P vs Rs
Presión (psia)
Rs (PCS/STB)
CUESTIONARIO
¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco? ¿En qué se diferencian de los mapas estructurales e isócoros?
Construcción de mapas isópacos
Inicialmente se escoge la unidad estratigráfica que se va a representar con el mapa isópaco, se selecciona el espesor de cada pozo y su número representativo se coloca en el mapa base encima o debajo del símbolo del pozo. Posteriormente se dibujan las isópacas siguiendo las normas generales del dibujo de isolíneas. La equidistancia entre curvas depende de la escala, la calidad del mapa, exactitud y variación entre los valores; puede ser centenares de metros para un mapa regional, hasta fracciones de metro para mapas de gran detalle en unidades estratigráficas delgadas. A continuación se enunciarán, las normas de construcción (extraídas del libro "Manual de ejercicios aplicados a los métodos de exploración de hidrocarburos").
Luego de elegir la unidad estratigráfica que se va a representar con el mapa isopaco, se determina el espesor en cada pozo y su número se coloca en el mapa base encima o debajo del símbolo del pozo. Después se trazan las isopacas siguiendo las normas generales.
Normas:
Los mapas isovalores siguen las normas generales del trazado de isolineas.
La línea CERO, determina el límite de la presencia de la unidad estratigráfica.
Se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cual suministra información de la geometría que puede encontrarse.
Cuando los mapas isopacos están destinados al desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas, es conveniente evitar un optimismo excesivo en cuanto al espesor y extensión de las unidades productoras o potencialmente productivas.
Pequeñas curvas cerradas que indican adelgazamientos locales o engrosamientos, adquieren mayor significado si se les da un achurado especial.
A medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las isopacas deben ser modificadas conforme a los datos.
En las fallas normales es frecuente que se acerquen las líneas isopacas, indicando una sedimentación mayor en el bloque hundido.
Diferencia entre mapas isópacos e isócoros:
El isópaco ilustra el espesor estratigráfico, es decir, medido con respecto al buzamiento, el isócoro representa el espesor vertical de una unidad, la diferencia entre estos mapas se hace insignificante en estratos de muy poco buzamiento.
¿Cómo se clasifica el límite físico y convencional de los yacimientos?
Limite físico
Es aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, etc.); por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos parámetros.
Limite Convencional
Aquel que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.
¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?
El Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources Management System, PRMS) se creó con el objetivo de proporcionar un marco común para la estimación de las cantidades de petróleo y gas, descubiertas y/o por descubrir (no descubiertas), asociada con yacimientos, propiedades y proyectos. De acuerdo a esta clasificación se deben incluir los volúmenes de hidrocarburos originales (in-situ), los volúmenes recuperables técnica y comercialmente, y los volúmenes producidos.
Recursos prospectivos: son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de proyectos futuros de desarrollo.
Recursos no recuperables: es aquella porción de "petróleo descubierto" o "no descubierto" inicialmente in-situ que se estima, a una fecha dada, no ser recuperable con proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a restricciones físicas/químicas de la interacción en el subsuelo de fluidos y las rocas del yacimiento.
Recursos contingentes: son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero donde los proyectos aplicados aún no se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a que actualmente no existen mercados viables, o donde una recuperación comercial es dependiente de tecnología aún bajo desarrollo.
Reservas: son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan a ser comercialmente recuperables a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas. Además, las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (a la fecha de la evaluación).
Reservas probadas: son aquellas cantidades de petróleo que, a partir del análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas.
Si se utilizan métodos deterministas, la intención de certidumbre razonable expresa un alto grado de confianza a que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación.
Reservas probables: son aquellas reservas adicionales que, se estiman son menos probables a ser recuperadas, comparadas a reservas probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparadas a las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores o menores a la suma de las reservas estimadas probadas más probables (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P.
Reservas posibles: son aquellas reservas adicionales que, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables.
Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más probables más posibles (3P), lo que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P.
La reserva 1P es igual a la reserva probada.
La reserva 2P es igual a la agregación de reserva probada más la reserva probable.
La reserva 3P es igual a la agregación de la reserva probada más la reserva probable más la reserva posible.
¿Qué son yacimientos volumétricos y no volumétricos?
Yacimientos volumétricos:
Aquellos yacimientos que están completamente cerrados, no existe un acuífero o cuerpo adyacente al yacimiento, por lo tanto no hay intrusión de agua, y su presión por el tiempo tiende a decaer.
Yacimientos no volumétricos:
Aquellos yacimientos que no se encuentran completamente cerrados, 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.
¿Cuál es el significado de espesor bruto y su diferencia con espesor neto de arena petrolífera?
El espesor total de la formación es conocido como "Gross pay" y si toda la formación es productiva, el espesor neto es igual al espesor bruto, por consiguiente un prerrequisito fundamental para predecir el comportamiento de un yacimiento es conocer satisfactoriamente el volumen de petróleo original en sitio.
El yacimiento se encuentra confinado entre ciertos límites geológicos y de fluidos, los cuales deben ser determinados con bastante precisión. Dentro de estos límites geológicos, el petróleo se encuentra contenido en lo que comúnmente se conoce como espesor bruto.
El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes criterios:
- Límite más bajo de porosidad.
- Límite más bajo de permeabilidad.
- Límite más alto de saturación de agua.
Todas las medidas disponibles tomadas de muestras de yacimientos y pozos, como análisis de núcleos y registros de pozos, se usan extensivamente para evaluar el espesor neto del yacimiento.
La elección de los límites de baja porosidad y permeabilidad dependerán de características como:
- Volumen total del yacimiento.
- Rango de valores de porosidad y permeabilidad.
- Distribución de valores de porosidad y permeabilidad.
TALLER
Con la información de las tablas anteriores ajustar y graficar los datos de gas en solución y factor volumétrico en función de la presión. Hallar Rs y Bo a la presión inicial del yacimiento
Ajuste de datos de Rs y Bo
Se ajustan los datos de liberación diferencia a las condiciones de separador por debajo del punto de burbuja, se centra en las siguientes ecuaciones:
Rsi=RsdiRsbfRsbd
-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.
Boi= BodiBobfBobd
-Bio: Factor volumétrico del petróleo a presiones por debajo del punto de burbuja BY/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 en el punto de burbuja a las condiciones del tanque, BY/BS.
-Bodi: Factor volumétrico del petróleo obtenido de la prueba de liberación diferencial, BY/BS.
Presión (Psia)
Rsd (scf/stb)
Bod (bbl/stb)
Rs (PCS/STB)
Bo (BY/STB)
907
154
1.075
155
1.078
765
133
1.069
133.8636364
1.07198326
615
111
1.062
111.7207792
1.06496372
465
87
1.054
87.56493506
1.0569414
315
63
1.047
63.40909091
1.04992186
165
38
1.037
38.24675325
1.03989395
14.7
0
1.021
0
1.0238493
Luego se calcula el factor volumétrico a una presión por encima del punto de burbuja, sabiendo que Rs va a ser constante por encima de éste, y se unen en una tabla con los datos anteriores para graficar posteriormente.
Bo= Vr* Bob
Presión (Psia)
Bo (BY/STB)
Rs (PCS/STB)
5015
1.0551464
155
4015
1.0599974
155
3015
1.0652796
155
2015
1.0708852
155
1515
1.0740114
155
1025
1.0765986
155
907
1.078
155
765
1.071983256
133.863636
615
1.064963721
111.720779
465
1.056941395
87.5649351
315
1.04992186
63.4090909
165
1.039893953
38.2467532
14.7
1.023849302
0
Los datos de la tabla muestran una gráfica por separado de los datos de Rs vs Presión y, Bo vs Presión, a los cuales se le ajustó una curva que posteriormente servirá para hallar Rs y Bo a presión inicial de yacimiento. Estos datos serán comparados con resultados de las correlaciones para Bo de Standing.
Bo=0.9759+0.00012*Rs0.6740.89050.5+1.25*1111.2
Bo=1.0767596 BY/STB
La grafica también nos da un resultado para la presión de 1187 si se remplaza en x en la ecuación dada por la grafica.
y = -1E-15x4 + 2E-11x3 - 7E-08x2 + 0.0001x + 1.0231
Presión (psia) = 1.0746359 BY/STB
Calcular el petróleo original in situ a la presión original del yacimiento en STB.
Para calcular el petróleo original in situ se debe hallar el factor volumétrico inicial del petróleo (BY/STB), la porosidad promedio en fracción, la saturación promedio y el volumen bruto de la roca de yacimiento que fue calculado anteriormente durante la práctica del laboratorio mediante el método volumétrico, gráfico y por programas.
Calculo del factor volumétrico
Para hallar el factor volumétrico se puede usar la correlación de standing puesto que tenemos API, Rs, P y T de las condiciones iniciales. Este método permite calcular el factor volumétrico mediante la siguiente expresión:
Bo=0.9759+0.00012*Rs0.6740.89050.5+1.25*1111.2
Bo=1.0767596 BY/STB
POZO
h (Ft)
φ
Sw
φ h
h*Sw* φ
SF-1
65
0.179
0.07
11.635
0.81445
SF-2
26
0.174
0.06
4.524
0.27144
SF-3
37
0.157
0.1
5.809
0.5809
SF-4
104
0.2
0.1
20.8
2.08
SF-5
82
0.1502
0.11
12.3164
1.354804
SF-6
68
0.1913
0.13
13.0084
1.691092
SF-7
68
0.1259
0.23
8.5612
1.969076
SF-8
35
0.1338
0.22
4.683
1.03026
SF-11
87
0.1683
0.1
14.6421
1.46421
SF-12
73
0.1873
0.14
13.6729
1.914206
SF-13
48
0.1733
0.1
8.3184
0.83184
SF-14
40
0.16
0.19
6.4
1.216
SF-15
40
0.1172
0.32
4.688
1.50016
SF-16
31
0.2015
0.11
6.2465
0.687115
SF-17
36
0.1424
0.24
5.1264
1.230336
SF-18
103
0.1869
0.07
19.2507
1.347549
SF-20
33
0.2068
0.15
6.8244
1.02366
SF-21
61
0.1963
0.14
11.9743
1.676402
SF-22
91
0.1678
0.14
15.2698
2.137772
SF-23
52
0.1727
0.14
8.9804
1.257256
SF-24
68
0.169
0.13
11.492
1.49396
SF-25
72
0.1711
0.14
12.3192
1.724688
SF-26
95
0.1397
0.16
13.2715
2.12344
SF-27
79
0.1606
0.13
12.6874
1.649362
SF-28
32
0.1858
0.1
5.9456
0.59456
SF-29
93
0.159
0.15
14.787
2.21805
SF-30
98
0.1864
0.12
18.2672
2.192064
SF-32
126
0.1641
0.16
20.6766
3.308256
SF-33
70
0.1871
0.09
13.097
1.17873
SF-34
55
0.1294
0.28
7.117
1.99276
SF-25
89
0.1654
0.18
14.7206
2.649708
SF-39
71
0.177
0.11
12.567
1.38237
SF-41
82
0.1745
0.11
14.309
1.57399
SF-45
33
0.172
0.14
5.676
0.79464
SF-49
53
0.1675
0.18
8.8775
1.59795
SUMATORIAS
2296
388.5415
52.553056
Φ Y Sw PROMEDIO
0.169225
0.1352573
Cálculo de la porosidad promedio
=i=1n i*hii=1nhi
=388,54150.169225
=0,169
Cálculo de la saturación promedio del agua
Sw=i=1nhi*Si* ii=1nhi*Si
Sw=52.553388.5415
Sw=0,13526
Cálculo del petróleo in-situ
N=7758* *VB*1-SwBoi
N=7758BYacre-ft*0,169*279676.216 acre-ft*1-0,135261,077BYSTB
N= 294875719 STB
Estime el comportamiento del factor volumétrico del gas por debajo de la presión de burbuja.
Por medio de la correlación de Standing- Katz calculamos el Z:
Tpc=169,2+349,5*0,674-74*0,6742=371R
Ppc=756,8-131*0,674-3,6*0,6742=667psia
Tpr=571371=1,5385
Ppr=907667=1,3601
Por medio de iteraciones se encontró que la densidad pseudoreducida es 0,27
Z=1+0,3265+-1,071,5385+-0,53391,53853+0,015691,53854+-0,051651,53855*0,27+0,5475+-0,73611,5385+0,18441,53852*0,272-0,1056*0,275*-0,73611,5385+0,18441,53852+0,6134*1+0,721*0,272*0,2721,53853*EXP-0,721*0,272=0,883
ρpr=0,27*1,36011,5385*0,883=0.27
Se calcula el Bg para la presión de burbuja:
Bg=0,0282*0,883*571907=0,0157
Se realiza el mismo procedimiento para cada Presión, obteniendo los siguientes resultados (T constante de 571R):
P (PSIA)
Z
Bg(Ft3/SCF)
907
0,8829
0,0157
765
0,8997
0,0189
615
0,9184
0,0240
465
0,9377
0,0325
315
0,9574
0,0489
165
0,9776
0,0954
Grafico . Bg vs Presión
Se puede observar que el factor volumétrico aumenta con la disminución de la presión, al disminuir el diferencial de presión el volumen de gas en yacimiento tendera a ser igual al de superficie pero esto se da a bajas presiones.
Calcular el gas total en solución en el petróleo original en PCS.
Gi=N*Rsi
Gi= 294875719 STB*155PCSSTB
Gi=45705736447PCS
Calcular el gas original in-situ en PCS, suponiendo que es un yacimiento de gas.
Presión inicial= 1187 Psia
Ppr=1187 Psia666,7Psia=1,7799
Previamente:
=1,538
Remplazando los valores de Tpr y Ppr se tiene:
Z=1-3,52×1,7799100,9813×1,538+0,274×1,77992100,8157×1,538
Z=0,8543
Una vez conocido el valor de Z, se procede a calcular el valor del factor volumétrico del gas (Bg),
Bg=0,0282×0,8543*5711187
Bg=0,0115889717 PCYPCS
Por lo tanto tenemos:
G=43560× ×VB×1-SwBg
G=43560ft2acre×0.162×279676216 acre ft×1-0,135260,0115889717PCYPCS
G=147264839000 PCS
Se tiene un yacimiento de petróleo a una presión de burbujeo de 3200 Psia y temperatura de 300°F. El petróleo tiene una gravedad API de 40° y una relación gas-petróleo de 600 SCF/STB. La gravedad específica del gas es de 0.75. Se conocen además los siguientes datos:
Área del Yacimiento, acres……………………………………….860
Espesor Promedio, Ft…………………………………………….15
Saturación de agua connata………………………………………0.24
Porosidad efectiva, %………………………………………….....16
Calcular el petróleo original in-situ, STB
Rs=0.75*320018.2+1.4100.0125*40-0.00091*3001.2048
Rs=720.396 SCF/STB
Bo=0.9759+0.00012*720.396 0.750.8250730.5+1.25*3001.2
Bo=1.4893 BY/STB
N=7758* *VB*1-SwBoi
N=7758BYacre-ft*0,16*(860*15) acre-ft*1-0.241.4893BYSTB
N=8.17STB
P vs Bo
Presión (psia)
Bo (BY/BN)
