PROYECTO PROGRAMACION.docx

UNIV UNIVERS ERSIDA IDAD D MAYOR MAYOR DE SAN ANDR S FACULTAD DE INGENIERÍA

FACTOR DE RECUPERACIÓN DE UN RESERVORIO DE PETROLEO SUBSATURADO POR EL MÉTODO DE ARPS Carlos Victor Roldan Uscamaita Ing. Hermas Herrera Callejas Programacion Aplicada (PET-230) Ingeniería Petrolea 14 de diciembre de 2018

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ÍNDICE 1.

INTRODUCCIÓN INTRODU CCIÓN ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .................. 3

2.

JUSTIFICACIÓN.............. JUSTIFICAC IÓN............................... .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ........................ ...... 3

3.

OBJETIVOS OBJETIV OS .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ........................... ......... 4 3.1.

Objetivo General ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ........................... .......... 4

3.2.

Objetivos Objetivo s Específicos Específico s ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... .... 4

4.

MARCO TEÓRICO ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... .................... 4 4.1.

DEFINICÍON DE FACTOR DE RECUPERACIÓN RECUPER ACIÓN................................... .................. ................................... ................................... ................... 4

4.2

RESERVORIOS RESERVO RIOS DE PETROLEO SUBSATURADO SUBSATU RADO ................................. ................ ................................... ................................... ................... 5

4.3

MECANISMO DE EMPUJE Ó DESPLAZAMIENTO DESPLAZ AMIENTO ................................. ................ ................................... ................................. ............... 6

4.3.1

EXPANSIÓN EXPANSIÓ N ROCA-FLUIDO ROCA-FLU IDO .................................. ................ ................................... ................................... .................................... ..................... ... 7

4.3.2

ENPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN .................................. ................. ................................... ................................... .............................. ............. 8

4.4 MÉTODO DE ARPS PARA CALCULAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO ............................................................................................................ 10 5.

DESARROLLO DESARR OLLO PRÁCTICO ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ...................... ..... 12 5.1.

PASOS DE PROGRAMACIÓN PROGRAM ACIÓN .................................. ................ ................................... ................................... .................................... ......................... ....... 12

6.

ALGORITMO ALGORI TMO DE PROGRAMACIÓN PROGRAMACI ÓN ................................... ................. ................................... ................................... .................................... ...................... .... 15

7.

PROGRAMA PROGRA MA ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ...................... .... 16 7.1.

INTERFAZ DEL USUARIO .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ............................... ............. 16

7.2.

CÓDIGO DE PROGRAMACIÓN PROGRAMA CIÓN .................................. ................ ................................... ................................... .................................... ...................... .... 16

8. 9.

DATOS DE PRUEBA .................................... .................. ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 19 RESULTADOS RESULT ADOS OBTENIDOS OBTENIDO S ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... 20 9.1.

CÁLCULO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN CON LA APLICACIÓN .................. ........................... .................. ......... 20

9.2.

CALCULO ANALITICO DEL FACTOR FACTOR DE RECUPERACIÓN RECUPERACIÓN POR DEFINICIÓN DEFINICIÓN................. ......................... ........ 21

9.3.

Comparación Compara ción .................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ............................... .............. 21

10. 11.

CONCLUSIONES CONCLUSIO NES .................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ............................... .............. 22 BIBLIOGRAFIA BIBLIOG RAFIA .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................. ................ 22











1. INTRODUCCIÓN Todos los yacimientos de petróleo poseen mecanismos o energía de desplazamiento que permite la explotación de los mismos, la cantidad de hidrocarburos que se puede recuperar depende principalmente del tipo de mecanismo de desplazamiento con que cuenta cada reservorio. La geología, las propiedades de la roca, de los fluidos y del sistema roca-fluido inciden en la recuperación final de cada yacimiento. Es imposible la recuperación total de hidrocarburos de un reservorio, siempre quedará un volumen remanente de la reserva insitu sin recuperar, la relación entre el volumen total total recuperado y el volumen volumen insitu de petróleo petróleo es el factor de recuperación del reservorio. El cálculo del valor del factor de recuperación es fundamental para tomar decisiones económicas y decidir si se explota o no el reservorio. Existen varios métodos y correlaciones para calcular el factor de recuperación que se utiliza en base al tipo de reservorio y mecanismo de desplazamiento. En esta presentación nos enfocaremos en el cálculo del factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado (Reservorio con presión inicial del yacimiento mayor a la presión del punto de burbuja del petróleo) mediante el método de Arps planteado para dicho reservorio, Para esto se utilizará Microsoft Visual Basic que es una herramienta de programación con el que crearemos una aplicación que nos permita calcular al instante el factor de recuperación, utilizando datos petrofísicos básicos del reservorio de petróleo subsaturado. Para comprobar la efectividad del programa se utilizará datos de prueba de un reservorio de petróleo subsaturado donde ya se conoce el valor del factor de recuperación, para posteriormente hallar el porcentaje de diferencia.

2. JUSTIFICACIÓN Conocer el factor de recuperación de un reservorio es vital antes de iniciar con la explotación del yacimiento, de acuerdo a este valor se define la factibilidad de recuperación del hidrocarburo, es decir si el factor de recuperación de un yacimiento es muy pequeño exista la posibilidad de que el volumen no sea comerciable o rentable y se tendría que parar la explotación. Su importancia se puede ver con el siguiente razonamiento. El volumen original in situ es un valor conocido; si se pudiera determinar de alguna manera el valor del factor de recuperación, el cálculo del volumen











producción. De este modo se pueden elaborar proyectos en base a los perfiles de producción y consiguientes planes de inversión. El factor de recuperación se debe conocer de manera inmediata y lo más preciso posible en el campo, su cálculo por el método de Arps para reservorios de petróleo subsaturado implica la utilización de siete variables y más de cuatro constantes que relentizan su cálculo al utilizar una calculadora, pero con el programa que se creará con Visual Basic se podrá calcular dicho valor de manera práctica y sencilla, solo será introducir datos básicos petrofísicos y del fluido y presionar un botón.

3. OBJETIVOS 3.1. Objetivo General 

Utilizar la herramienta de programación de Microsoft Visual Basic para crear una aplicación que nos permita calcular el factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado.

3.2. Objetivos Específicos  



Elaborar el algoritmo de programación Utilizar datos de prueba reales de campos existentes que ya ya declinaron Comprobar la efectividad del programa mediante una una comparación comparación entre el factor de recuperación hallado con dicho programa y el valor ya conocido.

4. MARCO TEÓRICO 4.1. DEFINICÍON DE FACTOR DE RECUPERACIÓN En la actualidad la administración de yacimientos requiere de un conocimiento inicial de los volúmenes originales de petróleo y gas in-situ, además de la cantidad recuperable de dichos volúmenes. Lo anterior con el fin de diseñar una estrategia de explotación adecuada. El Oilfield Glossary de Schlumberger define al Factor de Recuperación como: “Cantidad recuperable de hidrocarburos existentes en el lugar”, normalmente se expresa en forma porcentual y se calcula se la siguiente manera:











Donde este factor puede ser expresado en fracción, pero por lo general se lo expresa en porcentaje. En la siguiente Figura se mencionan algunos elementos que influyen en el valor del Factor de Recuperación y si están asociados o no al yacimiento.

4.2

RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO

El estado del petróleo sub-saturado implica que existe una deficiencia de gas y que, si hubiera suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, que no hay capa de gas. Por lo tanto, en estas condiciones el yacimiento se encuentra sobre el punto de burbuja y por lo tanto los hidrocarburos se encuentran formando una sola fase, obviamente no existe casquete de gas original. En el siguiente grafico se puede observar el diagrama de fases y comportamiento del petróleo en función a la temperatura y presión del reservorio, del mismo fluido y en condiciones estándar.











determinante para conocer el estado (fase) de los fluidos después de un cierto tiempo de producción.

En esta primera etapa los líquidos, petróleo y agua, se encuentran comprimidos al momento de descubrir el reservorio. A medida que se desarrolla la producción, los fluidos salen a superficie principalmente por la descompresión; este período tiene una corta duración y se puede notar que el yacimiento declina muy rápidamente.

4.3

MECANISMO DE EMPUJE Ó DESPLAZAMIENTO

El proceso de desplazamiento, que se lleva a cabo en el yacimiento, para que el hidrocarburo pueda fluir hacia los pozos, se da gracias a la expansión y empuje de diferentes materiales contenidos dentro del mismo, pero el material expulsado hacia los pozos debe ser ocupado por otro material para mantener la presión en el espacio ocupado anteriormente por dicho material y así mantener el flujo de fluidos del yacimiento al pozo. El conocimiento de todos













Los diferentes tipos de expansión dependen de los materiales del yacimiento, tales como el hidrocarburo contenido, la presión de poro, otros fluidos existentes y hasta el tipo de yacimiento que los contiene. Los mecanismos de desplazamiento para la producción de hidrocarburos en un reservorio de petróleo subsaturado inicialmente son por expansión roca-fluido, luego interviene el mecanismo de empuje por Gas en solución.

4.3.1 EXPANSIÓN ROCA-FLUIDO Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos subsaturados, hasta que se alcanza la presión de burbujeo. La expulsión del petróleo se debe a la expansión de sistema. El petróleo, el agua connata y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la producción es pronunciado, como puede observarse en la figura, su caída de presión es prácticamente lineal, por lo tanto mientras actúe. Este mecanismo de desplazamiento el porcentaje de recuperación es bajo, varía entre 2 a 5 %. La liberación del gas disuelto en el petróleo ocurre en la tubería de producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación. La relación gas-petróleo producida permanece constante durante esta etapa de explotación e igual a la razón de la solubilidad inicial como lo muestra la siguiente gráfica











En la siguiente figura se muestra el comportamiento típico de RGP en yacimientos subsaturados

4.3.2 ENPUJE POR POR GAS EN SOLUCIÓN SOLUCIÓN Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el petróleo, al alcanzar la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del petróleo se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que, si viene cierto que tanto el agua connata y la roca continuarán expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos. También puede ocurrir flujo de la fase gaseosa discontinua, por separación parcial del gas ocluido, cuando la presión del gas excede a la del petróleo que lo confina.











Se representa gráficamente las variaciones en la relación gas-petróleo contra la producción acumulativa de petróleo.

Comportamiento de la presión en yacimientos que tienen gas en solución. En la siguiente figura se observa diversos puntos los cuales muestran un comportamiento de la razón gas en solución en función al petróleo acumulado durante la vida productiva del yacimiento. Del punto 1 al 2 se observa que la razón gas-petróleo es invariable, esto debido a que la presión del yacimiento es menor a la presión del burbujeo, motivo por el cual no existe liberación del gas en solución, entonces la razón gas-petróleo en este tramo es constante.











el yacimientos en forma de burbujas aisladas hasta llegar a una saturación crítica y de ahí recién comienza a fluir. Características en la producción Los yacimientos de petróleo que tienen como energía de empuje una liberación del gas tienen las siguientes características. Rápida declinación de la presión.  Poca producción de agua. agua. Mínima producción de agua durante la vida vida productiva del yacimiento.  Rápido Incremento en la relación gas-petróleo. En todos los pozos aumenta considerablemente la relación gas-petróleo. Siempre y cuando la presión del yacimiento se encuentre por debajo de la presión de burbujeo  Baja recuperación de petróleo en la fase final de explotación del yacimiento. Este mecanismo generalmente es el menos eficiente. 

4.4

MÉTODO DE ARPS PARA CALCULAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución.











del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.

Arps desarrolló una ecuación para estimar la eficiencia de la recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual o mayor a la presión del punto de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:

.6 . . ∅  1 −      .  % =41.815[  ] × (1.00) ×  × ( ) Dónde: FR(%) = Factor de recuperación, porcentaje = Porosidad, fracción. Sw = Saturación de agua connata, fracción. Bob = Factor volumétrico al punto de burbuja, bl/STB. K = Permeabilidad promedio de la formación, Darcys. µ = Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp. Pb = Presión al punto de burbuja, psig. Pa = Presión de abandono, psig

∅

Esta ecuación fue derivada de un estudio estadístico de 67 reservorios de arenisca y 13 reservorios de carbonato y es aplicable solo para reservorios donde el empuje por gas en solución es el único mecanismo de recuperación. Si la presión inicial del reservorio es mayor que la presión de burbuja, entonces se debe adicionar a la recuperación obtenida por la ecuación mostrada, la cantidad de petróleo producido por expansión líquida desde la presión inicial













rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.

5. DESARROLLO PRÁCTICO Para el cálculo del factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado con mecanismo de empuje por gas en solución, utilizamos la herramienta de programación Microsoft Visual Basic 6.0 y basándonos primordialmente en la ecuación planteada por Arps. El F.R. mediante el método de Arps implica conocer los valores de siete variables, la porosidad de la roca productora, saturación de agua connata, factor volumétrico al punto de burbuja, permeabilidad de la formación, viscosidad del petróleo al punto de burbuja, presión al punto de burbuja y la presión de abandono del yacimiento que son datos básicos de cualquier reservorio. Para ejecutar la aplicación será necesario conocer los valores de estas variables de entrada en unidades correspondientes.

5.1. PASOS DE PROGRAMACIÓN











Label Label Label Label TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox CommandButton

Caption Caption Caption Caption Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Caption

burbuja (Cp) Permeabilidad (Darcys) Presión al punto de burbuja (Psi) Presión de abandono (Psi) FR, Factor de Recuperacion [%] Pa Pb porosidad Sw Bo permeabilidad viscosidad FactorRecuperacion Limpiar Datos

CommandButton

Caption

Ejemplo

CommandButton

Caption

Salir

La interfaz de usuario debe tener el siguiente aspecto:











4) Como se cuenta con una ecuación ya despejada, el siguiente paso es introducir dicha ecuación que será nuestro código de programación. Se tiene:

.6  . . ∅  1 −     .  % =41.815[  ] × (  ) ×  × ( ) 1

Hacemos doble click en el comando Calcular y designamos las siguientes variables X = Porosidad, dividido entre 100, que es en la ecuación Y= SaturacionW, dividido entre 100, que es en la ecuación Bo1 = FVolumetrico, que es  en la ecuación K = Permeabilidad, que es K en la ecuación Vis = ViscosidadOil, que es en la ecuación P1 = PresionPB, que es  en la ecuación P2 = PresionA, que es  en la ecuación

∅





 



Luego para hacer más simple la operación de multiplicación, separamos la ecuación (1) en constantes designando nuevamente valores, la ecuación











FactorRecuperacion.Text = FR De esa manera se desarrolla el programa basándose simplemente en operaciones de multiplicación, división y resta.

6. ALGORITMO DE PROGRAMACIÓN

PresionEnter?











7. PROGRAMA 7.1. INTERFAZ DEL USUARIO

7.2. CÓDIGO DE PROGRAMACIÓN













Private Sub limpiar_Click() Pb.Text = " " Pa.Text = " " porosidad.Text = " " Sw.Text = " " Bo.Text = " " permeabilidad.Text = " " viscosidad.Text = " " FactorRecuperacion.Text = " " Image1.Visible = False Pb.SetFocus End Sub











Private Sub Salir_Click() End End Sub Private Sub Sw_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then Bo.SetFocus End If End Sub Private Sub Bo_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then











Private Sub Form_Load() Move (Screen.Width - Width) \ 2, (Screen.Height - Height) \ 2 End Sub Private Sub RCTimer1_Timer() If RCHora.Tag = "Mostrar" Then RCHora.Caption = Time RCHora.Tag = "" Else RCHora.Caption = "" RCHora.Tag = "Mostrar"











Factor Volumétrico de petróleo al punto de burbuja

1.411 bbl/STB

Relación de solubilidad (Rsi)

615 Scf/bbl

Viscosidad del Petróleo al punto de burbuja Factor Volumétrico de Gas (βg)

0.498 Cp 0.0043 pc/pcs

Gravedad API Gravedad Específica del gas Porosidad

27 °API 0.75 19%

Saturación de Agua Connata

32%























CONCLUSIONES 

Se realizó la programación correspondiente en Microsoft Visual Basic 6.0, donde se obtuvo la aplicación para calcular el factor de recuperacion de un

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