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CUATRO METODOS DE CALCULOS VOLUMETRICOS
Simulación de Yacimientos
Junio 2015.
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1. ABSTRACT This paper aims to present that method is recommended use in the volumetric calculation of a hydrocarbon reservoir, the objective of the volumetric method is to quantify the volume of oil in place. Different methodologies for calculating reserves, or combinations thereof and according to the available information and the state of development of the fields are used.
The calculation of hydrocarbon reserves is a complex process that is performed by applying the geological and engineering information deterministic methods and the use of different forms of calculation depends on the amount and quality of information available and the degree of development deposits.
Use the following methods to a variety of data is required to accurately determine the oil and original gas in place including geophysical, geological, petrophysical and reservoir with fluid data. The most important products of the efforts of engineers in reservoirs are the final and estimated reserves and recoveries:
- Determining the recovery efficiency factor using empirical correlations analogy 3 or API. - Performing a graphical production rate vs. Time based on the decline curve method or simulation.
For quantification of the reserves they are used different methodologies, according to the development of deposits and geological and engineering information available. Among the deterministic methods the volumetric method, which does not consider itself and the volume of reserves, but is associated with the determination of the original oil in place (original oil in place POES, GOES Original Site Gas, Condensate is Original Onsite COES).
The volumetric method uses specific values that best represent each geological parameter characterizing the site. Start from the concept that, in an arena, a fraction of the total volume corresponds to the pore volume, and simultaneously, this is a fraction of the pore volume will be occupied by a certain amount of fluid, in this case, hydrocarbon.
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CUATRO METODOS DE CALCULOS VOLUMETRICOS 2. RECURSOS Estimados de Reservas de Hidrocarburos En Los Yacimientos. Las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, son volúmenes de hidrocarburos, o activos con que cuentan las empresas o naciones para negociar con terceros, y obtener ganancias lucrativas del negocio. De allí en la importancia de su estimación con cierto grado de precisión y certidumbre. Las reservas pueden definirse técnicamente como el factor de recobro, y de acuerdo a los siguientes criterios:
1) Reservas de los Yacimientos.
Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los 5 yacimientos que pueden ser recuperados por técnicas tradicionales o recobro primario. El concepto puede ampliarse cuando se piensa en inducir energía de yacimiento o cambios físicos-químicos a la matriz de la roca y la reología de los fluidos obteniéndose una recuperación adicional de los hidrocarburos presentes originalmente en el yacimiento.
2) Clasificación de las Reservas. Existen criterios que pueden usarse para clasificar reservas. La más popular es la clasificación de las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas. De acuerdo con ese criterio, las reservas se clasifican en:
Reservas Probadas. Reservas Probables. Reservas Posibles. Reservas Probadas. Se considera reservas probadas aquellos volúmenes de hidrocarburos contenidos en yacimientos, los cuales, hayan sido constatados mediante pruebas de producción y que, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento disponible, puedan ser producidos comercialmente. Reservas Probables. Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas.
6 Reservas Posibles. Las
reservas
posibles,
son
aquellos
volúmenes
de
hidrocarburos
contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, un grado menor de certeza desde el punto de vista de su recuperación, comparado con las reservas probables.
Métodos para el Cálculo de Reservas Para
calcular
reservas
se
utilizan
distintas
metodologías,
o
sus
combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos. Una de las tareas básicas del ingeniero de yacimiento es la obtención de un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos del yacimiento, a esto se le llama reservas. Este valor representa una de las referencias más utilizadas al momento de clasificar yacimientos, de acuerdo con su tamaño; así como darle prioridad a proyectos de explotación de yacimientos o definir porcentajes de equidad en caso de la explotación de un yacimiento unificado. Cuando se relaciona con los volúmenes de hidrocarburos producidos, este ofrece un indicador del grado de agotamiento del yacimiento y de la eficiencia del
o los mecanismos de desplazamiento activos. Los métodos para la estimación 7 de las reservas de un yacimiento son:
Método volumétrico.
Método Probabilístico
Método por Analogía
Curvas de declinación de Producción
Balance de materiales.
Simulación Numérica de Yacimientos
Cada uno de los métodos tiene sus ventajas y desventajas y cada uno de ellos puede aplicarse independientemente, cada método requiere de datos diferentes que los otros para llegar al mismo resultado: “reservas recuperables”.
3. RESOLUCIÓN Método volumétrico El método volumétrico sirve para estimar el volumen de hidrocarburo que se encuentra en el subsuelo. Determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Para calcular desde el punto de vista volumétrico, el volumen de petróleo que hay en el subsuelo, se necesita saber: primero, cuál es la capacidad de almacenamiento de la roca; es decir, cuál es la porosidad, además tengo que saber cuál es el volumen de esa roca
(volumen bruto) y tengo que saber qué porcentaje de ese espacio, es el que está 8 ocupado por hidrocarburo, en otras palabras, cuál es la saturación de petróleo.
Petróleo y gas asociado
1) Cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES): El petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.
2) Cálculo del Gas en Solución Original en Sitio (GOES): El gas en Solución Original en Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Original (Rsi):
GOES= POES*Rsi
3) Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES): El gas original en Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:
Gas no asociado
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El gas No Asociado Originalmente en Sitio se obtiene mediante la relación:
Para el Cálculo de Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc.)
Condensado Cálculo del Gas Condensado Original en Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original en Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:
4) Cálculo de Gas Seco Original En Sitio: El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado se calcula mediante la siguiente ecuación:
GSOES=GCOES*F
5) Cálculo de los Líquidos del Gas Condensado Original en Sitio (COES)
COES=GCOES*(1-
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Método Probabilístico Es cuando se emplea la información geológica, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología se encuentra la técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyéndolo en la ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del valor del POES en el yacimiento en estudio.
Método por Analogía Inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no se dispone de información fiable para tener idea del potencial económico futuro. Este método toma en consideración las características similares y comparaciones con campos cercanos.
Curvas de declinación de Producción
Se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, 11 gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.
Balance de Materiales Como en publicaciones anteriores, el concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción. En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de presiones, propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados obtenidos con el método volumétrico.
12 Simulación Numérica de Yacimientos Engloba el empleo de modelos matemáticos con el objeto de simular el medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogeneidades y desarrollo de cada bloque en particular. El método descrito presenta validez si se obtiene una buena descripción geológica y una detallada caracterización de los fluidos. Asimismo, se considera como una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que los métodos antes referidos.
4. NOMENCLATURA V: Volumen e: Espesor Swi: Saturación de agua inicial Soi: Saturación de petróleo inicial Sgi: Saturación de gas inicial Sgci: Saturación de gas condensado inicial Boi: Factor volumétrico del petróleo inicial Bgi: Factor volumétrico del gas inicial Rsi: Relación gas/petróleo inicial Rgci: Relación gas/condensado inicial 1/Boi: Factor de merma del petróleo
1/Bgi: Factor de merma del gas
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Fg: Fracción del gas seco en el gas condensado BN: Barril normal BY: Barril a condiciones de yacimiento PCN: Pie cubico normal
4. CONCLUSIONES El concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción.
El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando la información geológica y el uso de sus diferentes formas de cálculo.
5. RECOMENDACIONES Para la solución de este tipo de es muy importante un buen conocimiento, además de que es muy recomendado del uso de conocimientos para facilitar la resolución del problema.
El método que da mejores resultados es el método volumétrico este método 14 se recomienda utilizarlo en la mayoría de proyectos de simulación 6. BIBLIOGRAFÍA Johnson, B. (12 de Mayo de 2015). Calculo del petróleo in situ por el metodo volumetrico. Obtenido de https://es.scribd.com/doc/265012841/Calculo-del-petroleo-in-situpor-el-metodo-volumetrico Martinez, D. (10 de Mayo de 2009). Metodo para calculo de reservas. Obtenido de http://yacimientos-de-gascondensado.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/metodos-para-el-calculo-dereservas.html Morales, A. (8 de Noviembre de 2009). Cálculo de Reservas. Obtenido de http://astrid26morales.blogspot.com/2009/11/blog-post.html Rodríguez, J. R. (2007). Ingenierira basica de yacimientos. Anzoátegui : Anonimo. Silva, M. D. (21 de Diciembre de 2008). Metodos para el calculo de reservas. Obtenido de http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/mtodos-para-elclculo-de-reservas-parte.html
