Metodo volumetrico

EXPERIENCIA No 1: DETERMINACION DEL PETROLEO ORIGINAL IN-SITU POR EL METODO VOLUMETRICO.

DIEGO FERNANDO TRIVIÑO COD: 2009283373

LINA MARCELA MONTENEGRO G. COD: 20121108800

SERGIO HERNAN MONJE GORDO COD: 20121109059

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA

ANALISIS DE NUCLEOS

BEINPE07-113997 GRUPO 03 - SUBGRUPO: 12

INGENIERO: RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA PETROLEOS

NEIVA

1

INDICE

1. OBJETIVOS

1.1.GENERALES

1.2. ESPECIFICOS

2. ELEMENTOS TEORICOS

3. PROCEDIMIENTO

4. TABLA DE DATOS

5. MUESTRA DE CALCULO

6. TABLA DE RESULTADOS

7. ANÁLISIS DE RESULTADOS

8. FUENTES DE ERROR

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

10.RESPUESTA AL CUESTIONARIO

11.BIBLIOGRAFÍA

2

1. OBJETIVOS

GENERALES

Determinar el volumen de petróleo original in-situ del yacimiento San Francisco 25 por el método volumétrico.

ESPECIFICOS

Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento mediante este método.

Comparar los resultados de Vb, obtenidos por otros métodos tales como el método de la integral con el método volumétrico.

Adquirir habilidad en el manejo del planímetro digital.

Dar un correcto uso a la ecuación piramidal y ecuación trapezoidal, para determinar el volumen aproximado de la zona productora.

3

2. ELEMENTOS TEORICOS

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

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

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

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

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

=0,25cm2

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

4

Planímetro móvil

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

Método trapezoidal

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

V B=12

h [ A N+ AN +1 ] Para AN / AN +1≤0,5

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

5

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

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

Método piramidal

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

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

La fórmula matemática a ser aplicada será:

V B=13

h [ AN+ AN +1+√AN∗AN +1 ] Para AN / AN +1>0,5

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

Disposición de capas de un anticlinal. Método piramidal.

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

6

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

N=7758∗∅∗V B∗(1−Sw )

Boi

Donde:

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

(BY/BS)

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

2.1.1.3 Método grafico

Se construye un grafico del área encerrada por cada contorno en función del espesor representado por cada contorno. Los puntos graficados se conectan por una curva suave y el volumen del yacimiento está representado por el área bajo la curva.

1.1.1 Petróleo original in situ

El método volumétrico para el cálculo de petróleo original se hace a través de:

N=7758∗∅∗V b∗(1−Sw)

Boi

Para aplicar el método volumétrico se requiere conocer la porosidad, la saturación inicial del agua, el volumen total del yacimiento y los factores volumétricos. La constante resulta de 43560 (ft2/acre)/5.615ft3/bl.

Vb es el volumen bruto de la roca yacimiento (acre-pie), N es el aceite original in-situ (BS), Bo, en BY/BS y ø es la porosidad en fracción.

1.1.2 Gas original in situ

7

El volumen bruto del yacimiento generalmente se expresa en acres-pies, el factor volumétrico se expresa en PCY/PCS y el volumen del gas in-situ en PCS y se calcula mediante.

G=43560∗∅∗V b∗(1−Sw )

Bg

El gas del yacimiento se calcula a condiciones iguales a las del factor volumétrico.

1.1.3 Calculo de recuperación unitaria de yacimientos volumétricos de gas

Cuando no se conoce el volumen bruto se hacen los cálculos en base unitaria (acre-pie) de volumen total de roca del reservorio. Un acre-pie contiene:

• Volumen de agua innata en PC = 43.560 * Ø * Sw

• Espacio poroso disponible para gas en PC = 43.560 * Ø * (1 - Sw)• Espacio poro del yacimiento en PC = 43.560 * Ø

El número inicial de PCS de gas en el yacimiento en la unidad es:

G=43560∗∅∗(1−Sw )

Bg

Donde G se expresa en PCS cuando Bgi se expresa en PCY/PCS. La porosidad se expresa como una fracción del Vb y la saturación de agua innata (Sw), como una fracción del volumen poroso.

1.1.4 GOES Y POES

GOES (Gas original in-situ) y COES (condensado original in-situ) se pueden determinar conociendo el gas original (G) y a partir de la fracción molar de gas condensado que es producida en superficie como gas fg.

8

3. PROCEDIMIENTO

A partir de

Utilizar

9

DETERMINACION DEL PETROLEO IN SITU POR EL METODO VOLMETRICO

Planímetro digital

Ubicar el lector de la lupa sobre un punto de partida y hacer el recorrido sobre el contorno, en sentido de rotación de las agujas del reloj, hasta llegar al punto inicial.

Tomar tres lecturas consecutivas de los datos obtenidos (áreas) y usar el promedio.

Determinar el volumen de la zona productora

Las lecturas del planímetro. Se calcula primero la razón de las áreas.

Si An/An+1 <=0,5

Utilizar:ECUACIÓN TRAPEZOIDAL.

VB=((1/2)h)*(An+An+1)

Utilizar:ECUACION PIRAMIDAL.

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

No SI

Encender el planímetro presionando la tecla ON/C, e introducir la escala del plano. Cambie las unidades en la pantalla digital, presionando UNIT .

Para visualizar el valor del área presionar la tecla AVER.

4. TABLA DE DATOS

4.1 Datos Actuales del yacimiento San Francisco 25.

Presión de Yacimiento 1172 psigTemperatura de Yacimiento 111 °FPresión de burbuja 892 psigRsb 154 PCS/BS°API 25.5

4.2 Datos de porosidad y saturación de agua de cada pozo para el yacimiento del campo San Francisco 25.

POZO ESPESOR, (hi) (ft) POROSIDAD, φ j SATURACION, Swj

SF-1 65 0,179 0,07SF-2 26 0,174 0,06SF-3 37 0,157 0,10SF-4 103 0,200 0,10SF-5 82 0,1502 0,11SF-6 68 0,1913 0,13SF-7 68 0,1259 0,23SF-8 35 0,1338 0,22

SF-11 87 0,1683 0,10SF-12 73 0,1873 0,14SF-13 48 0,1730 0,10SF-14 40 0,1600 0,19SF-15 40 0,1172 0,32SF-16 31 0,2015 0,11SF-17 36 0,1424 0,24SF-18 103 0,1869 0,07SF-20 33 0,2068 0,15SF-21 61 0,1963 0,14SF-22 91 0,1678 0,14SF-23 52 0,1727 0,15SF-24 68 0,1690 0,13SF-25 72 0,1711 0,14SF-26 95 0,1397 0,16

10

Sumar todos los volúmenes y calcular VB total

SF-27 79 0,1606 0,13SF-28 32 0,1858 0,10SF-29 93 0,1590 0,15SF-30 98 0,1864 0,12SF-32 126 0,1641 0,16SF-33 71 0,1871 0,09SF-34 55 0,1294 0,28SF-35 89 0,1654 0,18SF-39 71 0,1770 0,11SF-41 82 0,1740 0,11SF-45 33 0,1720 0,14SF-49 53 0,1675 0,18

Σ 2296

4.3 Concentración de iones disueltos en el agua de producción del pozo SF-25, realizado por CORE LAB.

Cationes p.p.m Aniones p.p.m

Sodio, Na 3100 Cloro, Cl 4900Calcio, Ca 280 Sulfato, SO4 0

Magnesio, Mg 50 Carbonato, CO3 0Hierro, Fe 0 Bicarbonato, HCO3 1050

11

5. MUESTRA DE CÁLCULO.

Muestra de cálculo de los volúmenes parciales de la roca impregnada, usando la ecuación trapezoidal y piramidal.

5.1. Cálculo de la razón de áreas:

AN

AN −1

5422.5052acres6065.2121acres

=0 .8940

5.2. Calculo del volumen bruto.

METODO TRAPEZOIDAL Y PIRAMIDAL

BASE: Para este caso la razón de áreas es 0.8940 > 0.5 se empleo el método trapezoidal, donde:

V b=h (AreaTope+ AreaBase)

2

Donde:

V b: Es el volumen bruto en (acres*ft).

AreaTope : Area en acres encerrada por la línea isópaca superior (acres).

AreaBase : Área en acres encerrada por la línea isópaca inferior (acres).

h :El intervalo en pies entre las líneas isópacas.

V b=10 ft∗(6065.2121acres+5422.5052acres)

2

V b=57438 .5865acres∗ft

12

No9: Como la razón de áreas es 0.486 < 0.5 se utilizo el método piramidal.

V b=h3( AT+ AB+√AT ¿ AB)

V b=10 ft3

(265.8081+546.8801+√(265.8081∗546.8801))acres

V b=3.333 ft (812.688+√140443.239 ) acres

V b=¿3979.45545 acres∗ft

5.3Calculo de la porosidad promedio

Para el cálculo de la porosidad promedio por espesor de arena se utiliza la siguiente ecuación:

∅=∑i=1

n

∅ i∗hi

∑i=1

n

hi

∅=388 .4732296

5.4Calculo de la saturación promedio

Para el cálculo de la saturación promedio se utiliza la siguiente ecuación:

13

Sw=∑i=1

n

h i∗Si

∑i=1

n

hi

Sw=320.2922296

5.5Calculo del Factor volumétrico de formación del petróleo a condiciones iniciales (Boi).

BO = V r∗Bofb

BOi = 0 .9984 l∗1.078 BY /BS=1.07619 BY /BS

5.6 Calculo de el volumen del petroleo original in-situ a condiciones estandar, usando el factor volumetrico de formacion del petroleo a condiciones iniciales (Boi).

POR METODO VOLUMETRICO:

N=7758∗ϕ∗V b∗(1−Sw)

Boi

N=7758∗0.169∗297994.1021acre∗ft∗(1−0.1395)

1.07619BY /BS

N= 312451599.2 BS

14

Sw=0.1395

5.7 Grafica de areas (A) contra espesor neto productor (h). Calculo de el volumen de petroleo original in-situ por el metodo de la integracion.

0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

5000.00

6000.00

7000.00

0

20

40

60

80

100

120

140

f(x) = 1.52522448440472E-06 x² − 0.0274404231711536 x + 114.439139179305R² = 0.974735336594193

Area Vs Espesor neto

Area Vs Espesor neto

Polynomial (Area Vs Espesor neto)

Area (acres)

Esp

eso

r n

eto

(ft

)

La ecuación que describe la curva con R² = 0.9747 es:

Y=2∗10−6X 2−0.0274 X+114.44

Vb= ∫1.4647

6065.2121

2∗10−6 X2−0.0274 X+114.44 dx

Vb=[( 2∗10−6 X3

3−0.0274 X2

2+114.44 X)]

1.4647

6065.2121

15

Vb=( 2∗10−5(6065.2121)3

3−0.0274 (6065.2121)2

2+582,86(6065.2121)) -

( 2∗10−5(1.4647)3

3−0.0274 (1.4647)2

2+582,86 (1.4647))

Vb=338702.64 acre∗pie

Calculo del volumen del petróleo original in-situ por el método de integración.

N=7758∗ϕ∗V b∗(1−Sw)

Boi

N=7758∗0.169∗338702.64acre∗ft∗(1−0.1395)

1.0762BY /BS

N= 355135154.6 BS

N= 355135154.6 BS * 1.076 BY /BS = 382125426.3 BY

16

6. TABLAS DE RESULTADOS

6.1 .Promedios de las Lecturas del planímetro realizado en el mapa isópaco para cada espesor.

No Área Espesor (Ft) Área promedio (Acres)

Base 0 6065.2121

1 10 5422.5052

2 20 4772.5079

3 30 4199.0749

4 40 3546.7256

5 50 2938.7248

6 60 2320.9589

7 70 1636.4991

8 80 1009.6619

9 90 546.8801

10 100 265.8081

11 110 107.5437

12 120 20.5965

13 130 1.4647

17

6.2 Volumen bruto del yacimiento San Francisco 25.

NoÁrea

(acres)Razón de

áreasEspesor (ft) Método Vb (acres*ft)

Base 6065.2121 0.8940 0Trapezoida

l57438.5865

1 5422.5052 0.8801 10Trapezoida

l50975.0655

2 4772.5079 0.88 20Trapezoida

l44857.914

3 4199.0749 0.8446 30Trapezoida

l38729.0025

4 3546.7256 0.8286 40Trapezoida

l32427.252

5 2938.7248 0.7897 50Trapezoida

l26298.4185

6 2320.9589 0.7051 60Trapezoida

l19787.29

7 1636.4991 0.6169 70Trapezoida

l13230.805

8 1009.6619 0.5416 80Trapezoida

l7782.71

9 546.8801 0.486 90 Piramidal 3979.455457

10 265.8081 0.4046 100 Piramidal 1807.904887

11 107.5437 0.1915 110 Piramidal 583.9557304

12 20.5965 0.071 120 Piramidal 91.83652376

13 1.4647 0 130 Piramidal 3.90547608

TOPE 0 Vb total: 297994.1021

6.3. Concentración de iones y cationes disueltos en el agua de producción del SF-25, realizado por Core Lab es:

Cationes ppm Fd Aniones ppm Fd

18

Sodio, Na 3100 1.00 Cloro, Cl 4900 1.00

Calcio, Ca 280 0.95 Sulfato, SO4 0 0.5Magnesio,

Mg50 2.00 Carbonato, CO3 0 1.26

Hierro, Fe 0 1.00 Bicarbonato, HCO3 1050 0.27

Cationes ppm *Fd Aniones ppm*Fd


Magnesio, Mg 100 Carbonato, CO3 0Hierro, Fe 0 Bicarbonato, HCO3 283.5

Σ 3466 Σ 5183.5

6.4 Tabla de resultados comparativos entre los métodos utilizados para el cálculo de volumen.

METODO Vb (acre*ft) N (BS)

VOLUMETRICO 297994.1021 312451599.2DE LA INTEGRAL 338702.640 355135154.6

6.5. Tabla de datos comparativos entre los métodos usados para determinar volumen del petróleo original in-situ, usando el mismo valor de Vb determinado por el método volumétrico.

METODO N (BS)

VOLUMETRICO 312451599.2Ecuación de Balance de materia 232932452

19

7. ANALISIS DE RESULTADOS.

Entre los métodos utilizados se concluyo que el método de la integral en este caso difiere del valor obtenido del método volumétrico en un porcentaje de error de 13.6%. Esto debido a que la ecuación que describe la curva tiene un r2= 0.9747, es decir no me describe exactamente la curva real de la grafica.

La ecuación de balance de materia es una herramienta practica, que de acuerdo a las condiciones del yacimiento, la podemos adecuar para determinar de manera acertada el volumen de petróleo original in-situ. Sin embargo en este caso el valor de N que nos arroja la ecuación no da un valor similar al calculado por el método volumétrico debido a que estamos asumiendo que durante el tiempo de producción del yacimiento, este ha tenido una caída de presión de 80 anual.

Al realizar el cálculo del volumen del petróleo inicial a condiciones de yacimiento y posteriormente a condiciones estándares, se comprueba que debido a los cambios de temperatura y principalmente de presión, el gas que se encuentra en solución con el petróleo se libera y por tanto el volumen de petróleo que obtenemos en superficie es mucho menor.

20

8. FUENTES DE ERROR

En la determinación de áreas a partir del mapa estructural, y por consiguiente en el cálculo del petróleo original in situ se pudieron haber cometido varios errores, por lo cual se mencionan a continuación:

o Una de las fuentes de error posiblemente se presento a la hora de delimitar

el área de cada contorno del mapa con el manejo del planímetro, esto debido principalmente a la poca experiencia en el uso del instrumento de medición.

o Aunque para nuestros cálculos hayamos tomado un área promedio de cada

contorno medido por cada estudiante, la exactitud de delimitar cada contorno tiene que ver con la sagacidad visual de cada estudiante que realizo el trabajo, por lo tanto cada medición está determinada por un porcentaje de error no constante.

o En presencia de los diversos fenómenos geológicos en el mapa estructural

tales como fallas, posiblemente la persona que estaba delimitando el contorno pudo haber cometido algún error.

o Como el cálculo del volumen bruto se hizo sobre los datos de espesores y

áreas promedios facilitados por el autor del mapa isopaco, posiblemente en la realización de dicho mapa se presento algún error con el paquete usado.

o El proceso de redondeo es decir los decimales que no se tienen en cuanta

en los cálculos matemáticos, por exceso o por defecto contribuye a incrementar el margen de error ya originado por las fallas anteriores.

21

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los mapas isopacos junto con el planímetro son herramientas muy

importantes y de suma utilidad porque nos permiten con mucha facilidad

determinar áreas entre contornos, por consiguiente el volumen de un

yacimiento, y finalmente calcular volumen de petróleo original in-situ.

Cuando determinamos el volumen bruto de la parte superior de la estructura

se evalúa el área del último contorno, con el tope de la estructura,

multiplicando el Vb por 0.8, debido que en esta zona no presenta una forma

característica, y por ende, este factor suaviza la parte superior de la

estructura, generando una forma semiesférica.

Los factores que afectan principalmente el cálculo del volumen del petróleo

original in-situ, mediante el método volumétrico, dependen principalmente de

una lectura precisa de las áreas con el planímetro, y de una correcta elección

ya sea de las ecuaciones o del método utilizado para determinar el volumen

a partir de las áreas.

El método de la integral es confiable siempre y cuando se encuentre una

curva precisa (R2=1) que describa con exactitud la curva real. En esa

condición el volumen calculado con las ecuaciones trapezoidal y piramidal va

hacer similar.

22

10. RESPUESTA AL CUESTIONARIO EN CLASE.

1. INVESTIGAR SOBRE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO SAN FRANCISCO, ESTADO ACTUAL Y HISTORIA DE PRESION Y PRODUCCION.

Historia del campo

Descubierto en Marzo del año 1985, hace parte del contrato “Asociación Palermo”,

entre HOCOL Y ECOPETROL. Inicialmente el campo produjo bajo el mecanismo

de producción primaria, gas en solución con un soporte muy limitado del acuífero,

hasta el año 1988 cuando se inicio la inyección de agua. Los volúmenes iniciales

de inyección fueron muy bajos, 5000 bwpd, incrementándolos posteriormente a

25000 bwpd con agua transferida de la concesión Neiva 540, sin embargo esta

inyección no ha sido suficiente para llenar el vacío del yacimiento. La producción

acumulada hasta marzo de 1993 es de 55.4 Mstb de petróleo, 6.0 Mstb de agua y

24 Bcf de gas. La inyección acumulada de agua es de 15 Mbbls y 1 Bcf de gas.

Con base en balance de materiales el vacío total acumulado del yacimiento es de

54 Mrb. El excesivo vacío del yacimiento ha producido una caída de presión

rápida, incremento del GOR y la regeneración de una capa de gas.

La mayoría de los pozos producen en ambas formaciones (Ukb, Lkb), por esta

razón es difícil probar individualmente las arenas en cada pozo y determinar la

23

producción individual de cada zona para efectuar un balance de las reservas en

cada una de las zonas productoras.

Descripción del yacimiento.

El relieve total de la estructura es aproximadamente de 1750 pies. El contacto

agua aceite original estaba localizado a 820 pies bajo el nivel del mar para Ukb y

770 pies bajo el nivel del mar para Lkb, teniendo como resultado una columna de

aceite de 1170 pies. La presión original del yacimiento era de 1100 psi a una

profundidad de referencia de 300 pies bajo el nivel del mar. El yacimiento

originalmente se encontró por encima de su presión de burbuja. Esta presión es

de 950 psi.

La viscosidad del petróleo en el fondo es de 7 cp al punto de burbuja

(Temperatura del yacimiento 125º F), y contiene 3.0 % por peso de asfáltenos y

7.0 % de parafinas, la RGA original es 160 scf/bbl. El yacimiento es humectado

por aceite, situación que complica la interpretación petrofisica, además hay

incertidumbre respecto a la salinidad del agua. La saturación residual de aceite

determinada por métodos convencionales está en el rango de 20% a 40 %. Las

permeabilidades varían entre 50 y 300 mD para Lkb y 2000 mD para Ukb. El

petróleo original in-situ en el yacimiento, STOIIP, es de 507 Mstb con un gas

asociado de 81 Bcf. El factor de recobro estimado con inyección de agua es de 32

%. El recobro de gas se estima en 43 Bcf. La producción al año 2001 es de 24000

stb/d de crudo y 37000 stb/d de agua y una Rga promedio de 400 scf/sb.

24

El mecanismo de producción es gas en solución con un acuífero muy limitado. La

principal incertidumbre al año 2001 fue la continuidad de las arenas productoras

ya que en alto fallamiento y las discontinuidades estratigráficas tienen un alto

efecto sobre esta y sobre el manejo mismo del yacimiento. Como consecuencia

del soporte tan limitado del acuífero la presión cayo rápidamente de 1100 a 850

psi o sea 100 psi por debajo del punto de burbuja. La distribución de presión es

muy irregular debido a la discontinuidad de las zonas productoras en algunas

áreas, o sea que las arenas Ukb y Lkb muestran diferentes niveles de presión,

siendo Ukb la zona con mayor declinación debido a su alta productividad. La

presión mínima es de 600 psi y se encuentra en la parte sur de la estructura.

2. CUÁL ES EL DIAGRAMA DE FASES DE LOS FLUIDOS (PETRÓLEO Y GAS) DEL YACIMIENTO SAN FRANCISCO, CON LA FORMACIÓN DEL PVT DEL SF-25.

NOTA: Por medio del grafico obtenido podemos observar que el Yacimiento San Francisco 25 es un yacimiento subsaturado, ya que la presión inicial es mayor a la presión del punto de burbuja. Al mismo tiempo se logra corroborar que tal como se esperaba este

25

es un yacimiento de petróleo, pues el punto cricondembárico se encuentra a la izquierda del punto crítico, del mismo modo, basados en la distancia que existe entre estos dos puntos, se puede decir que se trata de un yacimiento de petróleo negro ordinario. Comparando la presión calculada con la observada, se encuentra un error de 3.32%, el cual no resulta tan alto, sin embargo, cabe aclarar que estas fueron las correlaciones que más se ajustaron a los datos del PVT, y que el porcentaje de error presentado con las otras correlaciones era casi de un 56%; por lo tanto, el uso de este Software en la pronostico de las propiedades de un yacimiento no resulta siempre confiable, ya que sus resultados dependen de las correlaciones utilizadas, y su uso sería realmente útil en otros tipos de pruebas como son las Pruebas Flash.

3. ELABORAR EL MODELAMIENTO TRIDIMENSIONAL DEL ESTRUCTURAL CON EL SOFTWARE DISPONIBLE, CON LA INFORMACION DEL PLANO 3D Y DETERMINAR LAS COORDENADAS GAUSS Y UBICAR LA ZONA EN EL MAPA DE COLOMBIA.

26

MAPA ISOPACO SAN FRANCISCO 25.

MAPA ISOPACO EN 3D.

27

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

Información de pozo:

o Py: 1172 psig

o Ty: 111 °F

A. SEPARADOR DE ÓPTIMAS CONDICIONES

Separator Presure

Psig

SeparatorTemperature

°F

Gas/oil Ratio

(1)

Gas/oil Ratio

(2)

Stock Tank Oil Gravity°API a 60°F

Formation Volume Factor

Bofb (3)

Separator Volume Factor

(4)

Specific Gravity Of Flashed

Gas

100a0

90

90

127

25

130

25Rsfb=155

27.4 1.0781.024

1.012

0.674

1.073

(1) Relación gas en solución por barril de petróleo a presión y temperatura indicada(2) Relación gas en solución a 14.7 psia y 60°F por barril del petróleo de tanque a 60°F(3) Barriles de petróleo a condiciones de yacimiento por barril de petróleo a condiciones de

tanque.(4) Barriles de petróleo a la presión y temperatura indicada por barril de petróleo del tanque a 60°F

NOTA: Este separador fue escogido, debido a que es el que presenta mayor API, menor factor volumétrico y menor relación gas-petróleo.

B. PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL A 111 °F

Presión (psig) Rsd (PCS/BS) Bod (BY/BS)

892 Pb 154 1.075750 133 1.069600 111 1.062450 87 1.054300 63 1.047150 38 1.037

30

0 0 1.021NOTA: Fueron escogidos de la prueba de liberación diferencial del PVT, solo los datos necesarios para realizar el problema.

C. DATOS DE LA LIBERACION DIFERENCIAL AJUSTADOS A LAS CONDICIONES ÓPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL MÉTODO DE AMYX ET AL. Y DAKE.

Presión (psig) Rs (PCS/BS) Bo (BY/BS)

1172 Pr 155.00 1.07627892 Pb 155.00 1.0780

750 133.941 1.0719600 111.88 1.0649450 87.813 1.0569300 63.746 1.0498150 38.676 1.0378

0 0.57 1.0239

NOTA: Estos resultados fueron obtenidos a partir del ajuste de la liberación diferencial a condiciones de óptimas del separador por el método de AMYX ET AL. Y DAKE.

MÉTODO DE AMYX ET AL. Y DAKE: Amyx Et Al. Y Dake propusieron un método para construir las curvas de Bo y Rs usando los datos provenientes de una prueba de liberación diferencial en conjunto con los datos experimentales de una prueba de separadores, para un sistema dado de condiciones del separador. En este método se utilizan las siguiente ecuaciones:

o Rsi=Rsfb−( Rsdb−Rsdi )[ BofbBodb ]

Rsi: Relación gas de solución petróleo a presión des por debajo del punto de burbuja, PCS/BS.

Rsbd: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja obtenido de la prueba de liberación diferencial. PCS/BS.

31

Rsbf: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja obtenido de la prueba de separador, PCS/BS.

Rsdi: Relación gas en solución petróleo a la presión por debajo del punto de burbuja, obtenido de la prueba de la liberación diferencial, PCS/BS.

Bobd: Factor volumétrico del petróleo de la liberación diferencial

en el punto de burbuja a las condiciones del tanque, BY/BS.

Bobf: Factor volumétrico del petróleo de la liberación instantánea


o Boi=Bobf ∗Sod

o Sod=[ BodBodb ]

Boi: Factor volumétrico del petróleo a presiones por debajo del

punto de burbuja BY/BS.





Bodi: Factor volumétrico del petróleo obtenido de la prueba de

liberación diferencial, BY/BS.

Sod: Factor de merma.

o Bo=Bobf∗Vr

Bo: Factor volumétrico del petróleo a presiones por encima del


32



Vr: Volumen relativo generado de la prueba de composición

constante.

MUESTRA DE CALCULO

o Se le realizara el cálculos teniendo en cuenta los siguientes datos:

P= 750 psig.

Bodi= 1.069 BY/BS

Bobd= 1.075 BY/BS

Bobf= 1.078 BY/BS

Bodn= 1.021 BY/BS

Rsdi= 133 PCY/BS

Rsbf= 155 PCY/BS

Rsbd= 154 PCY/BS

o Relación gas en solución:

Rsi=Rsfb−( Rsdb−Rsdi )[ BofbBodb ]

Rsi=155−(154−133 )(1.0781.075

)

Rsi=133.941PCS /BS

o Factor Volumétrico para presiones por debajo del punto de burbuja:

Sod=[ BodBodb ]

Sod=[ 1.0691.075 ]

33

Sod=0.9944

Boi=Bobf ∗Sod

Boi=1.078∗0.9944

Boi=1.0719BY /BS

o Calculo para el factor volumétrico a una presión por encima del punto de

burbuja.

P=1172 psig

Vr=0.9984

Bofb=1.078 BYBS

Bo=Vr∗Bofb

Bo=0.9984∗1.078

Bo=1.07627 BY /BS

34

GRAFICAS

o Grafica # 01

0 200 400 600 800 1000 1200 14000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Presión vs Rs

Presión (psig)

Rs (

PCS/

BS)

o Grafica #02

0 200 400 600 800 1000 1200 14000.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

1.09

Presión vs Bo

Presión (psig)

Bo (B

Y/BS

)

35

D. DATOS DE LA LIBERACION DIFERENCIAL AJUSTADOS A LAS CONDICIONES ÓPTIMAS DEL SEPARADOR POR EL MÉTODO DE MUHAMMADA A. AL MARHOUN.

Presión (psig) Rs (PCS/BS) Bo (BY/BS)

1172 Pr 155.00 1.07627892 Pb 155.00 1.0780

750 133.86 1.0716600 111.72 1.0643450 87.575 1.0560300 63.410 1.0480150 38.250 1.0378

0 0 1.0210

NOTA: Estos resultados fueron obtenidos a partir del ajuste de la liberación diferencial a condiciones de óptimas del separador por el método de MUHAMMADA A. AL MARHOUN.

MÉTODO DE MUHAMMADA A. AL MARHOUN: Este método de ajuste para los datos de liberación diferencia a las condiciones de separador, corrige las desventajas del método de ajuste de Amyx et al. Y Dake se centra en las siguientes ecuaciones:

o Rsi=Rsdi [ RsbfRsbd ]

Rsi: Relación gas de solución petróleo a presión des por debajo

del punto de burbuja, PCS/BS.

Rsbd: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja

obtenido de la prueba de liberación diferencial. PCS/BS.

Rsbf: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja

obtenido de la prueba de separador, PCS/BS.

Rsdi: Relación gas en solución petróleo a la presión por debajo

del punto de burbuja, obtenido de la prueba de la liberación

diferencial, PCS/BS.

36

o Boi=Bobf +Ci (Bodn−Bobf )

o Ci=[ Bodb−BodiBobd−Bodn ]

Bio: Factor volumétrico del petróleo a presiones por debajo del






Bodi: Factor volumétrico del petróleo obtenido de la prueba de

liberación diferencial, BY/BS.

Ci: Variable definida por la ecuación.

MUESTRA DE CALCULO

o Se le realizara el cálculos teniendo en cuenta los siguientes datos:

P= 750 psig.

Bodi= 1.069 BY/BS

Bobd= 1.075 BY/BS

Bobf= 1.078 BY/BS

Bodn= 1.021 BY/BS

Rsdi= 133 PCY/BS

Rsbf= 155 PCY/BS

Rsbd= 154 PCY/BS

37

o Relación gas en solución:

Rsi=Rsdi [ RsbfRsbd ]

Rsi=133[ 155154 ] Rsi=133.86 PCS /BS

o Factor Volumétrico:

Ci=[ Bodb−BodiBobd−Bodn ]

Ci=[ 1.075−1.0691.075−1.021 ] Ci=0.111

Boi=Bobf +Ci (Bodn−Bobf )

Boi=1.078+0.111 (1.021−1.078 )

Boi=1.0716BY /BS

o Calculo para el factor volumétrico a una presión por encima del punto de

burbuja. P=1172 psig

Vr=0.9984

Bofb=1.078 BYBS

Bo=Vr∗Bofb

Bo=0.9984∗1.078

Bo=1.07627 BY /BS

38

GRAFICAS

o Grafica # 01

0 200 400 600 800 1000 1200 14000

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Presión vs Rs

Presión (psig)

Rs (

PCS/

BS)

o Grafica #02

0 200 400 600 800 1000 1200 14000.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

1.09

Presión vs Bo

Presión (psig)

Bo (B

Y/BS

)

39

E. ANALISIS DE DATOS

Grafico 1: En el grafico encontramos el comportamiento de la relación gas en solución petróleo con el aumento de la presión, en el podemos observas que el Rs es proporcional a la presión, esto quiere decir, que si la presión disminuye el Rs también lo hace. Debemos tener en cuenta que este comportamiento solo lo tiene en las presiones por debajo del punto de burbuja donde trabajamos a condiciones de un yacimiento saturado. Para presiones por encima del punto de burbuja el Rs se mantiene constante ya que se trabaja a condiciones de un yacimiento subsaturado y estas son características de ambos.

Grafico 2: En este grafico encontramos el comportamiento del factor volumétrico con el aumento de la presión. En el observamos que a medida que la presión aumenta hasta llegar al punto de burbuja el factor volumétrico también aumenta, esto quiere decir que a medida que la presión se acerca al punto de burbujeo el cambio de volumen que experimentara nuestro crudo al pasar de condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie será mayor. Comportamiento totalmente inverso tiene cuando la presión es mayor a la presión en el punto de burbujeo, el efecto de la expansión del liquido y o liberación del gas en solución será menor, por lo tanto el cambio en volumen en nuestro barril de crudo será menor.

Otro dato importante para recalcar es el 0.57 (PCS/BS) que nos da el Rs con el método de Amyx et al y Dake cuando la presión esta en 0 psig y el Rsd arrojado por la prueba de liberación diferencia es 0. Debemos tener en cuenta que este ajuste presenta esta desventaja, ósea, al tener datos de la relación gas en solución petróleo a bajas presiones los valores dan negativos o dan inaceptable por lo que no se ajustan a la realidad.

40

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

A. Ya en el punto anterior escogimos el separador de optimas condiciones, en este punto veremos la composición del gas en dicho separador.

B. Composición del gas a 100 psig y a 90 °F ( condiciones del separador)

COMPONENTES % MOLAR

CO2 Carbon Dioxide 3.30N2 Nitrogen 0.23C1 Methane 86.55C2 Ethane 5.51C3 Propane 2.14iC4 i-Butane 0.69nC4 n-Butane 0.70iC5 i-Pentane 0.30nC5 n-Pentane 0.19C6 Hexane 0.18

C7 + Heptano plus 0.21100

Se tiene en cuenta el ajuste de Meehan para el gas asociado y con el calculamos sPc y sTc.

o Se halla primero la gravedad específica de los componentes de

hidrocarburos puros en la mezcla (ɣghc).

ɣghc=ɣg−0.967Y N2

−1.52Y CO2−1.18Y H 2S

1−Y N2−Y CO2

−Y H 2S

o Teniendo en cuenta que no hay presencia de H2S, y teniendo en cuenta

los datos que ofrecía el PVT, aplicamos la ecuacion:

ɣghc=0.674−0.967( 0.23

100)−1.52( 3.3

100)

1−(0.23100

)−(3.3100

)

41

ɣghc=¿0.664

Ahora se determina la presión y temperatura pseudocríticas de la mezcla de componentes de hidrocarburos puros, en este caso usando la fórmula para gases condensados o asociados:

o Presión:

sPch=706−51.7 ( ɣ ghc )−11.1(ɣ ¿¿ghc )2¿

sPch=706−51.7 (0.644 )−11.1 (0.644 )2

sPch=668.102 psia

o Temperatura:

sTch=187+330 (ɣ ghc )−71.5(ɣ ¿¿ghc )2¿

sTch=187+330 (0.644 )−71.5 (0.644 )2

sTch=369.867 ° F

Seguido a esto, se determina la temperatura y la presión pseudocritica de la mezcla total, con la fórmula:

o Presión:

sPc=(1−Y N2−Y CO2

−Y H 2S ) sPch+493 (Y N2 )+1071 (Y CO2 )+1306 (Y H 2S ) ,Psia

sPc=(1−0.0023−0.033 )668.102+493 (0.0023 )+1071 (0.033 )

sPc=680.995 psia

o Temperatura:

sTc=(1−Y N2−Y CO2

−Y H 2S ) sTch+227.6 (Y N2 )+547.9 (Y CO2 )+672.7 (Y H2 S ) ,° R

sTc=(1−0.0023−0.033 )369.867+227.6 (0.0023 )+547.9 (0.033 )

sTc=375.415 ° R

42

Con la temperatura y la presión pseudocríticas corregidas, se aplica el método

de Witchert-Aziz:

A=Y CO2+Y H 2S∧B=Y H 2S

∈=120 ( A0.9−A1.6 )+15 ( B0.5−B4 )

sTc∗¿ sTc−∈

sPc∗¿(sPc)¿¿

o Realizando las operaciones se tiene:

A=0.033∧B=0

∈=120 (0.0330.9−0.0331.6 )=5.058

sTc∗¿462.6607 ° R – 4.495

sTc∗¿370.357 ° R

sPc∗¿(680.995 Psia . ) (370.357 ° R )

375.415 ° R

sPc∗¿671.82Psia .

Cuando ya se cuenta con las presiones y temperaturas pseudocríticas

corregidas, es posible calcular las presiones pseudoreducidas (por debajo de

Pb) y la temperatura pseudreducidas (a temperatura del yacimiento).

o Debido a que se deben manejar únicamente unidades absolutas

Ty=111+459.67=570.67 ° R

o Temperatura pseudoreducida:

43

sTr= TsTc∗¿¿

sTr= 570.67 ° R370.357 ° R

sTr=1.541

o Presión pseudoreducida (presión de muestra: 750 Psig.):

sPr= PsPc∗¿¿

sPr= 764.7 Psia671.82Psia

sPr=1.138

o Con estos valores se observa en las graficas de Standing Katz, y se

halla el Z, el cual dio para esta presión:

Z=0.9

Ya se tiene Z, ahora se puede calcular el Bo a dicha presión.

o La ecuación para obtener el factor volumétrico del gas (Bg) en

(PCY/PCS) es:

Bg=0.02827∗ZTP( psia)

o Y el (Bg) expresado en (BY/PCS) se describe como:


o Se tiene:

Z=0.9

44

P=750 p sig=764.7 psia

Ty=570.67 ° R .


Bg=0.02827∗(0.9x 570.67)

764.7

Bg=0.01898 PCY /PCS


Bg=0.00504∗(0.9x 570.67)

764.7

Bg=3.385 E−03BY /PCS

De la misma manera se calcula el Bg para diferentes presiones por debajo del punto de burbuja.

Presión(psig)

Temperatura(°F)

sTr sPr ZBg

(PCY/PCS)Bg

(BY/PCS)

892 Pb 111 1.541 1.3496 - - -750 111 1.541 1.1383 0.9 0.01899 3.385E-03600 111 1.541 0.9150 0.92 0.02415 4.305E-03450 111 1.541 0.6917 0.94 0.03263 5.818E-03300 111 1.541 0.4684 0.955 0.04896 8.728E-03150 111 1.541 0.2452 0.973 0.09531 1.699E-02

0 111 1.541 0.0219 - - -

45

GRAFICAS

o Grafica N° 1

100 200 300 400 500 600 700 8000.00000

0.02000

0.04000

0.06000

0.08000

0.10000

0.12000

Presión vs Bo

Bg (PCY/PCS)Bg (BY/PCS)

Presión (psig)

Bo

NOTA: En la grafica encontramos un comportamiento normal del Bg con respecto a la presión, esto quiere decir, un comportamiento inversamente proporcional, a medida que la presión va aumentando, el Bg va disminuyendo. Podemos observar también el Bg=0 cuando la presión llega al punto de burbuja, de allí podemos deducir que este comportamiento se presenta debido a que en esta presión ya no se encuentra gas libre, se encuentra todo en solución.

46

6. CALCULAR EL PETROLEO ORIGINAL IN-SITU EN BY Y BS, POR ACRE – PIE Y ESTIMARLO EN EL YACIMIENTO.

Datos para calcular N en BY y BS

Vb (Acre – pie)Saturacion de

agua connata (Sw)Porosidad

promedio (Ø)

Factor volumétrico del petróleo

(BY/BS) @ 1172 psig

297994.1021 0.1395 0.169 1.076

N=7758∗Vb∗∅∗(1−SW )

Boi

Se procede al cálculo del petroleo original in situ en acre-pie

N=Vb∗∅∗(1−SW ) , Acre−pie

N=297994.1021∗0.169∗(1−0.1395)

N=43335.6433 Acre−pie

Ahora se calcula el petróleo original in situ en el yacimiento en BY,

N=Vb∗7758∗∅∗(1−Sw), BY

N=297994,1021∗7758∗0,169∗(1−0,1395)

N=336197920.7BY

A continuación se calcula el petróleo original in situ en BS,

N=7758∗Vb∗∅∗(1−Sw)

Boi, BS

47

N=7758∗297994,1021∗0,169∗(1−0,1395)

1.076, BS

N=312451599BS

7. CALCULAR EL GAS TOTAL EN SOLUCIÓN EN EL PETROLEO ORIGINAL EN PCS.

Datos a la Pi:

Presión

(Psig)

Bo

(BY/BS)

Rs

(PCS/BS)

1172 1.076 155

GSPO=N (BS)*Rs (PCS/BS )

GSPO=313435707.6BS ×155PCSBS

GSPO=4.858253468×1010PCS

48

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

La concentración de iones disueltos en el agua de producción del SF-25 realizado por CORE LAB es:

CATIONES p.p.m ANIONES p.p.m


Magnesio, Mg 50 Carbonato, CO3 0Hierro, Fe 0 Bicarbonato, HCO3 1050

o Para calcular el Bw del agua nos guiaremos por la correlación de

Numbere, Brigham y Standing, que es la siguiente:

Bw=[A+B ( P )+C (P)2]C sal

A=O .9911+ [6.35E−5 (T ) ]+ [8.5 E−7 (T )2 ]

B=(−1.093 E−6 )+[3.497 E−9 (T ) ]−[4.57E−12 ( T2 ) ]

C=(−5 E−11)−[6.429 E−13 (T ) ]+[1.43 E−15 (T2 ) ]

C sal=1+NaCl [5.1x 10−8 ( P )+(5.47 x10−6−1.95 x 10−10 ( P )) (T−60 )+ (−2.23 x10−8+8.5 x1013 (P ) ) (T−60 )2 ]

NaClequivalente=∑ ióni(Fdi)

Los factores de conversión para reducir la salinidad en partes por millón, ppm, de diferentes iones a la salinidad equivalente NaCl son los siguientes:

IONES FACTOR, FdSodio 1

Potasio 1Calcio 0.95

Magnesio 2Sulfato 0.5Cloro 1

Bicarbonato 0.27Carbonato 1.26

Hierro 1

Se calculan las variables:

49

IONES p.p.m Fd. p.p.m * FdSodio, Na 3100 1 3100Calcio, Ca 280 0.95 266

Magnesio, Mg 50 2 100Hierro, Fe 0 1 0Cloro, Cl 4900 1 4900

Sulfato, SO4 0 0.5 0Carbonato, CO3 0 1.26 0

Bicarbonato, HCO3 1050 0.27 283.5∑ 8649.5

Se halla el NaClequivalente

o NaClequivalente=∑ ióni(Fdi)

o NaClequivalente=8649.5 ppm

o Teniendoencuenta que el NaCl en porcentaje ,1%=10000 ppm por lotanto

o NaClequivalente=0.86495%

Se calcula C sal con una presión de 750 psig y una temperatura de 111°F

o

C sal=1+NaCl [5.1x 10−8 ( P )+(5.47 x10−6−1.95 x 10−10 ( P )) (T−60 )+ (−2.23 x10−8+8.5 x1013 (P ) ) (T−60 )2 ]o

C sal=1+0.85495 [5.1 x10−8 (764.7 )+(5.47 x10−6−1.95 x10−10 (764.7 ) ) (111−60 )+(−2.23 x10−8+8.5x 1013 (764.7 ) ) (111−60 )2 ]o C sal=1.000532

Se calcula A, B y C

o A=O .9911+ [6.35E-5 (T ) ]+[8.5E−7 (T )2 ]o A=O .9911+ [6.35E-5 (111 ) ]+[8.5E−7 (111 )2 ]o A=1.0086

o B=(−1.093E-6 )+[3.497E-9 (T ) ]−[4.57E-12 (T 2 ) ]

50

o B=(−1.093E-6 )+[3.497E-9 (111 ) ]−[4.57E-12 (1112 ) ]o B=−7.6114 E−7

o C=(−5E-11 )−[6.429E-13 (T ) ]+ [1.43E-15 (T2 ) ]o C=(−5E-11 )−[6.429E-13 (111 ) ]+ [1.43E-15 (1112 ) ]o C=−1.03743 E−10

Se remplaza los valores y se tiene:

o Bw=[A+B ( P )+C (P)2]C sal

o Bw=¿

o Bw=1.00903 BY /BS

Con el mismo procedimiento se obtiene la siguiente tabla

PRESION (psig) Bw (BY/BS)

5000 0.99776

4000 0.99942

3000 1.00208

2000 1.00472

1500 1.00672

1172 1.00804

1000 1.00824

892 1.00854

750 1.00903

600 1.00956

450 1.01208

300 1.01292

150 1.01339

51

GRAFICOS

Grafico N° 01

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

PRESIÓN vs Bw

Presión (psig)

Bw (B

Y/BS

)

NOTA: En el grafico se puede observar el comportamiento que tiene el Bw con respecto al cambio de presión; Entre mas se eleve la presión, menor va a ser el Bw. Es poco el cambio volumétrico que sufre el agua respecto al cambio de presión.

52

9. CALCULAR EL GAS ORIGINAL IN-SITU EN PCY Y PCS, POR ACRE-PIE Y ESTIMARLO EN EL YACIMIENTO, SUPONIENDO QUE EL YACIMIENTO SAN FRANCISCO ES UN YACIMIENTO DE GAS.

De la pregunta 4. Se calculo la sPc¿ y sTc¿ ajustado por el método por el método Wichert-Aziz por presencia de CO2 y H2S:

sTc¿=370.44 º R sPc¿=671.79 psia

Se calcula la sTr y sPr para la presión inicial del yacimiento

sPr=PPc

sPr=1186.7 psia671.79 psia

sPr=1.76

sT r=TTc

sT r=571 º R370.44 º R

sT r=1.54

Con estos datos, se obtiene el factor de compresibilidad para la presión inicial en la gráfica de Presion vs factor de compresibilidad.

Z=0.86

Se procede a calcular el factor volumétrico del gas para la presión inicial del yacimiento

Presión (psia) sPr sTr Z

53

1186.7 1.76 1.54 0.86

Bg=0.02827 zTP ( PCY

PCS )Bg=0.02827 0.86∗571

1186.7

Bg=0.01169821 PCYPCS

Se procede al cálculo del gas original in situ en acre-pie

G=Vb∗∅∗(1−SW ) , Acre−pie

G=297994.1021∗0.169∗(1−0.1395)

G=43335.6433 Acre−pie

Ahora se calcula el gas original in situ en PCS,

G=Vb∗43560∗∅∗(1−SW )

Bgi,PCS

G=297994,1021∗43560∗0,169∗(1−0,1395)

0.01169821,PCS

G=1.613666212 x1011PCS

A continuación se calcula el gas original in situ en el yacimiento en PCY,

G=Vb∗43560∗∅ × (1−SW ) ,PCS

G=297994,1021∗43560∗0,169∗(1−0,1395 ) ,PCY

54

G=1887700622 PCY

55

10. Con el propósito de evaluar petróleo in-situ más probable del yacimiento San francisco, seleccione el método de evaluación más exacto (balance de materia), graficas el comportamiento de la producción como una función del tiempo y aplique el balance de materia para cada caída de presión.

Como en la Ecuación de Balance de materia, desconocemos la caída de presión real que ha tenido el yacimiento después de que inicio su producción, determinamos el tiempo al cual el yacimiento ha tenido un ΔP=80. Para esto partimos de calcular N, con distintos valores de Np, hasta que el valor del petróleo original encontrado por EBM se acerque al valor calculado por el método volumétrico.

A continuación se tabula los valores arrojados de N, para cada valor de Np, con su respectiva fecha.

Fecha Np N

abr-85 20000 85073941.5may-85 54760 232932452jun-85 111513 474342522jul-85 187458 797389547

ago-85 284708 1211061587sep-85 455212 1936333954oct-85 707426 3009175908nov-85 865068 3679737222dic-85 1153861 4908175162ene-86 1505574 6404255722feb-86 1806855 7685813831mar-86 2155141 9167316971abr-86 2437236 1.0367E+10

La fila sombreada representa el valor más aproximado de N, comparado con el método volumétrico. Es decir que la caída de presión de 80 se dio para este yacimiento en un tiempo de 2 meses después de iniciada su producción.

POR ECUACION DE BALANCE DE MATERIA:

56

N=NP (BO+Bg ( RP−R s ))−(W e−W P)Bw

BO−BOi+m BOi( Bg

Bgi

−1)+Bg ( Rsi−R s )+BOi (1+m )(Cw SW+C f

1−SW)ΔP

Con un ΔP=80 anual, y teniendo encuenta que la Pi= 1172 psig tendriamos que la presion del yacimiento estaria en P= 1092 psig = 1106.7psia. Como Pb = 892psig, significaria que despues de pasado un año el yacimiento continua estando a condiciones subsaturadas.

La ecuacion de balance de materia para Yacimientos subsaturados, queda:

N=N P (BO )

BO−BOi+BOi(Cw SW+C f

1−SW)ΔP

57

Donde:

C f =97.32∗10−6

(1+55.871∅ )1.42859= 97.32∗10−6

(1+55.871∗0.169)1.42859

C f =¿3.41009*10−6/psi

Muestra de calculo de Cw usando la correlacion de Meehan para una presion promedio Pprom= 1146.7 psia.

C℘=A+B (T )+C (T )2

106

A= 3.8546 – 0.000134(P) = 3.8546 – 0.000134(1146.7 psia)

A = 3.701

B= -0.01052+4.77¿10−7 ( P ) = -0.01052+4.77¿10−7 (1146.7 psia )

B=¿-0.0099

C= 3.9267¿10−5 -8.8¿10−10 (P) = 3.9267¿10−5 -8.8¿10−10 (1146.7 psia)

C = 3.826*10−5

C℘=3.701+((−0.0099 )∗(111° F ))+3.826∗10−5(111° F )2

106 C℘=¿ 3.06531E-06/psi

58

Calculamos Rsw, con la correlacion de Numbere, Brigham y Standing.

Rsw = (A + Bp + Cp2)*Csal

A = 2.12+0.00345(T)-0.0000359(T )2 = 2.12+0.00345(111°F)-0.0000359(111° F)2

A= 2.0606261

B=0.0107-0.0000526(T)+1.48*10−7 (T )2

B = 0.0107- 0.0000526(111°F)+1.48*10−7 (111° F )2

B = 0.006684908

C= -8.75*10−7 + 3.9*10−9(T) -1.02*10−11 (T )2

C=¿ -8.75*10−7 + 3.9*10−9(111°F) -1.02*10−11(111° F)2

C = -5.67774E-07

Calculo de %Nacl.

NaCleq= 110000

∗∑ Fd i∗ppmi

NaCleq= 110000

∗∑ (¿3466+5183.5)¿

%NaCl ¿0.86495

Calculo de Csal.

59

Csal= 1- (0.0753-0.000173(T))*NaCl

Csal= 1- (0.0753-0.000173(111°F))*0.86495

Csal = 0.951481

Despues de haber calculado las variables necesarias, calculamos Rsw

Rsw =(3.696 + (-0.26014)*1146.7 psia + (-1.0611*10−5∗(1146.7 psia)2)*1.112442)

Rsw = 8.5439

Corregimos Cwp para cada presion por efectos de Solubilidad:

CW=C℘∗¿))

Cw =3.06531E-06*¿))

Cw= 3.29578E-06/psi

Corregimos nuevamente para cada presión por Salinidad.

Cw=C℘¿-0.052+0.00027 (T)-(1.14E-6*(T )2¿+1.21 E−9 (T )3

Cw=3.29578E-06 / psi ¿-0.052+0.00027 (111°F)-(1.14E-6*(111° F )2¿+1.21E-9 (111 ° F )3

Cw =-2.1593E-07/psi

60

Calculamos el Bo a P=1092 psig, a partir de la grafica realizada de presión contra factor volumétrico de los datos por encima del punto de burbuja que nos arroja el PVT.

Presión (psig) Vr Bo (BY/BS)5000 0.9788 1.05514644000 0.9833 1.05999743000 0.9882 1.06527962000 0.9934 1.07088521500 0.9963 1.07401141172 0.9984 1.07627521000 0.9987 1.0765986892 1 1.078

0 1000 2000 3000 4000 5000 60001.04

1.0451.05

1.0551.06

1.0651.07

1.0751.08

f(x) = 2.1323339656299E-10 x² − 6.76323688075063E-06 x + 1.08363454517275R² = 0.999264480730428

Presion vs Bo

Series2Polynomial (Series2)

Presion (psig)

Bo (B

Y/BS

)

A partir de la ecuación polinomica que me modela la curva, con R² = 0.9993 determinamos el factor volumétrico del petróleo a una presión de 1092 psig, que es igual a la presión inicial menos el delta de presión.

y = 2E-10x2 - 7E-06x + 1.0836

y = 2E-10(1092psig)2 - 7E-06(1092psig) + 1.0836

y= 1.07619BY/BS

61

N=N P (BO )

BO−BOi+BOi(Cw SW+C f

1−SW)ΔP

¿54760BS∗(1 .07619BY /BS )

1.07619BY /BS−1.076275BY /BS+1 .076275BY /BS (−2.1593E-07∗0.1395+3.41009∗10−6/ psi1−0.1395 )80

N=¿ 232932452 BS

o Grafica del comportamiento de la producción como una función del tiempo.

AÑOPRODUCCION DE CRUDO (BBLS)

MES DIARIO MENSUAL ANUAL

1985

ENERO 0 0 0

FEBRERO 0 0 0

MARZO 0 0 0

ABRIL 556 16668 200016

MAYO 1121 34760 417120

JUNIO 1892 56753 681036

JULIO 2450 75945 911340

AGOSTO 3137 97250 1167000

SEPTIEMBRE 5683 170504 2046048

OCTUBRE 8136 252219 3026628

NOVIEMBRE 5255 157642 1891704

DICIEMBRE 9319 288793 3465516

1986

ENERO 11346 351713 4220556

FEBRERO 10760 301281 3615372

MARZO 11235 348286 4179432

ABRIL 9403 282095 3385140

MAYO 9750 302239 3626868

JUNIO 9393 281801 3381612

62

JULIO 8596 266483 3197796

AGOSTO 8533 264528 3174336

SEPTIEMBRE 12218 366542 4398504

OCTUBRE 10091 312811 3753732

NOVIEMBRE 12310 369313 4431756

DICIEMBRE 12696 393570 4722840

1987

ENERO 11774 364984 4379808

FEBRERO 10573 296056 3552672

MARZO 12125 363770 4365240

ABRIL 8624 258725 3104700

MAYO 12230 379130 4549560

JUNIO 12671 380134 4561608

JULIO 13450 416951 5003412

AGOSTO 8240 255439 3065268

SEPTIEMBRE 15334 460020 5520240

OCTUBRE 17437 550551 6606612

NOVIEMBRE 19715 591443 7097316

DICIEMBRE 17488 542118 6505416

1988

ENERO 17083 529558 6354696

FEBRERO 17069 495003 5940036

MARZO 20755 643398 7720776

ABRIL 20417 612514 7350168

MAYO 22250 689741 8276892

JUNIO 22346 670380 8044560

JULIO 23010 713298 8559576

AGOSTO 22806 706990 8483880

SEPTIEMBRE 24377 731310 8775720

OCTUBRE 24164 749078 8988936

NOVIEMBRE 23562 706862 8482344

DICIEMBRE 22836 707910 8494920

1989

ENERO 25388 787043 9444516

FEBRERO 23574 660068 7920816

MARZO 23423 726118 8713416

ABRIL 22893 686789 8241468

MAYO 22731 704670 8456040

JUNIO 19954 598613 7183356

63

JULIO 19043 590344 7084128

AGOSTO 21022 651678 7820136

SEPTIEMBRE 21906 657186 7886232

OCTUBRE 22490 697175 8366100

NOVIEMBRE 22354 670606 8047272

DICIEMBRE 22131 686073 8232876

1990

ENERO 23948 742377 8908524

FEBRERO 23208 649819 7797828

MARZO 21835 676895 8122740

ABRIL 18315 549435 6593220

MAYO 25242 754262 9051144

JUNIO 25715 771452 9257424

JULIO 0

AGOSTO 23366 724337 8692044

SEPTIEMBRE 0

OCTUBRE 23277 698317 8379804

NOVIEMBRE 0

DICIEMBRE 25078 777409 9328908

1991

ENERO 26232 813191 9758292

FEBRERO 25476 713325 8559900

MARZO 25156 779848 9358176

ABRIL 25192 755764 9069168

MAYO 0

JUNIO 25743 772281 9267372

JULIO 25204 781319 9375828

AGOSTO 27293 846073 10152876

SEPTIEMBRE 25997 779914 9358968

OCTUBRE 21951 680489 8165868

NOVIEMBRE 24927 747822 8973864

DICIEMBRE 25966 804938 9659256

64

AÑO PROMEDIO (ANUAL-MENSUAL)1985 958781986 3200551987 4049431988 6630041989 6763641990 5286921991 706247

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 19920

100000200000300000400000500000600000700000800000

Grafica de Promedio de produccion (anual -mensual)

PRODUCCIÓN MENSUAL

Años

Prod

uccio

n

65

11. CUENTIONARIO DE LA GUIA

7.1 ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco. En que se diferencian de los mapas estructurales e isócoros?

Los mapas isópacos, son aquellos mapas que por medio de isóclinas muestran la distribución real del espesor de una unidad estratigráfica. A diferencia de los mapas estructurales, los isópacos altimétricamente no están referenciados al nivel del mar, es decir no dan ninguna noción de profundidad. Los mapas estructurales unen puntos de igual elevación, pertenecientes a un horizonte o superficie estratigráfica (ya sea tope o base de una unidad de interés), mientras que los mapas isocoros muestran líneas que unen puntos de igual espesor vertical de una unidad estratigráfica. Si el ángulo de buzamiento de los estratos es menor a 5° de considera que no existen diferencias entre un mapa isópaco y un isócoro.

Pasos para la elaboración de mapas isopacos.

Se elige la unidad estratigráfica que se va a representar en el mapa isópaco.

Se determina su espesor para cada punto (o pozo) y este valor se coloca en el mapa base, encima o debajo del símbolo del pozo.

Luego se trazan las isopacas en forma armónica, con espaciamientos regulares y progresivos, deben ser aproximadamente paralelas entre sí, teniendo en cuenta las normas generales del dibujo de isólineas.

o La equidistancia entre las curvas depende de la escala.

o Se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cal

suministra la información de la geometría que puede encontrarse.o A medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las

isopacas deben ser modificadas conforme a los datos.

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

Límite físicoLímite físico de un yacimiento se encuentra definido por algún accidente geológico, tal como fallas, cambios d facies, bases de las formaciones, discordancias, entre otras. Pero además de esto también se limita por los contactos entre fluidos (GOC – WOC), o por límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.

66

Límite convencional

El Límite convencional es el límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga del mismo.

Tales límites pueden ser resultado de cambios litológicos o cambios de facies geológicas. En donde los límites superiores e inferiores de las rocas de acumulación pueden establecerse por correlación de perfiles de cortaduras obtenidos del lodo de perforación, perfiles de núcleos, eléctricos y radiactivo, entre otros.

7.3. ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?

Las Reservas de Hidrocarburos se clasifican en certidumbre de ocurrencia, facilidades de producción, y métodos de recuperación. A continuación se describe cada uno de ellos.

1. Certidumbre de Ocurrencia

Probadas: Son volúmenes de hidrocarburos estimados con una grado de certeza mayor al 90% y recuperables de yacimientos conocidos.

Probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza del 50% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

Posibles: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza de por lo menos 10% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

En otras palabras, se clasifican como reservas posibles lo volúmenes que no califiquen como reservas probables debido a que la información geológica y de ingeniería tiene menor grado de certeza.

2. Facilidades de producción

Probadas desarrolladas: Son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por los pozos e instalaciones

67

de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de recuperación suplementaria.

Probadas no desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

3. Método de recuperación

Primarias:

Son los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse con la energía propia o natural del yacimiento. Dicha energía puede venir del empuje de una capa de gas, de un acuífero o de gas en solución liberado, por compresión del volumen poroso o expansión del volumen de los fluídos; pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la presión del yacimiento respecto a la presión de burbuja.

Suplementarias:

Son los volúmenes adicionales que se podrían recuperar en un yacimiento si el mismo es sometido a una incorporación de energía suplementaria a través de métodos de recuperación artificiales tales como la inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar hidrocarburos que aumenten la extracción de petróleo.

7.4 ¿Qué son los yacimientos volumétricos y los no volumétricos?.

Estos yacimientos constituyen una clasificación de acuerdo a variaciones del volumen originalmente disponible de hidrocarburos. En el caso de los yacimientos volumétricos indica que no existe un acuífero adyacente al yacimiento, por lo tanto no hay intrusión de agua, y su presión por el tiempo tiende a decaer. Mientras que los yacimientos no volumétricos si existe un acuífero cerca al yacimiento que le proporciona a este la energía suficiente para que no se lleve a cabo la depleción de la presión.

68

12.BIBLIOGRAFIA

PARRA, Ricardo. GUÍA DE LABORATORIO DE LA ASIGNATURA DE ANÁLISIS DE NÚCLEOS. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 2012.

ESCOBAR Freddy H. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva.

PARÍS DE FERRER, MAGDALENA. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Ediciones Astro Data S.A, Maracaibo, 2009

PARRA PINZON, RICARDO. Propiedades Físicas de los Fluidos de Yacimiento. Editorial Universidad Surcolombiana, Neiva, 2008

69

Metodo volumetrico

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