behavior.
This document provides an overview of three primary reservoir fluid property experiments: constant-mass expansion (CME), constant-volume depletion (CVD), and differential liberation (DL). It describes the objectives, procedures, and key results of each experiment. The CME experiment measures formation volume factor, compressibility, and relative fluid volumes at varying pressures. The CVD simulates reservoir depletion, measuring properties like liquid dropout and gas compositions. The DL characterizes differential gas liberation from oil during pressure decline.
UMA JOSHUA AJIKE --12CN014027---PET 326 ASSIGNMENTJoshua Uma
Uma Joshua Ajike's document discusses methods of sampling reservoir fluids, including subsurface, wellhead, and surface sampling. Subsurface sampling directly collects single or two-phase fluids from the bottomhole, but only yields a small sample. Wellhead sampling requires fluids to be single-phase at the wellhead. Surface sampling separately collects oil and gas samples at the separator and recombining them to represent reservoir conditions, allowing for larger samples. The key challenge is ensuring samples accurately represent the gas-oil ratio in the reservoir.
The document discusses key concepts of the black oil model used to describe reservoir fluids.
The black oil model treats reservoir fluids as having two components - solution gas dissolved in stock tank oil. It ignores compositional changes in gas with changing pressure and temperature. The model is used to predict properties like gas solubility, oil formation volume factor, and fluid density which are important for reservoir evaluation.
Correlations are commonly used to relate black oil parameters like gas solubility and oil formation volume factor to variables like temperature, pressure, oil and gas specific gravity. The black oil model provides a simplified approach that has been used for decades in many petroleum engineering calculations despite some limitations.
This document provides an overview of key concepts in reservoir fluid properties including:
- Formation volume factors (Bo and Bt) which relate the volume of oil and gas in the reservoir to stock tank conditions.
- Methods for determining PVT properties like gas solubility and Bo/Bt through laboratory experiments as pressure changes.
- Key fluid properties like bubble point pressure, compressibility, and molecular weight that impact reservoir performance.
- Techniques for estimating fluid properties using correlations with parameters like boiling point and API gravity.
The document discusses procedures and results from differential liberation experiments used to characterize reservoir fluids. Key points:
- Differential liberation experiments slowly depressurize a reservoir fluid sample to measure properties like oil and gas volumes, gas composition, and solution gas-oil ratio at different pressures.
- Properties measured include formation volumes factors (Bo and Bg) which indicate volume changes from reservoir to surface conditions, and solution gas-oil ratio (Rs) which provides ratio of gas to oil volumes.
- Trends in Bo, Bg and Rs with pressure provide insight into fluid behavior during production.
Claridge., prats. a proposed model and mechanism for anomalous foamy heavy oi...sergio flores
This document summarizes a proposed model to explain the anomalous behavior of foamy heavy oils during primary production. The key points are:
1) Foamy heavy oils exhibit much higher productivity than expected given their viscosity and rock permeability alone. They also produce near their initial gas-oil ratio, leading to slow pressure decline and high recovery.
2) The proposed model is that as tiny gas bubbles form, asphaltene molecules coagulate around the bubbles, removing them from the bulk oil and reducing its viscosity. This could explain the higher observed productivity.
3) The model will be implemented in a reservoir simulator to test if it can match the principal observed characteristics of foamy oil production.
This document provides an overview of reservoir fluid properties, including crude oil, water, and gas properties. It discusses key properties such as formation volume factors, viscosity, surface tension, and gas solubility. It summarizes various empirical correlations used to estimate these properties based on temperature, pressure, oil composition and other factors. The document is from a course on reservoir fluid properties and focuses on definitions and methods for calculating important PVT properties.
This document provides an overview of reservoir fluid properties, including crude oil, water, and gas properties. It discusses key crude oil properties such as formation volume factor, viscosity, and surface tension. It describes methods for calculating total formation volume factor, oil viscosity at different pressures, and surface tension. Water properties like water formation volume factor and viscosity are also covered. Empirical correlations are presented for estimating various fluid properties in the absence of experimental data.
This document provides an overview of reservoir engineering 1 course material covering reservoir fluids and gas properties. It discusses:
1. Classification of oil and gas reservoirs based on pressure-temperature diagrams and fluid compositions. Reservoir fluids can exist as gas, liquid, solid, or combinations and behave differently based on reservoir conditions.
2. Key gas properties like compressibility factor, density, viscosity that are important for reservoir calculations. Real gases deviate from ideal gas behavior more at high pressures.
3. Methods for determining gas properties including compressibility factor charts and equations of state that account for non-ideal behaviors and non-hydrocarbon gas components.
This document provides an overview of methods for calculating properties of reservoir fluids including gas and crude oil. It discusses empirical correlations for calculating z-factors, gas properties like compressibility and viscosity, and crude oil properties like density, solubility of dissolved gas, and bubble point pressure. The key empirical correlations presented for estimating gas solubility (Rs) and methods for determining bubble point pressure are Standing, Vasquez-Beggs, Glaso, Marhoun, Petrosky-Farshad, and correlations based on experimental PVT data.
This document discusses key properties of crude oil, including:
1) Oil is classified based on properties like specific gravity, viscosity, density, etc. with specific gravity and viscosity most commonly used. Specific gravity is represented by API gravity which ranges from 8 to 58 degrees.
2) Bubble point pressure is the pressure at which a small amount of gas is in equilibrium with oil. When pressure drops below this point, gas is liberated from the oil.
3) Other properties discussed include formation volume factor (ratio of reservoir to surface volumes), solution gas-oil ratio (amount of gas dissolved in oil), and compressibility (change in volume with pressure change).
This document discusses various methods for predicting the performance of oil and gas reservoirs. It begins with defining key terms like undersaturated reservoirs, gas-oil ratio (GOR), and pore volume. It then describes different drive mechanisms like rock and liquid expansion, gas cap drive, water drive, and combination drives. The document outlines several methods for performance prediction based on material balance concepts and numerical approaches. It provides step-by-step explanations of methods like Muskat's prediction algorithm and the Fetkovich method for vertical wells. Finally, it lists references for further information on reservoir engineering topics.
This document discusses methods for sampling reservoir fluids and analyzing the samples to determine important physical properties. There are two main sampling methods: bottom-hole sampling which captures fluids at reservoir pressure, and separator sampling which controls production rates. A battery of tests are then run on the samples, including flash vaporization to find bubble point pressure, differential vaporization to measure solution gas-oil ratio, and viscosity measurements. The goal is to understand properties like formation volume factors, compressibility, and fluid behavior under changing pressures.
Este documento describe el método de balance de materiales para estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en un yacimiento y predecir su comportamiento durante la producción. El método se basa en la ley de conservación de la masa y supone que el volumen poroso permanece constante o cambia de manera predecible. Se utiliza para calcular volúmenes de hidrocarburos originales, a cualquier tiempo de producción y la recuperación total. Requiere datos PVT iniciales, historia de presiones y producción detallada.
Este documento describe el método volumétrico para estimar las reservas de hidrocarburos originalmente en sitio. El método involucra determinar el volumen de roca en el yacimiento, la porosidad, saturación de agua y espesor neto para calcular el volumen inicial de petróleo o gas. También se debe estimar la eficiencia de recobro considerando factores como el mecanismo de empuje, propiedades de la roca y experiencia en yacimientos análogos para obtener la estimación final de reservas. Se presentan e
Este documento proporciona una introducción a los conceptos básicos de ingeniería de yacimientos de petróleo. Define un yacimiento como una acumulación natural de hidrocarburos en rocas porosas y permeables de volumen limitado en el subsuelo. Explica que los yacimientos se pueden clasificar como yacimientos de gas, gas condensado o petróleo dependiendo del estado de los fluidos, y también como subsaturados o saturados dependiendo de las condiciones de presión inicial. Finalmente, resume los principales mecanismos natural
Este documento presenta 7 ejercicios relacionados con el cálculo de propiedades de yacimientos de petróleo como hidrocarburos originales, reservas iniciales, factores de recobro y reservas probadas. Se proporcionan datos como propiedades petrofísicas, presión, producción histórica y PVT para cada yacimiento y se piden calcular diversos parámetros.
Este documento es una prueba parcial de cálculo numérico sobre interpolación. Contiene 3 preguntas que piden aplicar métodos de interpolación como polinomios interpoladores para determinar la producción de arroz a ciertos años, la conductividad térmica de las frutillas a -25°C, y la solubilidad del cloruro amónico a 32.5°C, utilizando tablas de datos proporcionadas.
This document contains a partial exam for a Numerical Calculus course. It consists of 8 problems involving solving nonlinear equations and systems of linear equations using various numerical methods like bisection, false position, secant, Newton-Raphson, Gauss, and Gauss-Seidel. Students are instructed to solve the problems, showing the work, and email their exam response as a Word or Excel file by 11:59 pm on the date indicated.
Embedded machine learning-based road conditions and driving behavior monitoringIJECEIAES
Car accident rates have increased in recent years, resulting in losses in human lives, properties, and other financial costs. An embedded machine learning-based system is developed to address this critical issue. The system can monitor road conditions, detect driving patterns, and identify aggressive driving behaviors. The system is based on neural networks trained on a comprehensive dataset of driving events, driving styles, and road conditions. The system effectively detects potential risks and helps mitigate the frequency and impact of accidents. The primary goal is to ensure the safety of drivers and vehicles. Collecting data involved gathering information on three key road events: normal street and normal drive, speed bumps, circular yellow speed bumps, and three aggressive driving actions: sudden start, sudden stop, and sudden entry. The gathered data is processed and analyzed using a machine learning system designed for limited power and memory devices. The developed system resulted in 91.9% accuracy, 93.6% precision, and 92% recall. The achieved inference time on an Arduino Nano 33 BLE Sense with a 32-bit CPU running at 64 MHz is 34 ms and requires 2.6 kB peak RAM and 139.9 kB program flash memory, making it suitable for resource-constrained embedded systems.
Use PyCharm for remote debugging of WSL on a Windo cf5c162d672e4e58b4dde5d797...shadow0702a
This document serves as a comprehensive step-by-step guide on how to effectively use PyCharm for remote debugging of the Windows Subsystem for Linux (WSL) on a local Windows machine. It meticulously outlines several critical steps in the process, starting with the crucial task of enabling permissions, followed by the installation and configuration of WSL.
The guide then proceeds to explain how to set up the SSH service within the WSL environment, an integral part of the process. Alongside this, it also provides detailed instructions on how to modify the inbound rules of the Windows firewall to facilitate the process, ensuring that there are no connectivity issues that could potentially hinder the debugging process.
The document further emphasizes on the importance of checking the connection between the Windows and WSL environments, providing instructions on how to ensure that the connection is optimal and ready for remote debugging.
It also offers an in-depth guide on how to configure the WSL interpreter and files within the PyCharm environment. This is essential for ensuring that the debugging process is set up correctly and that the program can be run effectively within the WSL terminal.
Additionally, the document provides guidance on how to set up breakpoints for debugging, a fundamental aspect of the debugging process which allows the developer to stop the execution of their code at certain points and inspect their program at those stages.
Finally, the document concludes by providing a link to a reference blog. This blog offers additional information and guidance on configuring the remote Python interpreter in PyCharm, providing the reader with a well-rounded understanding of the process.
Electric vehicle and photovoltaic advanced roles in enhancing the financial p...IJECEIAES
Climate change's impact on the planet forced the United Nations and governments to promote green energies and electric transportation. The deployments of photovoltaic (PV) and electric vehicle (EV) systems gained stronger momentum due to their numerous advantages over fossil fuel types. The advantages go beyond sustainability to reach financial support and stability. The work in this paper introduces the hybrid system between PV and EV to support industrial and commercial plants. This paper covers the theoretical framework of the proposed hybrid system including the required equation to complete the cost analysis when PV and EV are present. In addition, the proposed design diagram which sets the priorities and requirements of the system is presented. The proposed approach allows setup to advance their power stability, especially during power outages. The presented information supports researchers and plant owners to complete the necessary analysis while promoting the deployment of clean energy. The result of a case study that represents a dairy milk farmer supports the theoretical works and highlights its advanced benefits to existing plants. The short return on investment of the proposed approach supports the paper's novelty approach for the sustainable electrical system. In addition, the proposed system allows for an isolated power setup without the need for a transmission line which enhances the safety of the electrical network
Batteries -Introduction – Types of Batteries – discharging and charging of battery - characteristics of battery –battery rating- various tests on battery- – Primary battery: silver button cell- Secondary battery :Ni-Cd battery-modern battery: lithium ion battery-maintenance of batteries-choices of batteries for electric vehicle applications.
Fuel Cells: Introduction- importance and classification of fuel cells - description, principle, components, applications of fuel cells: H2-O2 fuel cell, alkaline fuel cell, molten carbonate fuel cell and direct methanol fuel cells.
Comparative analysis between traditional aquaponics and reconstructed aquapon...bijceesjournal
The aquaponic system of planting is a method that does not require soil usage. It is a method that only needs water, fish, lava rocks (a substitute for soil), and plants. Aquaponic systems are sustainable and environmentally friendly. Its use not only helps to plant in small spaces but also helps reduce artificial chemical use and minimizes excess water use, as aquaponics consumes 90% less water than soil-based gardening. The study applied a descriptive and experimental design to assess and compare conventional and reconstructed aquaponic methods for reproducing tomatoes. The researchers created an observation checklist to determine the significant factors of the study. The study aims to determine the significant difference between traditional aquaponics and reconstructed aquaponics systems propagating tomatoes in terms of height, weight, girth, and number of fruits. The reconstructed aquaponics system’s higher growth yield results in a much more nourished crop than the traditional aquaponics system. It is superior in its number of fruits, height, weight, and girth measurement. Moreover, the reconstructed aquaponics system is proven to eliminate all the hindrances present in the traditional aquaponics system, which are overcrowding of fish, algae growth, pest problems, contaminated water, and dead fish.
Rainfall intensity duration frequency curve statistical analysis and modeling...bijceesjournal
Using data from 41 years in Patna’ India’ the study’s goal is to analyze the trends of how often it rains on a weekly, seasonal, and annual basis (1981−2020). First, utilizing the intensity-duration-frequency (IDF) curve and the relationship by statistically analyzing rainfall’ the historical rainfall data set for Patna’ India’ during a 41 year period (1981−2020), was evaluated for its quality. Changes in the hydrologic cycle as a result of increased greenhouse gas emissions are expected to induce variations in the intensity, length, and frequency of precipitation events. One strategy to lessen vulnerability is to quantify probable changes and adapt to them. Techniques such as log-normal, normal, and Gumbel are used (EV-I). Distributions were created with durations of 1, 2, 3, 6, and 24 h and return times of 2, 5, 10, 25, and 100 years. There were also mathematical correlations discovered between rainfall and recurrence interval.
Findings: Based on findings, the Gumbel approach produced the highest intensity values, whereas the other approaches produced values that were close to each other. The data indicates that 461.9 mm of rain fell during the monsoon season’s 301st week. However, it was found that the 29th week had the greatest average rainfall, 92.6 mm. With 952.6 mm on average, the monsoon season saw the highest rainfall. Calculations revealed that the yearly rainfall averaged 1171.1 mm. Using Weibull’s method, the study was subsequently expanded to examine rainfall distribution at different recurrence intervals of 2, 5, 10, and 25 years. Rainfall and recurrence interval mathematical correlations were also developed. Further regression analysis revealed that short wave irrigation, wind direction, wind speed, pressure, relative humidity, and temperature all had a substantial influence on rainfall.
Originality and value: The results of the rainfall IDF curves can provide useful information to policymakers in making appropriate decisions in managing and minimizing floods in the study area.
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Redefining brain tumor segmentation: a cutting-edge convolutional neural netw...IJECEIAES
Medical image analysis has witnessed significant advancements with deep learning techniques. In the domain of brain tumor segmentation, the ability to
precisely delineate tumor boundaries from magnetic resonance imaging (MRI)
scans holds profound implications for diagnosis. This study presents an ensemble convolutional neural network (CNN) with transfer learning, integrating
the state-of-the-art Deeplabv3+ architecture with the ResNet18 backbone. The
model is rigorously trained and evaluated, exhibiting remarkable performance
metrics, including an impressive global accuracy of 99.286%, a high-class accuracy of 82.191%, a mean intersection over union (IoU) of 79.900%, a weighted
IoU of 98.620%, and a Boundary F1 (BF) score of 83.303%. Notably, a detailed comparative analysis with existing methods showcases the superiority of
our proposed model. These findings underscore the model’s competence in precise brain tumor localization, underscoring its potential to revolutionize medical
image analysis and enhance healthcare outcomes. This research paves the way
for future exploration and optimization of advanced CNN models in medical
imaging, emphasizing addressing false positives and resource efficiency.
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Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
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UNIDAD IV. Yacimientos de Petróleo
Cada yacimiento está compuesto por una combinación única de forma geométrica,
propiedades geológicas de rocas, características de fluidos y mecanismo de producción primario.
Aunque no hay dos yacimientos idénticos en todos los aspectos, se pueden agrupar de acuerdo
con el mecanismo primario de recuperación mediante el cual producen. Se ha observado que
cada mecanismo tiene ciertas características típicas en términos de:
•Factor de recuperación final;
•Tasa de disminución de la presión;
•Relación gas-petróleo;
•Producción de agua.
Para comprender adecuadamente el yacimiento y predecir el comportamiento futuro, es
necesario tener conocimiento de los mecanismos de producción que controlan el
comportamiento de los fluidos. El comportamiento general de los yacimientos de petróleo está
determinado en gran medida por la naturaleza de la energía, es decir, el mecanismo de
producción disponible para mover el petróleo hacia el pozo. Existen básicamente cinco
mecanismos de producción que proporcionan la energía natural necesaria para la recuperación
de petróleo:
•Empuje por expansión roca-fluido;
•Empuje por expansión del gas en solución;
•Empuje por expansión de la capa de gas;
•Empuje hidráulico;
•Segregación gravitacional
Por otra parte los sistemas de hidrocarburos que se encuentran naturalmente en los
yacimientos de petróleo son mezclas de compuestos orgánicos que exhiben un comportamiento
multifásico en amplios rangos de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos
pueden ocurrir en estado gaseoso, líquido, sólido o en varias combinaciones de gas, líquido y
sólido.
Estas diferencias en el comportamiento de las fases, junto con las propiedades físicas de la
roca del yacimiento que determinan la relativa facilidad con la que se transmiten o retienen el gas
y el líquido, dan como resultado muchos tipos diversos de yacimientos de hidrocarburos con
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comportamientos complejos. Con frecuencia, los Ingenieros de Petróleo tienen la tarea de estudiar
el comportamiento y las características de un yacimiento de petróleo y determinar el curso de
desarrollo y producción futuros que maximizarían las ganancias.
4.1 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos de Petróleo
Como se explicó en unidades anteriores los yacimientos de hidrocarburos se clasifican en
yacimientos de gas o de petróleo, dependiendo de las siguientes características:
• La composición de la mezcla de hidrocarburos del yacimiento,
• La presión inicial y la temperatura del yacimiento;
• Presión y temperatura de superficie.
Las condiciones bajo las cuales esas fases coexisten son de considerable importancia
práctica. La determinación experimental o matemática de esas condiciones son convenientemente
expresadas en diferentes tipos de diagramas comúnmente llamados “diagrama de fases”, aunque
algunas veces se les denomina “diagramas de presión-temperatura”.
Como se explicó en la Unidad III, cada tipo de yacimiento requiere de distintas técnicas de
producción y esquemas de explotación que garanticen la recuperación del mayor volumen posible
de hidrocarburos, por lo que se hace necesario el conocimiento de la composición de la mezcla de
hidrocarburos en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo. La complejidad en
relacionar los volúmenes superficiales de producción de hidrocarburos con sus volúmenes
equivalentes en el yacimiento puede apreciarse considerando la fig. 4.1.
Figura 4.1. Producción de yacimientos de hidrocarburos (a) por encima de la presión de burbujeo,
(b) por debajo de la presión de burbujeo.
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Por encima de la presión de burbujeo existe únicamente una fase en el yacimiento, la de
líquido. Si una cantidad de este petróleo subsaturado es producido en la superficie, el gas se
separará del petróleo como se muestra en la figura 4.1(a), donde el volumen de gas dependerá
de las condiciones a las cuales se efectúa la liberación en el separador. En este caso, es
relativamente fácil relacionar los volúmenes de petróleo y gas en superficie con los volúmenes a
las condiciones del yacimiento, ya que se sabe que todo el gas producido debió haber estado
disuelto en el petróleo a condiciones de yacimiento.
Si el yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, como se representa en
la figura 4.1(b), la situación es más complicada. Bajo estas condiciones coexisten dos fases en
equilibrio en el yacimiento, petróleo con gas disuelto y gas en solución liberado. Durante la
producción en superficie, el gas disuelto a condiciones de yacimiento se liberará del petróleo y la
producción total de gas en superficie tendrá dos componentes; el gas que se encontraba libre a
condiciones de yacimiento y el gas que se liberó del petróleo durante la producción. Estos
componentes separados son indistinguibles en la superficie y, por lo tanto, el problema es cómo
dividir la producción de gas observada en superficie en volúmenes de gas liberado y disuelto en
el yacimiento.
Se obtiene el control al relacionar los volúmenes de producción de superficie con la
extracción del yacimiento definiendo los siguientes tres parámetros PVT que pueden medirse de
experimentos de laboratorio realizados en muestras de fluidos del yacimiento.
Rs: Relación gas-petróleo en solución (o disuelto), el cual es el volumen de gas en pies
cúbicos normales que se encuentra disuelto en un barril de petróleo a condiciones
normales, cuando ambos se encuentran a las condiciones de presión y temperatura
prevalecientes en el yacimiento. La unidad de medida es PCN/BN.
o: El factor volumétrico del petróleo (o de formación) es el volumen de petróleo que
ocupa un barril de petróleo más su gas en solución a la presión y temperatura
prevalecientes en el yacimiento, con respecto a un barril de petróleo medido a
condiciones de superficie o tanque de almacenamiento. La unidad de medida es
by/BN.
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g: El factor volumétrico del gas es el volumen de gas en barriles medidos a la presión y
temperatura prevalecientes en el yacimiento, con respecto a un pie cúbico de gas libre
a condiciones estándar. La unidad de medida es by/PCN. Otras unidades de medidas
utilizadas son: PCY/PCN y PCN/PCY; este último se conoce como factor de expansión
del gas (Eg).
Las condiciones normales (o estándar) están referidos a las condiciones de 60°F y una
atmosfera (14,7 lpca). Se puede notar también que Rs y o son medidas relativas a un barril de
petróleo a condiciones de superficie, el cual es una medida básica usada en campo. Los tres
parámetros son estrictamente funciones de la presión como se muestra en la figura 4.2,
asumiendo que la temperatura en el yacimiento se mantiene constante durante la depleción del
mismo.
Para explicar el comportamiento
característico de los diferentes factores de
volumen, es natural seguir un desarrollo de
presión decreciente, es decir, de derecha a
izquierda en la figura 4.2.
Se ve que el factor volumétrico del
petróleo o aumenta linealmente cuando la
presión disminuye hacia la presión del punto de
burbujeo Pb. Este aumento de o está
directamente relacionado con la
compresibilidad del petróleo, es decir, cuando
se libera presión, entonces se aumenta el
volumen, porque el petróleo al ser compresible
se expande. Para una presión inferior al punto
de burbujeo, el gas en solución se libera
gradualmente de la fase líquida, lo que ocasiona
que el volumen de petróleo se contraiga; no por
compresión, sino por perdid0a de masa.
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Finalmente, todo el gas se liberará y o será igual a 1. Este proceso continúa hasta que se alcance
la condición estándar.
La relación gas-petróleo en solución Rs es constante para presiones superiores a la presión
del punto de burbujeo, ya que no se libera gas en el yacimiento. Por lo tanto, una muestra unitaria
de petróleo a diferentes presiones (P > Pb) contendrá la misma cantidad de gas y petróleo a
condiciones estándar (Rsi). Para presiones inferiores a la presión del punto de burbujeo,
encontraremos una cantidad decreciente de gas en la muestra de petróleo del yacimiento porque
parte del gas ya se ha liberado y se ha producido como gas.
En el caso del factor volumétrico del gas g, el gas en equilibrio con el petróleo solo puede
existir hasta su presión de punto de burbujeo. Para presiones superiores a Pb, todo el gas libre
se disolverá en el petróleo. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión del punto de
burbujeo, el volumen de gas se expandirá de forma recíproca a la disminución de presión.
Las figuras 4.3 y 4.4 ilustran de manera conceptual cómo se pueden usar estos parámetros
al relacionar los volúmenes medidos en superficie con los volúmenes del yacimiento.
Figura 4.3. Aplicación de los parámetros PVT para relacionar los volúmenes de hidrocarburos
en superficie y yacimiento; a presión por encima del punto de burbujeo.
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La figura 4.3 ilustra la situación en la que la presión del yacimiento ha caído desde su valor
inicial Pi a un valor inferior P, que todavía está por encima del punto de burbujeo. Como se
muestra en el diagrama P − T (recuadro), el único fluido en el yacimiento es el petróleo líquido
subsaturado. Cuando este petróleo se produce en la superficie, cada barril del tanque de
almacenamiento producirá, tras la separación del gas, Rsi pies cúbicos estándar de gas. Dado que
el petróleo está saturado con gas, lo que implica que podría disolverse más si este último
estuviera disponible, entonces el valor inicial de la relación gas-petróleo en solución debe
permanecer constante en Rsi (PCN/BN) hasta que la presión descienda hasta el punto de
burbujeo, en la que el petróleo está saturado, como se muestra en la fig. 4.2 (b).
La Figura 4.3 también muestra, de acuerdo con las definiciones de o y Rs, que si Rsi PCN
de gas se lleva al yacimiento con un BN de petróleo, entonces el gas se disolverá totalmente en
el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento para dar un volumen de o by de petróleo
más su gas disuelto. La Figura 4.2 (a) muestra que o aumenta ligeramente a medida que se
reduce la presión desde la presión inicial hasta el punto de burbujeo. Este efecto se debe
simplemente a la expansión del líquido y, dado que la compresibilidad del petróleo subsaturado
en el yacimiento es baja, la expansión es relativamente pequeña.
Por debajo del punto de burbujeo, la situación es más complicada, como se muestra en la
fig. 4.4.
Figura 4.4. Aplicación de los parámetros PVT para relacionar los volúmenes de hidrocarburos
en superficie y yacimiento; a presión por debajo del punto de burbujeo.
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En este caso, cada barril de petróleo que existe en tanque se produce junto con R PCN de
gas, donde R (PCN/BN) se denomina relación instantánea o de producción de gas-petróleo y se
mide diariamente. Como ya se señaló, parte de este gas se disuelve en el petróleo a condiciones
de yacimiento y se libera durante la producción en el separador, mientras que el resto consiste
en gas que ya se encuentra libre en el yacimiento. Además, el valor de R puede exceder en gran
medida a Rsi, la relación gas-petróleo en solución inicial, ya que, debido a la alta velocidad del
flujo de gas en comparación con el petróleo, es bastante normal producir una cantidad
desproporcionada de gas. Un gráfico típico de R en función de la presión del yacimiento se
muestra en la fig. 4.5, en ésta se puede observar que en un yacimiento con empuje por gas en
solución ocurre lo siguiente:
La presión desciende rápidamente desde la presión inicial hasta la presión de burbujeo
(mecanismo predominante: expansión roca-
fluido), luego de lo cual comienza la
liberación de gas en el yacimiento. En este
mismo intervalo de presión la relación gas-
petróleo, R, permanece constante e igual a
Rsi, debido a que el petróleo puede disolver
un mayor volumen de gas que el que tiene
disuelto (el petróleo en el yacimiento se
encuentra subsaturado) evitando la
liberación de gas.
Por debajo de la presión de burbujeo
se activa el mecanismo de empuje por gas en solución que evita la rápida caída de presión por
efecto de la expansión roca-fluido; en la interpretación de los datos de presión se observa un
cambio de pendiente en la curva de presión como se ilustra en la figura 4.5. En este intervalo de
presión se observa una ligera disminución de R, ya que se ha iniciado la liberación de gas en el
yacimiento, pero el gas liberado no ha alcanzado la saturación de gas crítica (Sgc) necesaria para
empezar a moverse por el medio poroso interconectado y por lo tanto, para ser producido en la
superficie. Esto provoca que la R medida en superficie siga siendo igual a la relación gas petróleo
en solución (Rs), pero con menor gas disuelto, como ya se explicó en la figura 4.2(b).
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Una vez superada la Sgc, el gas de solución liberado en el yacimiento viaja a una velocidad
diferente a la del petróleo, cuando ambos están sujetos al mismo diferencial de presión. La
velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad
del mismo. Típicamente, la viscosidad del gas en el yacimiento es aproximadamente cincuenta
veces menor que la del petróleo líquido y, en consecuencia, la velocidad del flujo de gas es mucho
mayor. Como resultado, es normal, cuando se produce desde un yacimiento en el que hay una
saturación de gas libre mayor a la Sgc, que el gas se producirá en mayor cantidad en comparación
con el petróleo. Es decir, se puede producir un barril de petróleo junto con un volumen de gas
que excede en gran medida el volumen de gas originalmente disuelto por barril de petróleo a
presiones por encima de la presión del punto de burbujeo. A medida que la presión desciende
ocurre una mayor liberación de gas, lo que incrementa la Sg y por consiguiente la R se incrementa
continuamente hasta que comienza a agotarse el gas contenido en el yacimiento y se inicia la
disminución de R, como se ilustra conceptualmente en la figura 4.5.
La relación gas-petróleo de producción se puede dividir en dos componentes como se
ilustra en la fig. 4.4, es decir:
𝑅 = 𝑅𝑠 + (𝑅 − 𝑅𝑠) (4-1)
El primero de estos, Rs, cuando se lleva al yacimiento con un BN de petróleo, se disolverá
en el aceite a la presión predominante del yacimiento para dar un o by de petróleo más gas
disuelto. El resto, (R - Rs) PCN/BN, cuando se expresa a condiciones de yacimiento ocupará un
volumen:
(𝑅 − 𝑅𝑠)𝑥𝛽𝑔 = 𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 (
𝑃𝐶𝑁
𝐵𝑁
) (4-2)
Y por lo tanto, la extracción total desde el yacimiento asociada con la producción de un BN
de petróleo es:
𝐸𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑌𝑎𝑐.
𝐵𝑁
(
𝑏𝑦
𝐵𝑁
) = 𝛽𝑜 + (𝑅 − 𝑅𝑠)𝛽𝑔 (4-3)
La relación anterior muestra por qué el factor volumétrico del gas tiene las unidades de
by/PCN. Es simplemente para convertir la relación gas-petróleo, medidas en PCN/BN,
directamente a by/BN y sean compatibles con las unidades de o.
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4.2 Presión y la Distribución de Fluidos en el Yacimiento.
La migración y acumulación de petróleo en un yacimiento lleva a la sustitución del poro
original por gas y petróleo, a pesar de que los poros de las rocas permanecen "mojados por el
agua" (es decir, sus paredes están cubiertas con una fina película de agua). La diferencia de
densidad hace que el gas se acumule en la parte superior del yacimiento y el petróleo
directamente por debajo. El agua subyace al petróleo, como un acuífero, pero se distribuye
continuamente por todo el yacimiento como fluido humectante, en el caso de los yacimientos
hidrófilos. Ver figura 4.6.
Figura 4.6. Distribución de fluidos en el yacimiento.
Las siguientes interfaces de fluido en el yacimiento son importantes:
• El contacto gas- petróleo original (GGPO): es una superficie que separa la capa de gas
de la zona de petróleo subyacente (también conocida como "pierna" o "columna" de
petróleo). Por debajo del GGPO, el gas puede estar presente solo como una fase disuelta
en el petróleo.
• El contacto agua-petróleo original (CAPO): es una superficie que separa la zona de
petróleo de la zona de agua subyacente. Por debajo del CAPO, el petróleo generalmente
está ausente o existe en menor cantidad en las cercanías del acuífero.
• El nivel de agua libre (NAL): es una superficie imaginaria en la que la presión en la zona
de petróleo es igual a la de la zona de agua, es decir, Po = Pw. En otras palabras, NAL es
el contacto agua-petróleo en ausencia de las fuerzas capilares asociadas con un medio
poroso.
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Sin embargo, el término "contacto agua-petróleo original" no tiene un significado único en
consideraciones de ingeniería de yacimientos. La distribución continua de la saturación de agua
en la zona del yacimiento (ver Sw en la Fig. 4.6) afecta fuertemente la movilidad relativa de la
fase de petróleo, lo que a su vez hace necesario distinguir las siguientes interfaces de saturación:
• El nivel de petróleo libre (FOL): es el nivel por encima del cual la saturación de petróleo
es lo suficientemente alta como para permitir su movilidad total (100% de productividad de
petróleo) y la saturación de agua es lo suficientemente baja como para inmovilizar el agua. En la
mayoría de los yacimientos, este es el nivel donde So excede el 70% del volumen poroso, lo que
significa que Sw <30%.
• El CAPO económico: es el nivel por encima del cual existe suficiente petróleo móvil, lo
que hace que toda la parte superior del yacimiento sea económicamente viable en términos de
tasa de petróleo. En la mayoría de los yacimientos, este es el nivel donde So excede el. 50% del
volumen poroso, aunque el valor umbral real puede variar, dependiendo de las condiciones del
yacimiento.
• El CAPO productivo: es el nivel por encima del cual el petróleo se adquiere movilidad.
Esto puede significar una Sw tan alta como 80-85% y So de solo 15-20%.
• El nivel de agua libre: se ubica por debajo del CAPO productivo y la Sw alcanza el 100%
del volumen poroso. En términos estrictos, este no es siempre el "nivel de agua 100%", como se
refiere a nuestra terminología común, porque la saturación de petróleo todavía puede estar en
el orden de algún porcentaje. Esta es la base del yacimiento, o el nivel de la columna de petróleo
por debajo de la cual las fuerzas capilares hacen que el petróleo sea completamente desplazado
o "imbibido" por los poros de la roca. Por lo tanto, algunos ingenieros prefieren referirse a esta
superficie como el nivel de desplazamiento capilar del petróleo o el nivel de presión umbral.
No es necesario agregar que la distribución de estas superficies es de crucial importancia
cuando se trata de consideraciones físicas (dinámica de fluidos) y económicas (recuperación de
petróleo). Las interfaces generalmente se determinan sobre la base de análisis y pruebas de
pozos. El NAL parecería ser el único CAPO independiente de la roca, representando la base
absoluta de la columna de petróleo, como se muestra en la figura 4.6.
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4.3 Métodos de Estimación de Reservas.
Los procedimientos analíticos para estimar reservas se dividen en tres grandes categorías:
(a) analogías, (b) estimaciones volumétricas y (c) estimaciones basadas en el comportamiento de
producción, (por ejemplo, balance de materiales, simulación con ajuste histórico, análisis de
declinación y análisis transitorios de producción). Se puede usar la simulación de yacimientos en
los análisis volumétricos o en aquellos basados en el comportamiento de producción.
Típicamente, las evaluaciones previas al descubrimiento y justo después del descubrimiento, se
realizan con datos de yacimientos análogos y estimaciones volumétricas. Después del inicio de la
producción y cuando los caudales de producción e información de presión están disponibles, se
pueden aplicar métodos basados en comportamiento de producción. Generalmente, se espera
una reducción en el rango de reservas totales a medida que se dispone de más información
(presión, comportamiento de producción), pero esto no siempre es el caso.
4.3.1 Método basado en analogía.
La analogía se usa ampliamente en la estimación de reservas y recursos petrolíferos,
particularmente en las etapas de exploración y desarrollo temprano cuando la información de
medición directa es limitada. La metodología se basa en la suposición de que el yacimiento
análogo es comparable al yacimiento sujeto a evaluación en relación con la descripción del
yacimiento, ya sea mediante una comparación directa de pozo a pozo o en una unidad de flujo
tomada como base. Esto se puede hacer determinando una recuperación promedio de petróleo
o gas por pozo en el yacimiento análogo (por ejemplo, 100.000 bbl/pozo) y aplicando un factor
de recuperación similar o ajustada a los pozos en el yacimiento considerado.
Los yacimientos análogos se aplican con frecuencia para ayudar en la evaluación de la
factibilidad económica, las características de declinación de la producción, el área de drenaje y
el factor de recobro (para los métodos primarios, secundarios y terciarios).
a. Depositación y estructura del yacimiento (por ejemplo, litología, entorno
depositacional, historia diagenética, fracturas naturales, composición química/mineral,
geometría, historia mecánica y deformación estructural).
b. Propiedades petrofísicas (por ejemplo, espesor neto y bruto, porosidad, saturación,
permeabilidad y heterogeneidad).
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12
c. Condiciones del yacimiento (por ejemplo, profundidad, temperatura y presión, y
tamaño de la acumulación de petróleo y acuífero).
d. Propiedades de fluido (por ejemplo, tipo de fluido original, composición, densidad y
viscosidad).
e. Mecanismo de producción.
f. Plan de desarrollo (por ejemplo, espaciado de pozos, tipo y número de pozos, métodos
de completación, levantamiento artificial, costos de desarrollo y operación, tipo de
instalación, restricciones, y procesamiento).
La lista anterior no es exhaustiva y las características análogas comparativas deben ser
relevantes para las características clave del yacimiento. Además, no es necesario que todos los
parámetros coincidan para considerar un yacimiento como un análogo. El evaluador debe
considerar los detalles de cada aplicación y su idoneidad para proporcionar información que
ayude a estimar los recursos recuperables.
La comparación con varios análogos, en lugar de un solo yacimiento, a menudo mejora la
comprensión del rango de incertidumbre en las cantidades recuperables estimadas del
yacimiento evaluado. Si bien los yacimientos en la misma área geográfica y de la misma edad
geológica suelen proporcionar mejores análogos, tal proximidad por sí sola puede no ser la
consideración principal. En todos los casos, los evaluadores deben documentar las similitudes y
diferencias entre el yacimiento análogo y el evaluado. La revisión del comportamiento del
yacimiento análogo es útil para garantizar la calidad de las evaluaciones de los recursos en todas
las etapas del desarrollo.
4.3.2 Método volumétrico
Es un método basado en datos de las dimensiones y geometría del yacimiento y se puede
dividir en estimaciones determinísticas y probabilísticas (estocásticas). Este procedimiento utiliza
la geometría y dimensiones del yacimiento, así como también las propiedades roca-fluidos para
calcular POES y posteriormente la porción que será recuperada por un yacimientos de desarrollo
específico. La estimación volumétrica puede basarse en enfoques probabilísticos o
determinísticos. Un enfoque probabilístico generalmente se aplica en las primeras etapas de
desarrollo cuando los datos son más limitados. A medida que el proyecto madura a través del
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13
desarrollo del campo, la metodología de evaluación a menudo se desplaza hacia estimaciones
determinísticas. Las variables claves que afectan la certidumbre en las estimaciones incluyen,
entre otras, las siguientes:
a. Geometría del yacimiento, heterogeneidad, compartamentalización y límites de trampa
que afectan el volumen bruto de la roca.
b. Características geológicas que definen el volumen de poro y la distribución de saturación
de petróleo.
c. Posición y naturaleza de los contactos o límites, por ejemplo: hidrocarburos más bajos
conocidos, contacto agua-petróleo (CAPO), contacto gas-agua (CGAO), contacto gas-
petróleo (CGPO) y gradiente de fluidos.
d. Combinaciones de calidad del yacimiento, tipos de fluidos y contactos que controlan las
distribuciones de saturación (vertical y horizontalmente).
La principal dificultad en una estimación volumétrica de reservas está en la transferencia
de datos obtenidos a pequeña escala (análisis de núcleos, datos de litofacies, registros de pozos,
etc.) a una escala mucho mayor (es decir, "escalamiento de datos" para el espacio intermedio).
4.3.2.1 Cálculo volumétrico de fluidos originales en sitio.
Antes de definir las ecuaciones para cada caso en la estimación de los fluidos originales en
sitio en yacimientos de petróleo, se deben considerar los siguientes parámetros:
= porosidad promedio, fracción
Swi = saturación de agua inicial promedio, fracción
Sgi = saturación de gas inicial promedio, fracción
Soi = saturación de petróleo inicial promedio, fracción
Vt = volumen total de roca yacimiento, acres-pies
oi = factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, by/BN
gi = factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, by/BN
Rsi = relación gas-petróleo disuelto a la presión inicial, PCN/BN
A continuación se detallan las ecuaciones que se deben utilizar para la estimación de los
fluidos originales en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento de acuerdo al estado del fluido.
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14
Yacimientos de Petróleo Subsaturado
Considere un yacimiento de petróleo de tipo subsaturado, en el cual todo el hidrocarburo
original en sitio se encuentra en la fase líquida, la ecuación volumétrica para el cálculo del
petróleo original en sitio es la siguiente:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 4)
Donde el valor 7.758 es un factor de conversión de acres-pies a PCY (PCY/acres-pies). Por
tratarse de un yacimiento de tipo subsaturado, todo el gas original en sitio (GOES) se encuentra
disuelto en el petróleo, por lo tanto se utiliza la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆(𝑃𝐶𝑁) = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 , (4 − 5)
Ejemplo 4.1. Considere un yacimiento de petróleo con las siguientes características:
presión inicial (Pi) = 7.580 lpca; presión de burbujeo (Pb) = 5.800 lpca; porosidad () = 12,7%;
saturación de agua inicial (Swi) = 15,4%; espesor promedio (h) = 98 pies; área (A) = 950 acres,
factor volumétrico del petróleo a presión inicial (oi) = 1,4852 by/BN, relación gas-petróleo en
solución inicial (Rsi) = 780 PCN/BN. Se desea conocer los fluidos originales en sitio.
Solución: lo primero es identificar el estado del fluido a las condiciones iniciales. Como la
presión inicial del yacimiento (7.580 lpca) se encuentra por encima de la presión de burbujeo
(5.800 lpca) el yacimiento se clasifica como de tipo subsaturado, lo que quiere decir que el
volumen total del yacimiento (Vt = Axh) se encuentra saturado de petróleo y agua (Soi = 1 – Swi).
Para el cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES), se utiliza la ecuación 4-4:
𝑷𝑶𝑬𝑺(𝑩𝑵) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
=
7.758 ∗ 0,127 ∗ (1 − 0,154) ∗ 950 ∗ 98
1,4852
𝑷𝑶𝑬𝑺(𝑩𝑵) = 𝟓𝟐. 𝟐𝟓𝟎. 𝟐𝟕𝟕 𝑩𝑵
Como el yacimiento es de tipo subsaturado, todo el Gas Original en Sitio (GOES) se
encuentra disuelto y formando parte del volumen de POES. Para calcular el GOES se utiliza la
ecuación 4-5.
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𝑮𝑶𝑬𝑺(𝑷𝑪𝑵) = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
52.250.277 ∗ 780
1.000
= 𝟒𝟎. 𝟕𝟓𝟓. 𝟐𝟏𝟔 𝑴𝑷𝑪𝑵
El yacimiento cuenta con un POES = 52,3 MMBN de crudo y un GOES = 40,7 MMMPCN de
gas. Por ser un yacimiento de petróleo, al gas se le conoce como gas asociado, adicionalmente
se encuentra totalmente disuelto en el petróleo.
Yacimientos de Petróleo Saturado
Para yacimientos de tipo saturados, en los cuales se tiene gas libre inicialmente en
equilibrio termodinámico con la fase líquida, el petróleo original en sitio se calcula con la
siguiente ecuación:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑔𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 6)
Por razones prácticas, cuando se tiene un yacimiento con capa de gas (saturado) el cálculo
del volumen total yacimiento se realiza separado para la zona de petróleo y la capa de gas. De
esta manera, tanto la Soi, como la Sgi en cada zona respectiva es: Soi = Sgi = 1 – Swi. Este
procedimiento se realiza, por la disponibilidad de los datos de saturación. El dato comúnmente
calculado a través de registros de pozos y/o núcleos es la saturación de agua. Con esta
consideración la ecuación 4-6 se puede reescribir de la siguiente manera:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑔𝑖) ∗ 𝑉𝑍𝑃
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 7)
Donde el subíndice ZP se refiere a la zona de petróleo.
Para el cálculo del gas original en sitio de la capa de gas presente en los yacimientos de tipo
saturado, se utiliza la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆(¨𝑃𝐶𝑁) =
43.560 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑔𝑖
, (4 − 8)
Cuando el cálculo del volumen del yacimiento se realiza por separado para la zona de
petróleo y la zona de gas, la ecuación 4-8 se reescribe de la siguiente manera:
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𝐺𝑂𝐸𝑆(𝑃𝐶𝑁) =
43.560 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑖) ∗ 𝑉𝑍𝐺
𝛽𝑔𝑖
, (4 − 9)
Donde el subíndice ZG se refiere a la zona de gas libre.
El GOES obtenido con las ecuaciones 4-8 y 4-9 es el gas libre original que denotaremos con
el subíndice L, no obstante en el POES obtenido con las ecuaciones 4-6 y 4-7 se encuentran un
volumen de gas disuelto que puede ser calculado con la ecuación 4-5 y denotaremos con el
subíndice D, El GOES total contenido en el yacimiento es la sumatoria de estos volúmenes como
se indica en la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆𝑇(𝑀𝑃𝐶𝑁) = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿 + 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷 (4-10)
Ejemplo 4.2. Considere un yacimiento de petróleo con las siguientes características:
presión inicial (Pi) = 4.280 lpca; presión de burbujeo (Pb) = 5.800 lpca; porosidad () = 11,2%;
saturación de agua inicial (Swi) = 16,4%; volumen de la zona de petróleo (VZP) = 152.500 acres-
pies; volumen de la zona de gas (VZG) = 61.000 acres-pies, factor volumétrico del petróleo a
presión inicial (oi) = 1,3252 by/BN; factor volumétrico del gas a presión inicial (gi) =
0,00382803 PCY/PCN; relación gas-petróleo en solución inicial (Rsi) = 980 PCN/BN. Se desea
conocer los fluidos originales en sitio.
Solución: lo primero es identificar el estado del fluido a las condiciones iniciales. Como la
presión inicial del yacimiento (4.280 lpca) se encuentra por debajo de la presión de burbujeo
(5.800 lpca) el yacimiento se clasifica como de tipo saturado. Para el cálculo del Petróleo Original
en Sitio (POES), se utiliza la ecuación 4-7:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) = 7.758 ∙
∅ ∙ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∙ 𝑉𝑍𝑃
𝛽𝑜𝑖
= 7.7758 ∗
0,112 ∗ (1 − 0,164) ∗ 152.500
1,3252
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟖𝟑. 𝟓𝟗𝟏. 𝟓𝟕𝟐 𝑩𝑵
En el POES obtenido se encuentra un volumen de gas disuelto originalmente que se calcula
con la ecuación 4-5:
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑫 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
83.591.572 ∗ 980
1.000
= 𝟖𝟏. 𝟗𝟏𝟗. 𝟕𝟒𝟏 𝑴𝑷𝑪𝑵
Para el cálculo del Gas Original en Sitio libre (capa de gas) se utiliza la ecuación 4-9
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𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿(𝑀𝑃𝐶𝑁) =
43.560
1.000
∗
0,112 ∗ (1 − 0,164) ∗ 61.000
0,00382803
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑳 = 𝟔𝟒. 𝟗𝟗𝟑. 𝟎𝟏𝟑 𝑴𝑷𝑪𝑵
Finalmente el Gas Original en Sitio Total (GOEST) se obtiene empleando la ecuación 4-8:
𝐺𝑂𝐸𝑆𝑇 = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿 + 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷 = 64.993.013 + 81.919.741
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑻 = 𝟏𝟒𝟔. 𝟗𝟏𝟐. 𝟕𝟓𝟒
El yacimiento contiene un POES = 83,6 MMBN de petróleo crudo y un GOES = 146,9
MMMPCN de gas asociado, de los cuales 64,9 MMMPCN se encuentran libre y 81,9 MMMPCN
se encuentra disuelto en el POES.
4.3.2.2 Factor de recobro de primario (FRp).
El factor de recobro primario del petróleo se define como la fracción del petróleo original
en sitio que puede ser recuperado de un yacimiento. De acuerdo a la definición, el volumen
obtenido no es más que las reservas iniciales (recuperables totales). Entre las variables que
afectan la recuperación de hidrocarburos se pueden enumerar las siguientes:
Características físicas de la roca: porosidad, permeabilidad, heterogeneidad de medio
poroso, temperatura del sistema, saturación de fluidos, presiones capilares y
humectabilidad de la roca.
La presión: que representa la energía del yacimiento.
Propiedades físicas del petróleo: viscosidad, factor volumétrico, gas en solución,
gravedad API, entre otros.
Mecanismos de producción: expansión roca-fluido, expansión por gas en solución,
expansión de la capa de gas, empuje hidráulico y segregación gravitacional.
Otros factores: estas por lo general tienen que ver con las restricciones impuestas por
el operador, entre ellas se encuentran la tasa de producción, características de los pozos,
número de pozos, entre otros.
La expresión matemática en unidad porcentual para el factor de recobro primario del
petróleo, es la siguiente:
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𝐹𝑅𝑝 =
𝑁𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆
𝑥100 (4 − 11)
Donde Np son las reservas iniciales de petróleo si se calcula a la presión de abandono. A
cualquier otra presión se obtiene la recuperación porcentual de petróleo a dicha presión.
Existen algunas correlaciones para estimar el factor de recobro primario de un yacimiento,
como el método empírico del Instituto Americano del Petróleo, también llamado método de
ARPS. Esta correlación se basó en 312 cuestionarios suministrados por empresas petroleras,
setenta (70) de estos yacimientos tenían una "precisión aceptable" para la correlación de empuje
hidráulico, todos de areniscas. Se usaron ochenta (80) para la correlación de empuje por gas en
solución, de las cuales sesenta y siete (67) eran areniscas y trece (13) eran carbonatos. Los
yacimientos seleccionados fueron luego ponderados 1, 2 y 3 de acuerdo con las estimaciones de
los miembros del Subcomité sobre la calidad de los datos.
Las correlaciones fueron desarrolladas para recuperación de petróleo (no para eficiencia
de recuperación) y son como siguen:
Para empuje por gas en solución
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜𝑏
]
0,1611
[
𝑘
𝜇𝑜𝑏
]
0,0979
[𝑆𝑤𝑖]0,3722
[
𝑃𝑏
𝑃
𝑎
]
0,1741
(4 − 12)
Para empuje hidráulico
𝐹𝑅𝑝 = 54,898 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝐵𝑜𝑖
]
0,0422
[
𝑘𝜇𝑤𝑖
𝜇𝑜𝑖
]
0,0770
[𝑆𝑤𝑖]−0,1903
[
𝑃𝑖
𝑃
𝑎
]
−0,2159
(4 − 13)
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo, %
= Porosidad, fracción
Swi= Saturación de agua inicial., fracción
ob= Factor volumétrico del petróleo a Pb, BY/BN
oi= Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN
k = Permeabilidad, D
µoi =Viscosidad del petróleo a Pi, cP
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19
µob =Viscosidad del petróleo a Pb, cP
µwi =Viscosidad del agua a Pi, cP
Pi = Presión inicial, lpca
Pb = Presión de burbujeo, lpca
Pa= Presión de abandono, lpca
Para el cálculo del factor de recobro de gas en solución, el Dr Gonzalo Rojas propuso la
siguiente ecuación que aplica para yacimientos de tipo volumétrico que producen por el empuje
de gas en solución:
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [
𝑅𝑠𝑎
𝑅𝑠𝑖
] − [
1
𝑅𝑠𝑖
] ∗ [
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑔𝑎
] ∗ [
𝑆𝑔𝑎
1 − (𝑆𝑤𝑖 100
⁄ )
] (4 − 14)
𝑆𝑔𝑎 = [1 − 𝑆𝑜𝑎 −
𝑆𝑤𝑖
100
] (4 − 15)
𝑆𝑜𝑎 = [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [1 −
𝑆𝑤𝑖
100
] ∗ [
𝛽𝑜𝑎
𝛽𝑜𝑖
] (4 − 16)
Donde;
FRp= Factor de recobro de petróleo, fracción
FRgs= Factor de recobro de gas en solución, fracción
Swi= Saturación de agua inicial, %
Sga= Saturación de gas de abandono, %
Soa= Saturación de petróleo de abandono, %
βoi= Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN
βoab= Factor volumétrico del petróleo al abandono, BY/BN
ga= Factor volumétrico de gas de abandono. BY/PCN
Rsa = relación gas petróleo al abandono, PCN/BN
Rsi = relación gas petróleo inicial, PCN/BN
Ejemplo 4.3. Se tiene un yacimiento volumétrico con una presión inicial de 7.500 lpca y una
presión de burbujeo de 4.800 lpca. El yacimiento tiene una temperatura de 139 °F y el fluido que
contiene tiene una gravedad de 28 °API y el gas una gravedad específica de 0,655. Otras
características del yacimiento se presentan a continuación:
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= 14,7 % oi = 1,3287 by/BN Rsi = 850 PCN/BN
Swi = 21,3 % ob = 1,3518 by/BN Rsa = 177 PCN/BN
A = 1.230 acres oa = 1,1100 by/BN oi = 1,0205 cP
h = 85 pies Za = 0,892 ob = 0,9943 cP
Se desea conocer las reservas iniciales del yacimiento si los datos al abandono se estimaron
a una presión de 1.000 Lpca y la permeabilidad es de 85 mD.
Solución: como se indicó anteriormente, lo primero antes de iniciar los cálculos es
determinar el tipo de yacimiento de acuerdo al estado del fluido. Del análisis de los datos de
yacimiento proporcionados se puede deducir que el yacimiento es de tipo subsaturado (Pi>Pb);
otro manera de identificar el estado del fluido, a la presión inicial, es observando el
comportamiento del o (oi < ob), condición que se cumple para los yacimientos de tipo
subsaturado. Una vez que se conoce el tipo de yacimiento (volumétrico, subsaturado) se puede
elegir la ecuación a utilizar para el cálculo del POES. Se utilizará la ecuación 4-4:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
=
7.758 ∗ 0,147 ∗ (1 − 0,213) ∗ 1.230 ∗ 85
1,3287
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟕𝟎. 𝟔𝟐𝟏. 𝟖𝟐𝟔 𝑩𝑵
Para el GOES se emplea la ecuación 4 – 5, para gas en solución.
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑫 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
70.621.826 ∗ 850
1.000
= 𝟔𝟎. 𝟎𝟐𝟖. 𝟓𝟓𝟐 𝑴𝑷𝑪𝑵
No se tiene gas libre inicialmente, por lo que el GOES Total corresponde al GOES en solución
(GOESD).
Ahora se debe calcular los factores de recobro, para obtener las reservas de petróleo y gas,
respectivamente. Como ya se indicó, el yacimiento es de tipo volumétrico y subsaturado, por lo
que su mecanismo de producción predominante será la expansión por gas en solución, esto nos
permite utilizar la ecuación 4-12, para el cálculo del FRp.
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜𝑏
]
0,1611
[
𝑘
𝜇𝑜𝑏
]
0,0979
[𝑆𝑤𝑖]0,3722
[
𝑃𝑏
𝑃
𝑎
]
0,1741
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21
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
0,147 ∗ (1 − 0,213)
1,3518
]
0,1611
[
85𝑥10−3
0,9943
]
0,0979
[0,213]0,3722
[
4.800
1.000
]
0,1741
𝑭𝑹𝒑 = 𝟏𝟔, 𝟒 %
El factor de recobro calculado corresponde al gas en solución (Pb Pa) se debe calcular
también el factor de recobro por efecto de la expansión del petróleo (Pi Pb), para ello se
utilizara la siguiente ecuación (4 – 17) que aplica para yacimientos volumétricos de tipo
subsaturado.
𝐹𝑅𝑝 = (1 −
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑜𝑏
) 𝑥100 (4 − 17)
𝑭𝑹𝒑 = (1 −
1,3287
1,3518
) 𝑥100 = 𝟏, 𝟕%
El factor de recobro por efecto combinando de empuje por expansión de fluido (petróleo
crudo) y gas en solución es el siguiente:
𝑭𝑹𝒑 = 16,4 + 1,7 = 𝟏𝟖, 𝟏%
Las reservas iniciales de petróleo se obtienen con la siguiente ecuación:
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 = 𝑃𝑂𝐸𝑆𝑥𝐹𝑅𝑝 (4 − 18)
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 = 70.621.826𝑥0,181
𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒂𝒔 𝑰𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍𝒆𝒔 𝑪𝒓𝒖𝒅𝒐 = 𝟏𝟐. 𝟕𝟖𝟐. 𝟓𝟓𝟏 𝑩𝑵
Para las reservas iniciales de gas se calcula el factor de recobro del gas en solución (todo el
gas se encuentra disuelto inicialmente), para ello se emplea la ecuación 4-14, 4-15 y 4-16.
𝑆𝑜𝑎 = [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [1 −
𝑆𝑤𝑖
100
] ∗ [
𝛽𝑜𝑎
𝛽𝑜𝑖
] = [1 −
18,1
100
] ∗ [1 −
21,3
100
] ∗ [
1,1100
1,3287
]
𝑺𝒐𝒂 = 𝟎, 𝟓𝟑𝟖
𝑆𝑔𝑎 = [1 − 𝑆𝑜𝑎 −
𝑆𝑤𝑖
100
] = [1 − 0,538 −
21,3
100
]
𝑺𝒈𝒂 = 𝟎, 𝟐𝟒𝟗
22. Universidad de Oriente
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22
Se calcula el factor volumétrico del gas
𝜷𝒈𝒂 = 0,00504 ∗
𝑍𝑇
𝑃
(
𝑏𝑦
𝑃𝐶𝑁
) = 0,00504 ∗
0,892 ∗ (139 + 460)
1.000
= 𝟎, 𝟎𝟎𝟐𝟔𝟗𝟐𝟗𝟏
𝒃𝒚
𝑷𝑪𝑵
Se calcula ahora el FRgs
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [
𝑅𝑠𝑎
𝑅𝑠𝑖
] − [
1
𝑅𝑠𝑖
] ∗ [
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑔𝑎
] ∗ [
𝑆𝑔𝑎
1 − (𝑆𝑤𝑖 100
⁄ )
]
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
18,1
100
] ∗ [
177
850
] − [
1
850
] ∗ [
1,3287
0,00269291
] ∗ [
0,249
1 − (21,3 100
⁄ )
]
𝑭𝑹𝒈𝒔 = 𝟎, 𝟔𝟒𝟔
𝑭𝑹𝒈𝒔 = 𝟎, 𝟔𝟒𝟔𝒙𝟏𝟎𝟎 = 𝟔𝟒, 𝟔%
Finalmente se obtiene las reservas de gas (en solución) con la ecuación 4 – 19.
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐺𝑎𝑠 = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷𝑥𝐹𝑅𝑔𝑠 (4 − 19)
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐺𝑎𝑠 = 60.028.552𝑥0,646
𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒂𝒔 𝑰𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍𝒆𝒔 𝑮𝒂𝒔 = 𝟑𝟖. 𝟕𝟕𝟖. 𝟒𝟒𝟓 𝑴𝑷𝑪𝑵
El yacimiento caracterizado cuenta con unas reservas primarias e iniciales de 12,8 MMBN
de crudo y 38,7 MMMPCN de gas asociado, que se obtienen por el empuje combinado de la
expansión de petróleo (desde la presión inicial hasta la presión de burbujeo: 1,7%) y la expansión
por gas en solución (desde la presión de burbujeo hasta el abandono: 16,4%). En cuanto al gas, el
factor de recobro por gas en solución es de 64,6%.
4.3.3 Método de balance de materiales.
Los métodos de balance de materiales usados para estimar cantidades recuperables
involucran el análisis del comportamiento de la presión a medida que se extraen los fluidos del
yacimiento. En condiciones ideales, tales como yacimientos con agotamiento por empuje de gas
en rocas homogéneas, de alta permeabilidad y donde se encuentran disponibles datos de presión
de alta calidad, las estimaciones basadas en balance de materiales pueden ofrecer estimaciones
altamente confiables en la recuperación final a diferentes presiones de abandono. En situaciones
complejas, tales como aquellas que involucran la invasión de agua, compartamentalización,
23. Universidad de Oriente
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Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
23
comportamiento multifásico, yacimientos de múltiples horizontes o de baja permeabilidad,
lutitas o CBM, las estimaciones de balance de materiales por sí solas pueden brindar resultados
erróneos. Los evaluadores deberían ser cuidadosos tomando en cuenta la complejidad del
yacimiento y su respuesta de presión al agotamiento en el desarrollo de perfiles de incertidumbre
para el proyecto de recuperación aplicado.
4.3.4 Análisis del comportamiento de la producción.
Los análisis del cambio en caudal de producción y las relaciones de fluido de producción en
función del tiempo y la producción acumulada a medida que se extraen los fluidos del yacimiento,
brindan información útil para predecir las cantidades finales por recuperar. En algunos casos,
antes que la declinación en caudales de producción se vuelva observable, las tendencias en los
indicadores de comportamiento de producción tales como la relación gas/petróleo, la relación
agua/petróleo, la relación condensado/gas y las presiones de fondo o de flujo pueden
extrapolarse a una condición de límite económico para estimar las Reservas.
4.4 Ecuación de Balance de Materiales.
La ecuación de balance de materiales (EBM) ha sido reconocida durante mucho tiempo
como una de las herramientas básicas de los ingenieros de yacimientos para interpretar y
predecir el comportamiento del yacimiento. La EBM, cuando se aplica correctamente, se puede
utilizar para:
Estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos existentes;
Predecir la presión del yacimiento;
Calcular la afluencia de agua;
Predecir el desempeño futuro del yacimiento;
Predecir la recuperación final de hidrocarburos bajo varios tipos de mecanismos
primarios de empuje.
Aunque en algunos casos es posible resolver la EBM simultáneamente para los volúmenes
originales de hidrocarburos en sitio (GOES y POES), es decir, los volúmenes de petróleo y gas, y
la intrusión de agua, generalmente se deben conocer uno u otro a partir de otros datos o
métodos que no dependen del balance de los cálculos de balance de materiales. La precisión de
los valores calculados depende de la confiabilidad de los datos disponibles y si las características
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del yacimiento cumplen con los supuestos asociados con el desarrollo de la EBM. La ecuación
está estructurada para simplemente mantener un inventario de todos los materiales que entran,
salen y se acumulan en el yacimiento, también se le conoce como balance de masas.
El concepto de Balance de Materiales fue presentado por Schilthuis en 1936 y se basa
simplemente en el principio del equilibrio volumétrico. Establece que la extracción acumulada
de los fluidos del yacimiento es igual a los efectos combinados de la expansión del fluido, la
compactación del volumen de poros y la afluencia de agua. En su forma más simple, la ecuación
establece, sobre una base volumétrica, que la suma entre la cantidad de fluidos producidos y la
cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos presentes
inicialmente en el yacimiento y la expresión matemática es la siguiente:
Dado que hay petróleo, gas y agua en los yacimientos de petróleo, la EBM puede expresarse
para los fluidos totales o para cualquiera de los fluidos presentes. A continuación se presentan
en detalle tres formas diferentes de MBE. Estos son:
(1) MBE generalizado;
(2) MBE como una ecuación de una línea recta;
(3) Forma de Tracy del MBE.
4.5 Ecuación de Balance de Materiales Generalizada.
La EBM está diseñada para tratar el yacimiento como un solo tanque o región que se
caracteriza por las propiedades homogéneas de la roca y se describe por una presión promedio,
es decir, sin variación de presión en todo el yacimiento, en cualquier momento o etapa de
producción en particular. Por lo tanto, la EBM se conoce comúnmente como modelo de tanque
o modelo de dimensión cero (0-D). Por supuesto, estas suposiciones no son realistas, ya que los
yacimientos generalmente se consideran heterogéneos con una variación considerable de
presiones en toda su extensión. Sin embargo, se muestra que el modelo de tipo tanque predice
con precisión el comportamiento del yacimiento en la mayoría de los casos si se dispone de
presiones promedias precisas y datos de producción.
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4.5.1 Suposiciones básicas de la Ecuación de Balance de Materiales.
La EBM mantiene un inventario de todo el material que ingresa, sale o se acumula dentro
de una región durante períodos de tiempo discretos en el historial de producción. El cálculo es
más vulnerable a muchas de sus suposiciones subyacentes al principio de la secuencia de
agotamiento cuando los movimientos de los fluidos son limitados y los cambios de presión son
pequeños. El agotamiento desigual y el desarrollo parcial del yacimiento agravan el problema de
precisión. Los supuestos básicos en la EBM son los siguientes:
Temperatura constante. Se supone que los cambios de presión-volumen en el yacimiento
ocurren sin cambios de temperatura. Si se produce algún cambio de temperatura, suele ser lo
suficientemente pequeño como para ignorarlo sin un error significativo.
Características del yacimiento. El yacimiento tiene características uniformes de porosidad,
permeabilidad y espesor. Además, el cambio en el contacto gas-petróleo o petróleo-agua es
uniforme en todo el yacimiento.
Recuperación de fluidos. La recuperación de fluido se considera independiente de la tasa,
el número de pozos o la ubicación de los pozos. El elemento de tiempo no se expresa
explícitamente en el balance de materiales cuando se aplica para predecir el comportamiento
futuro del yacimiento.
Equilibrio de presión. Todas las partes del yacimiento tienen la misma presión y, por lo
tanto, las propiedades del fluido son constantes en todo momento. Por lo general, se pueden
ignorar variaciones menores en las cercanías de los pozos. Una variación sustancial de presión en
el yacimiento puede provocar un error de cálculo excesivo. Se supone que las muestras o
conjuntos de datos PVT representan las composiciones reales de los fluidos y que se han utilizado
procedimientos de laboratorios fiables y representativos. En particular, la gran mayoría de los
balances de materiales asume que los datos de agotamiento diferencial representan el flujo del
yacimiento y que los datos flash (separación instantánea) del separador pueden usarse para
corregir la transición del pozo a las condiciones de la superficie. Dichos tratamientos PVT de
"petróleo negro" relacionan los cambios de volumen con la temperatura y la presión únicamente.
Pierden validez en los casos de yacimientos de condensado de gas o petróleo volátil donde las
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composiciones también son importantes. Se pueden utilizar procedimientos de laboratorio
especiales para mejorar los datos PVT para situaciones de fluidos volátiles.
Volumen constante del yacimiento. Se supone que el volumen del yacimiento es
constante, excepto en las condiciones de expansión de rocas y agua connata o intrusión de agua
que se consideran específicamente en la ecuación. Se considera que la formación es lo
suficientemente compacta como para que no ocurra ningún cambio de volumen significativo a
través del movimiento o reacomodamiento de la formación debido a la presión de sobrecarga a
medida que se reduce la presión interna del yacimiento. El supuesto de volumen constante
también se relaciona con un área de interés a la que se aplica la ecuación.
Datos de producción fiables. Todos los datos de producción deben registrarse con respecto
al mismo período de tiempo. Si es posible, los registros de producción de gas en solución y de
capa de gas deben mantenerse por separado. Las mediciones de gravedad de gas y petróleo
deben registrarse junto con los datos de volumen de fluido. Algunos yacimientos requieren un
análisis más detallado y el balance de materiales a resolver para segmentos volumétricos. Las
densidades del fluido producidas ayudarán en la selección de los segmentos volumétricos y
también en el promedio de las propiedades del fluido. Básicamente, hay tres tipos de datos de
producción que deben registrarse para poder utilizar la EBM para realizar cálculos de yacimientos
confiables. Estos son:
(1) Los datos de producción de petróleo, incluso para propiedades que no son de interés,
generalmente se pueden obtener de varias fuentes y generalmente son bastante confiables.
(2) Los datos de producción de gas están cada vez más disponibles y son más confiables a
medida que aumenta el valor de mercado de este producto; desafortunadamente, estos datos a
menudo serán más cuestionables donde se quema gas.
(3) El término de producción de agua debe representar solo las extracciones netas de agua;
por lo tanto, cuando la inyección del agua producida se realiza en el mismo yacimiento fuente,
se eliminará la mayor parte del error debido a datos deficientes.
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Publishing Company. Tulsa Oklahoma, EEUU.
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