DETERMINACION DEL PETROLEO ORIGINAL IN SITU POR EL METODO VOLUMETRICO Práctica No. 01
JOSE NICOLAS VERGARA NARVAEZ CHRISTIAN ANDRES CASTRO ALVARES GABRIEL JOSE GONZALES GRANELA
COD.2011198327 COD.20111100994 COD. 2009283083
ANALISIS DE NUCLEOS PROFESOR: JAVIER ANDRES MARTINEZ GRUPO 02- SUBGRUPO 0
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERIA PROGRAMA PETRÓLEOS NEIVA, Septiembre 01 2013
INDICE
1. OBJETIVOS GENERALES Y ESPECIFICOS 2. ELEMENTOS TEÓRICOS 3. PROCEDIMIENTO 4. TABLA DE DATOS 5. MUESTRA DE CÁLCULOS 6. TABLA DE RESULTADOS 7. ANALISIS DE RESULTADOS 8. FUENTES DE ERROR CONCLUSIONES RECOMENDACIONES 9. RESPUESTA AL CUESTIONARIO BIBLIOGRAFIA
1. OBJETIVOS 1.1 Objetivo General Determinar el volumen de petróleo original in-situ de un yacimiento por el método volumétrico
1.2 Objetivos Específicos aclarar los conceptos básicos de reservas de hidrocarburos para evitar posibles confusiones.
Desarrollar un buen manejo del planímetro digital para estimar con mayor precisión el cálculo de las áreas del yacimiento. Hacer buen uso del método volumétrico para calcular el volumen de petróleo original in-situ Analizar los posibles factores que inducen a error en la determinación del volumen de petróleo original in-situ.
2. ELEMENTOS TEORICOS MAPAS ISOPACOS: Los mapas isópacos, son aquellos mapas que muestran los espesores variables de una unidad estratigráfica por medio de curvas trazadas por puntos de igual espesor. Las curvas isópacas conectan puntos de intervalos verticales iguales, medidos entre dos planos de referencias. Los mapas isópacos ilustran el tamaño y la forma de una depresión, si esta existe, en un periodo marcado por planos estratificación. Estos mapas son muy útiles en las terminaciones de eventos teutónicos o las relaciones estructurales responsables de determinados tipos de sedimentos. PLANÍMETROEs 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 de papel y después de calcula manualmente a cuántos equivalen. Por ejemplo, a escala 1:50000, 1 =0,25 Siempre es necesario realizar varias mediciones a la misma superficie para comprobar la exactitud de los datos obtenidos.
POROSIDAD: La porosidad es el porcentaje del volumen de los espacios poroso de la roca, ya sea que los poros estén conectados o no (porosidad absoluta). La porosidad efectiva es la medida de los espacios vacíos que están interconectados, y la porosidad no efectiva es la medida de los espacio vacíos no interconectado. Todos estos conceptos son con respecto al volumen total de la roca.
SATURACION DE AGUA: La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos: Dónde: So = Saturación de petróleo. Si = Saturación de agua. Sg = Saturación de gas.
SATURACIÓN DE AGUA CONNATA
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada. La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: - Núcleos tomados en pozos perforados. - Cálculos a partir de la presión capilar. - Cálculo a partir de registros eléctricos.
VOLUMEN TOTAL DEL YACIMIENTOS: se refiere a todo el volumen de roca que contiene hidrocarburos o no, incluyendo secciones del yacimiento con intercalaciones de lutitas petrolíferas no petrolíferas para calcular el volumen bruto del yacimiento se utiliza la siguiente ecuación: Vb= Ah A= es el área del yacimiento, h= el espesor La extensión areal del yacimiento se define con un grado de incertidumbre basándose en los pozos perforados y en el análisis geológico realizado.
VOLUMEN NETO: hace referencia solo al volumen que contiene hidrocarburos.
3. PROCEDIMIENTO Analizar detalladamente el mapa asignado para hacer las
An
lecturas con el planímetro digital.
Encender el planímetro oprimiendo la tecla ON/C , introducir la escala con la cual se va a trabajar en SCALE (1:5000).
Se cuadran las unidades a trabajar con las teclas m y UNIT (acres).
Para iniciar la lectura se ubica el lector sobre un punto de partida y presionar
START . El recorrido se hace siguiendo la trayectoria de las manecillas del reloj y se detiene hasta llegar al punto de partida.
El área se puede ver oprimiendo AVER. Se realizan tres lecturas consecutivas para los cálculos posteriores se trabaja con el promedio.
Calculo del volumen de la zona productora
Si An/An+1 ≤0,5
NO
SI
Utilizar, Ecuación Trapezoidal
Realizar la sumatoria de los volúmenes y calcular
Utilizar, Ecuación Piramidal
Total
4. TABLAS DE DATOS Tabla 4.1 Datos de campo San Francisco Temperatura Del Yacimiento 111°F 1187 Psia Presión Inicial Del Yacimiento 26 Gravedad API GOR O RS A Presión De Yacimiento 155 SCF/STB 907 Psia Presión De Burbuja 0.644 Gravedad Del Gas Tabla 4.2 Espesor, Porosidad y Saturacion POZO ESPESOR (pies) POROSIDAD SF-1 65 0.179 SF-2 26 0.174 SF-3 37 0.157 SF-4 104 0.200 SF-5 82 0.1502 SF-6 68 0.1913 SF-7 68 0.1259 SF-8 35 0.1338 SF-11 87 0.1683 SF-12 73 0.1873 SF-13 48 0.1733 SF-14 40 0.1600 SF-15 40 0.1172 SF-16 31 0.2015 SF-17 36 0.1424 SF-18 103 0.1869 SF-20 33 0.2068 SF-21 61 0.1963 SF-22 91 0.1678 SF-23 52 0.1727 SF-24 68 0.1690 SF-25 72 0.1711 SF-26 95 0.1397 SF-27 79 0.1606 SF-28 32 0.1858 SF-29 93 0.1590 SF-30 98 0.1864 SF-32 126 0.1641 SF-33 70 0.1871 SF-34 55 0.1294
SATURACI N 0.07 0.06 0.10 0.10 0.11 0.13 0.23 0.22 0.10 0.14 0.10 0.19 0.32 0.11 0.24 0.07 0.15 0.14 0.14 0.14 0.13 0.14 0.16 0.13 0.10 0.15 0.12 0.16 0.09 0.28
SF-25 SF-39 SF-41 SF-45 SF-49
89 71 82 33 53
0.1654 0.1770 0.1745 0.1720 0.1675
0.18 0.11 0.11 0.14 0.18
Tabla 4.3 Medidas recopiladas del planímetro. COTA (ft)
BASE
10
20
30
40
50
60
Nº Lectura
AREA (Acres)
Área Promedio
1
891
2
867
3
890
1
865
2
816
3
838
1
693
2
701
3
729
1
465
2
465
3
468
1
392+168
2
406+81
3
406+130
1
367+100
2
343+126
3
331+92
1
282+79
2
286+53
3
276+68
COTA (ft)
883 70 840 80 708 90 466 100 528 110 453 120 348 130
Nº Lectura AREA (Acres)
Área Promedio
1
199+39
241
2
208+37
3
204+36
1
125+15+11
2
120+26+9
3
116+17+5
1
70+6+4
2
68
3
73+1+4
1
39+3
2
39+3
3
37+3
1
20
2
16
3
17
1
4
2
3
3
3
1
2
2
2
3
2
129
75
41
18
3
2
5. MUESTRA DE CÁLCULO. Muestra de cálculo para determinar el volumen de petróleo in situ:
5.1. Calculo del volumen bruto. Antes de calcular el volumen bruto se realiza la siguiente relación de aéreas
− >. . . . − <. . . . 5.2 Calculo De Vb Por Método Trapezoidal Debido la razón entre el área de cota 10 y la base es 0.9512 > 0.5 se emplea el método trapezoidal, en donde:
Area Top+ Area B Donde:
: Es el volumen bruto en (acres*ft). : Area en acres encerrada por la línea isópaca superior (acres). : Área en acres encerrada por la línea isópaca inferior (acres). :El intervalo en pies entre las líneas isópacas . 667acres ∗10 8396.667acres+8826. 2 . ∗
Para la cota 100 la razón de áreas entre la cota 110 y 100 es 0.4274 < 0.5 se utiliza el método piramidal.
( + + ∗) ∗ 3 (176.667 +413.333+ 176.3667∗ 413.333) ∗10 (590 + √ 73022.301) ∗3.3333 2867.4208∗ Calculo del volumen Bruto total de la roca de yacimiento:
430923.2178 ∗ 5.3 Calculo de la porosidad promedio Para calcular la porosidad promedio por espesor de arena se utiliza la siguiente ecuación:
∅ ∑=∑=∅∗ ∅ .
∅ 0.1692 5.4 Calculo de la saturación promedio Para determinar la saturación promedio se utiliza la siguiente ecuación:
̅ ∑=∑=ℎℎ∗
47 ̅ 320. 2296
̅ 0.1396
5.5 Calculo del Factor volumétrico de formación del petróleo a condiciones iniciales (Boi). Se calcula el factor volumétrico del condensado por el método de las mermas de Katz:
1+∆1+∆ De la figura 5,8 del libro del profesor Ricardo Parra se lee ∆V P puesto que es
función de la solubilidad del gas, entonces: RSb=155 SCF/STB a 907 Psia es igual a Rs a presión del yacimiento 1187Psia ∆VP=0.075 Según la figura 5,9 ∆Vt está en función d e la temperatura y la gravedad API,
entonces: Tyto=111°F y API= 26 ∆VT = 0,08
Se remplaza en la formula anterior asi:
1+0.0751+0.0202 1.0967 / 5.6 Calculo de el volumen del petroleo original in-situ por el metodo volumetrico:
7758∗∅ ∗ ∗1 Donde: ∅ 0.1692 ∗430923.2178 / 1.0967 0.1396
Se remplaza los datos:
acre∗ft∗10.1396 7758∗0.1692∗430923.22 1.0967 / N= 443774750.6 BS
5.7 Grafica de areas (Acres) contra espesor neto productor (Ft). Calculo de el volumen de petroleo original in-situ por el metodo de la integracion.
Grafico Para Determinar el Volumen de la Roca de yacimiento 140 120
t F o r e 100 f i l o r t 80 e P o t e 60 N r o s 40 e p s E
Volumen Roca De Yacimiento Poly. (Volumen Roca De Yacimiento) y = -3E-10x 3 + 4E-06x2 - 0.0312x + 118.98 R² = 0.9756
20 0
0
2000
4000
6000
8000
10000
Area del yacimiento Acres
La ecuación que describe la curva con R² = 0.9756 es:
3∗10− +4∗10− ∗0.0312+118.98 . ∫ 3∗10− +4∗10− ∗0.0312+118.98
. − 4∗10− 0.0312 3∗10 [ 4 + 3 2 +118.98] + ∗. .. +118.988826.667 −∗. −∗ + ∗ . +118.9820
294069.08 ∗
Calculo del volumen del petróleo original in-situ por el método de integración.
7758∗∗ ∗1 acre∗ft∗10.1396 7758∗0.1692∗294069.08 1.0967/ N= 302839175.5 BS
5.8 Calculo de gas original in situ Para calcular el gas original in situ es necesario calcular el factor volumétrico del gas en PCY/PCS (Bg) donde Pyto=1187 psia Tyto=571 R
.
Calculo de las sPc y sTc para el gas por correlacion de standing
+. +... . +. +...
. Ahora se Calcula las sPr Y sTr del gas
. . . .
Apartir de la figura 3.2 del libro del profesor parra se realiza la lectura del factor Z con sTr y sPr Z=0.841 Calculo del factor volumétrico para el gas Bg
. . .∗ . / Calculo de gas original in situ 43560∗∅ ∗ ∗1 Donde: ∅ 0.1692 ∗ 430923.2178 / 0.0114 0.1396 22∗ 10.1396 43560∗0.1692∗430923. 0.0114 2.397∗10
6. TABLA DE RESULTADOS Tabla 6.1 POZO ESPESOR POROSIDAD SATURACI N (pies)hi Swi φi 65 0,179 0,07 SF-1 26 0,174 0,06 SF-2 37 0,157 0,1 SF-3 104 0,2 0,1 SF-4 82 0,1502 0,11 SF-5 68 0,1913 0,13 SF-6 68 0,1259 0,23 SF-7 35 0,1338 0,22 SF-8 87 0,1683 0,1 SF-11 73 0,1873 0,14 SF-12 48 0,1733 0,1 SF-13 40 0,16 0,19 SF-14 40 0,1172 0,32 SF-15 31 0,2015 0,11 SF-16 36 0,1424 0,24 SF-17 103 0,1869 0,07 SF-18 33 0,2068 0,15 SF-20 61 0,1963 0,14 SF-21 91 0,1678 0,14 SF-22 52 0,1727 0,14 SF-23 68 0,169 0,13 SF-24 72 0,1711 0,14 SF-25 95 0,1397 0,16 SF-26 79 0,1606 0,13 SF-27 32 0,1858 0,1 SF-28 93 0,159 0,15 SF-29 98 0,1864 0,12 SF-30 126 0,1641 0,16 SF-32 70 0,1871 0,09 SF-33 55 0,1294 0,28 SF-34 89 0,1654 0,18 SF-25 71 0,177 0,11 SF-39 82 0,1745 0,11 SF-41
φi*hi
Swi*hi
11,635 4,524 5,809 20,8 12,3164 13,0084 8,5612 4,683 14,6421 13,6729 8,3184 6,4 4,688 6,2465 5,1264 19,2507 6,8244 11,9743 15,2698 8,9804 11,492 12,3192 13,2715 12,6874 5,9456 14,787 18,2672 20,6766 13,097 7,117 14,7206 12,567 14,309
4,55 1,56 3,7 10,4 9,02 8,84 15,64 7,7 8,7 10,22 4,8 7,6 12,8 3,41 8,64 7,21 4,95 8,54 12,74 7,28 8,84 10,08 15,2 10,27 3,2 13,95 11,76 20,16 6,3 15,4 16,02 7,81 9,02
SF-45 SF-49 Σ
33 53 2296
0,172 0,1675
0,14 0,18
5,676 8,8775 388,5415
Tabla 6.2 AREA Área Promedio (Acres) 8910 8826,666667
An/An-1
Ecuacion
Vb(volumen bruto)
0,95128399
trapezoidal
86116,66667
8396,666667
0,84279476
trapezoidal
77366,66667
7076,666667
0,65850212
trapezoidal
58683,33333
4660
1,1323319
trapezoidal
49683,33333
5276,666667
0,85849653
trapezoidal
49033,33333
4530
0,76821192
trapezoidal
40050
3480
0,69252874
trapezoidal
29450
2410
0,61410788
trapezoidal
19450
1480
0,50900901
trapezoidal
11166,66667
753,3333333
0,54867257
trapezoidal
5833,333333
413,3333333
0,42741935
piramidal
2867,420809
8670 8900 8650 8160 8380 6930 7010 7290 4650 4650 4680 5600 4870 5360 4670 4690 4230 3610 3390 3440 2380 2450 2400 1510 1550 1380 800 680 780 420
4,62 9,54 320,47
420 400 200
176,6666667
0,18867925
piramidal
955,7969874
33,33333333
0,6
trapezoidal
266,6666667
20
0
Vb total
430923,2178
160 170 40 30 30 20 20 20
Tabla 6.3
Volumen de la roca de yacimiento (método volumétrico) Volumen del petróleo original in-situ (método de volumétrico) Volumen del gas original in-situ (método de volumétrico) Volumen de la roca de yacimiento (Método integración) Volumen del petróleo original in-situ (Método de integración) Porosidad Promedio Saturación del agua Promedio Presión Pseudocritica Temperatura Pseudocritica Factor Volumétrico del crudo Bo Factor Volumétrico del Gas Bg Factor de desviación Z del gas
. ∗ 443774750.6 BS 48665788.98 BY
.∗ . ∗ 302839175.5 BS 332123723.8 BY
. .
. .° . / . / 0.841
7. ANALAISIS DE RESILTADOS De acuerdo a los análisis obtenidos en la práctica, con respecto a los volúmenes se pudo analizar lo siguiente:
Para esta práctica el valor de N (volumen de petróleo in situ condiciones estándar) arrojado por el método volumétrico es mucho mayor que el obtenido a partir del método de integración, esto se debe a que la ecuación de orden cuatro 4 utilizada por el método de integración para calcular el volumen de la roca de yacimiento describe una curva cuyo R2 es igual 0.9756 es decir que e describe exactamente a la curva real de la grafica por ende el volumen de roca de yacimiento para este método presenta un porcentaje de error con respecto al cálculo realizado por medio del método volumétrico.
Los volúmenes de petróleo original in situ a condiciones de yacimiento son mayores que a condiciones estándar, es se debe a los cambios de temperatura y principalmente de presión en donde el gas que se encontraba disuelto en el crudo se libera por la pérdida de presión causando una merma en el volumen de crudo calculado inicialmente.
Es importante apreciar que el yacimiento contiende gas, y que por efecto del cambio de presiones cuando se extrae del yacimiento provoca en la superficie, es decir, a condiciones estándar, que se obtenga gas condensado, y además condensado, el cual es llevado a los separadores; en este caso en necesario tener en cuenta la influencia del factor volumétrico tanto para el crudo como para el gas.
Existe una variación de los valores de volumen neto y volumen de crudo in situ y de gas in situ; utilizando los métodos de las áreas y la integración, debido a que en el caso de la integración, se obtiene una ecuación que describe el comportamiento de las áreas de las capas con respecto a los espesores netos productores, que difiere al comportamiento real del yacimiento.
Existe también una variación importante de los valores de los volúmenes, debido a que se utilizan correlaciones diferentes para determinar los parámetros necesarios para estos cálculos de volumen, lo que hace diferir los resultados para los diferentes métodos.
8. FUENTES DE ERROR Se sabe que los cálculos hechos en este laboratorio dependen directamente del volumen de la estructura, que fue obtenido a partir de las lecturas de las diferentes áreas en cada cota leídas sobre el mapa por medio del planímetro digital. Basándose en lo dicho anteriormente se puede decir entonces que la principal fuente de error en los datos obtenido fue una lectura irregular, dada por la inexperiencia del lector en el manejo del planímetro; ya que se hicieron las 3 lecturas como lo indica el procedimiento, obteniendo en muchas de ellas valores que diferían en grandes cantidades, dando un margen de error que pudiera ser de consideración. Los diferentes tipos de fallas y errores que se pudieron dar en la presente práctica se pueden clasificar de la siguiente manera:
Errores metódicos
Son un tipo de error que siempre aparecerá y no es posible corregirlos o evitarlos completamente. Pese a la calidad de los mapas isópacos, la misma presencia de diversos fenómenos geológicos impiden uniformidad en los contornos y esto hace prácticamente imposible medir con precisión las áreas de interés.
Errores instrumentales
Sin duda alguna, el factor principal de generación de error se presenta con la incorrecta calibración del planímetro polar. Este aparato es digital y de alta sensibilidad. El desgaste propio de sus componentes internos afecta ostensiblemente su precisión y esto repercute en la variación de las lecturas registradas, las cuales muchas veces se ven a sus ves afectadas por el movimiento en sentido opuesto al indicado.
Errores personales
Radican principalmente en dos hechos sustanciales: la poca agudeza visual de las personas encargadas de manipular el aparato sobre cada línea de contorno y reducida habilidad en el manejo del mismo aparato. También es útil mencionar el tipo de trabajo hecho con los datos obtenidos en lo que a manejo de decimales concierne.
CONCLUSIONES Y RECOMANDACIONES
Se determinó el volumen de petróleo in-situ de un yacimiento por el método volumétrico, mediante las ecuaciones trapezoidal y piramidal dependiendo de cada área.
Se debe tener en cuenta que en el yacimiento es monitoreado todo el tiempo, y sus parámetros y propiedades petrofísicas pueden variar, por ende cada no es confiable la información obtenida en Investigación sobre este yacimiento.
Gracias a estos métodos matemáticos es posible calcular el volumen de Gas en el yacimiento, lo cual es fundamental e importante para conocer los factores presentes y futuros.
Durante el desarrollo del laboratorio debemos tener en cuenta que se incurren a errores de tipo manual y conceptual, puesto que por el método volumétrico no tenemos en cuenta los cambios de Facies.
Es importante tener en cuenta la posición del planímetro polar ya que por su alta sensibilidad los datos se pueden ver alterados por llevar un sentido contrario al de las manecillas del reloj.
Tener en cuenta que las áreas son aproximadas y no exactas
El método para calcular el volumen de la roca de yacimiento por medio de la integral es confiable siempre y cuando se encuentre una curva precisa es decir cuyo R2=1 lo cual describiría con exactitud la curva real.
RESPUESTA AL CUESTIONARIO a. ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco. En qué se diferencian de los mapas estructurales isocoros? Una vez perforado un conjunto de pozos exploratorios y haber obtenido y analizado la información, se procede a evaluar la extensión a-real del yacimiento en estudio, con el fin de poder indagar acerca del contenido de hidrocarburos. La extensión a-real está definida como la superficie que alcanza o abarca una acumulación de hidrocarburos, ésta extensión se representa de manera horizontal ó por planos horizontales. Una vez medidos correctamente los espesores de las curvas de Sp o Gamma, se pasan los mismos al plano y se escriben debajo de la marca de cada pozo. Se selecciona luego un intervalo de curva relacionado a los espesores máximo y mínimo. Si se tiene máximo 20 metros, se hacen curvas cada 2 metros. Se Trazan las curvas igual que se fuesen curvas de nivel y siempre encerrando las de máximo espesor con las de mínimo hasta llegar a la de cero que se aplica para saber hasta donde se extiende el espesor del cuerpo rocoso o el límite conocido del mismo. Siempre se empieza por la curva o curvas de máximo espesor.
b. Como se clasifica el límite físico y convencional de los yacimientos.
-
-
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Límite físico: Límite de un yacimiento definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, cambio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.), por contactos entre fluidos, o por reducción hasta límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros. Límite convencional: 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. Límites geológicos: Las características geológicas que limitan las acumulaciones de gas y petróleo pueden ser Shale impermeables o bien calizas compactas, anhidrita, rocas ígneas y rocas metamórficas deformadas estructuralmente en anticlinales o fallas generalmente. Tales límites pueden ser resultado de cambios litológicos o cambios de facies geológicas. 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. Contacto agua-petróleo: El contacto agua-petróleo, es el nivel donde se obtiene una producción del 100% de agua en pruebas de producción realizadas con
obturadores. En este contacto debido a las fuerzas capilares entre los dos fluidos en un medio poroso, el límite puede ser bastante reducido (si la curva de presión es plana) o muy difuso y extenderse verticalmente (si curva de presión capilar es empinada para valores altos de saturación de la fase no humectante). Con perfiles eléctricos convencionales el nivel del contacto agua-petróleo se puede hacer por medio de un análisis del contenido de fluidos y en particular de la saturación de agua. o
Contacto gas-petróleo: Este contacto corresponde al nivel donde se produce el 100% de gas. El contacto gas-petróleo, lo mismo que el contacto agua-petróleo, deben ser considerados como zonas de transición en lugar de límites que cambian súbitamente. Los perfiles eléctricos no son muy apropiados para determinar el nivel del contacto gas-petróleo excepto en casos muy especiales donde la roca de acumulación es de litología uniforme. En este caso, debido a la diferencia en la tensión interfacial entre la saturación agua-petróleo y gas-agua, existe una saturación menor de agua de formación en la zona de gas que en la zona de petróleo.
c. Como se clasifican las reservas de hidrocarburos.
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS En producción Desarrolladas No en producción
Probadas No desarrolladas
Reservas No probadas
Probables Posibles
Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación.
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Reservas probadas: Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una incertidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas establecidas, y que han sido identificados por medio del análisis de información geológica y de ingeniería de yacimientos. Las reservas probadas se pueden clasificar como desarrolladas o no desarrolladas. Reservas no probadas: Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al extrapolar características y parámetros del yacimiento mas allá de los límites de razonable incertidumbre, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. Reservas probables: Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de estos yacimientos sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.
Otros casos de reservas probables surgen en diferentes situaciones. Las siguientes condiciones conducen a clasificar las reservas mencionadas como probables: a. Reservas asociadas a áreas donde la formación productora aparece separada por fallas geológicas, y la interpretación correspondiente indica que este volumen se encuentra en una posición estructural más alta que la del área probada. b. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, estimulaciones, cambio de equipo u otros procedimientos mecánicos, donde tales procedimientos no han tenido éxito en pozos que exhiben comportamiento similar en pozos análogos. c. Reservas adicionales atribuibles a pozos intermedios, y que pudieran haber sido clasificadas como probadas si se hubiera autorizado un desarrollo con espaciamiento menor al tiempo de la evaluación.
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Reservas posibles: Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería de yacimientos sugiere que es menos segura su
recuperación comercial que las reservas probables. En general, las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos: a. Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables y en el mismo yacimiento. b. Reservas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, basados en análisis de núcleos y registros de pozos, pero pueden no ser comercialmente productivas. c. Reservas en un área de la formación productora que parece estar separada del área probada por fallas geológicas, y que la interpretación indica que el área de estudio está estructuralmente más baja que el área probada. d. Reservas adicionales por perforación intermedia que está sujeta a incertidumbre técnica.
d. Que son yacimientos volumétricos y no volumétricos.
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Yacimientos volumétricos: cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).
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Yacimientos No volumétricos: El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero aledaño.
BIBLIOGRAFIA
http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/12/aplicaciones-del-mtodovolumtrico.html
Paris de Ferrer, Magdalena. FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Ediciones Astro. Maracaibo, Venezuela. 2010. Pág. 38 – 459
PARRA PINZÓN RICARDO. Propiedades físicas de los fluidos de yacimientos. Neiva, Huila Agosto/2011. (Factor Volumétrico Del Gas Bg: capitulo 3;Factor De Desviación De Los Gases Z: capitulo 3)
http://www.ypfb.gov.bo/documentos/informe_reservas/reservas_2005/clasifi cacion_reservas.pdf (Clasificación de reservas)
