TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”
Aplicando la formula:
[email protected]. = 7758 * 124602.5608 [äcre - pie] * 8% * (1 – 55%) N = 32.64 MMBbl.
3.3.2. Calculo del Volumen de petróleo a condiciones de superficie.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento:
[email protected]. = 7758 * Axh * Ø * (1 – Sw) βoi
Datos:
[email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 8% Sw = 55% βoi = 1.076 BY
BS Aplicando la formula:
[email protected]. =
8∗.8 [− ]∗8%∗(−%) .
[email protected]. = 30.342007,44 [M MB bl]
3.4 Caldulo del volumen In-situ del Gas.3.4.1. Calculo del volumen In-situ del Gas a condiciones de yacimiento.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento: Datos:
[email protected]. = 43560 * Axh * Ø * (1-Sw)
[email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 0.8% Sw = 55%
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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Aplicando la formula:
[email protected]. = 43560 * 124602.5608[acre-pie] * 8% (1-55%)
[email protected]. = 1.28827 Tcfs
3.4.2. Calculo del volumen In-situ del Gas a condiciones de superficie.3.4.2.1. Calculo del Factor volumétrico del gas.La composición del gas es la siguiente: Tabla 4.- Composicion de Gas de Pozo
Componentes
Porcentaje molar
Vol. Liquido (GPM)
Nitrógeno
0,870
Dióxido de carbono
1,865
Metano
86, 954
Etano
6,217
Propano
2,299
0,632
Isopentano
0,397
0,130
Butano
0,607
0,191
Isopentano
0,239
0,087
Pentano
0,176
0,064
Hexano
0,175
0,072
Heptano
0,170
0,081
0,029 Total
100.000
Gravedad especifica
0,660
Poder calorifico
1,113,57
1,257
Fuente: Informe Sararenda – E.M.I. Por medio de graficos de correlaciones para coordenadas pseudocriticas se obtiene los siguientes datos: Psc = 670 PSI Tsc = 375 °R Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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Aplicando la formula:
[email protected]. = 7758 * 124602.5608 [äcre - pie] * 8% * (1 – 55%) N = 32.64 MMBbl.
3.3.2. Calculo del Volumen de petróleo a condiciones de superficie.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento:
[email protected]. = 7758 * Axh * Ø * (1 – Sw) βoi
Datos:
[email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 8% Sw = 55% βoi = 1.076 BY
BS Aplicando la formula:
[email protected]. =
8∗.8 [− ]∗8%∗(−%) .
[email protected]. = 30.342007,44 [M MB bl]
3.4 Caldulo del volumen In-situ del Gas.3.4.1. Calculo del volumen In-situ del Gas a condiciones de yacimiento.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento: Datos:
[email protected]. = 43560 * Axh * Ø * (1-Sw)
[email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 0.8% Sw = 55%
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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Controles de pozos frecuentes y precisos
Caudales y presiones de boca de pozo
También se deben modelar los parámetros económicos, como los costos de perforación, fracturación, instalaciones de superficie, precio del gasy petróleo y condiciones del mercado. La aplicación de los métodos tradicionales de la ingeniería de reservorios para el calculo de reservas de gas y petróleo, no son rigurosos, y se presentan los siguientes problemas.
Los cálculos volumétricos tienen la imprecisión del área de drenaje, que es en general desconocida y muchas veces también del espesor útil.
El balance de materiales tienen la incertidumbre de las presiones promedio del reservorio, porque en general los pozos no se pueden correr por intervalos lo suficientemente largos como para obtener una buena estimación.
Las curvas de declinación convencional, y específicamente el hiperbólico, es el que mejor copia el comportamiento de los pozos, pero no es preciso en su pronóstico.
El análisis declinatorio avanzado, como por ejemplo el de FetKovich, presenta el inconveniente de que asumen una presión de fondo constante y el flujo por condiciones de borde, en la concavidad hacia abajo.
La simulación numérica de reservorio ya no se utiliza para simular la totalidad de yacimiento, sino para pozos individuales.
El cálculo de reservas más preciso, es el análisis de la producción mediante el uso de modelos. La teoría y los métodos del análisis de evaluación de reservas ya están desarrollados, la clave está en monitorear la calidad de los controles diarios de producción, caudales y presiones.
2.4.1. Método Volumétrico.El cálculo volumétrico de petróleo y gas es una de las herramientas para la estimación de reservas. El método volumétrico para el cálculo de petróleo y gas original se hace atraves de las siguientes formulas:
Ec. 1
N = 7758 * Axh * Ø * (1-Sw)
Donde:
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N = es el petroleo original in – situ (BBl@ c.y.) Axh = es el volume bruto de la roca (Acres) Sw = saturacion del agua inicial (fraccion)
Ec. 2 N@ c.s. =
8∗ℎ∗∅∗(−)
Donde: N @c.s. = es el petroleo original in-situ (Bbl)
βoi = Factor volumetrico del petroleo ( )
Ec. 3 G@ c.y. = 43560*Axh*Ø*(1-Sw) Donde: G = volume del gas inicial in-situ (Bbl) Vr = Axh = es el volume bruto de las roca (Acres – pies)
Ec. 4
[email protected]. = (43560*Axh*Ø*(1- Sw)) * βgi
Donde: G = volume del gas inicial in – situ (pcs) @c.s. βg = factor volumetrico del gas
2.4.2. Método Balance de materia.Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que:
Es la aplicación de la ley de conservación de la materia a la producción de fluidos de un reservorio.
Balance entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie).
Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1 , T1). Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio.
La ecuación de balance de materiales se usa para :
Determinación del petróleo Original en sitio (POES) o del Gas Original en sitio (GOES).
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Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio (acumulada de producción versus presión)
Determinar la inferencia de agua
También se pueden cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio La conservación de la materia aplicada a yacimientos de gas da el siguiente balance de materiales: |Masa de gas producido| = |Masa de gas inicialmente en el yacimiento| + |Masa de gas remanente en el yacimiento|
Es necesario comprender que el te rmino final denota una etapa posterior de produccion y no una etapa d e abandono necesariamente. Por último, podemos hacer un balance de materiales en términos de moles de gas, así: Np = Ni + Nf
Donde: Np = número de moles producidos Ni = número de moles iniciales Nf = número de moles finales.
Si el yacimiento es no volumétrico, con intrusión de agua, y es el volumen poroso inicial disponible para gas en pies cúbicos, y si a una presión final entran pies cúbicos de agua al yacimiento y se producen pies cúbicos de agua del mismo, entonces el balance de materiales para el volumen final después de producir pies cúbicos normales de gas es: Vf = Vi – We + BwWρ
2.4.3. Curvas de declinación.En las curvas de declinación se grafican los datos de rata contra tiempo y por medio de la extrapolación de la curva obtenida se estima la producción en un determinado tiempo, esto no requiere ninguna suposición a cerca A, h, ¢, Sw o FR, ya que los datos que se requieren
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son los de producción. Las curvas de declinación proporcionan un fácil análisis y a menudo dan buenos resultados. Su mayor desventaja es su aparente facilidad. Las curvas de declinación no son simplemente curvas, en efecto, ellas pueden ser consideradas más difíciles de analizar que las pruebas rata-transiente.
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CAPITULO 3 MARCO PRÁCTICO 3.1. Datos de Pozo SRR X-1.3.1.1. Profundidad del pozo.Tabla 1.- Profundidades de pozo
Prognosis Sararenda X1 (kb 1200 msnm) Formaciones MD Fm. Tupambi 0 Fm Iquiri 280 Fm. Los Monos 960 F. Fm. Los Monos 1630 Emsiano 2490 Falla Mandiyuti/ (Fm. Chorro) 2640 Fm Tupambi 2660 Fm Iquiri 3010 Fm. Los Monos 3520 F. Fm. Los Monos 4200 Emsiano Bloque Bajo 4315 Fm. Huamampampa 4520
TVDSS -1200 -920. -240. 430 1290 1440 1460 1810 2324 3000 3115 3320
Fm Icla Profundidad Final
3600 360
4800 4800
% de error +- 0,5% +- 0,5% +-1% +-1% +-1% +-3% +-3% +-3% +-3% +-3% +- 5%
DIPS 5 - 10 E 0 - 10 E 10 - 40 E 0-20 E 0-10 W 20-30 W 0-5 E 5-10 E 10-20 E 10-20 E 10-20 E 15-20 E
Puntos de
Objetivo
decision
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Ilustración 5.- Alcances geograficos del pozo
Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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Ilustración 6.- Diseño de la trayectoria
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3.1.2. Datos de perforacion.Tabla 2.- Diseño de la cañeria del pozo
Ilustración 7.- Programa de perforacion Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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3.1.3. Prueba Lick Off Test. Ilustración 8.- Prueba Lick Off Test de Pozo SRR X-1
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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3.1.4.
Datos petrofísicos del pozo. Ilustración 9.- Datos petrofisicos de Pozo SRR X-1
Fuente: Y.P.F.B. Andina
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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3.1.5. Sísmica 3D. Ilustración 10.- Vista Sismica de geologia atravesada
Fuente: Y.P.F.B. Andina
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
30
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3.1.6. Modelación de pozo. Ilustración 11.- Modelo 3D coordillera Sararenda
Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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Ilustración 12.- Sismica 3D pozo SRR X-1
Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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1.
FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título: Determinación Determinación de reservas del Campo Sararenda, en base al estudio del Pozo Sararenda, mediante métodos estáticos y dinámicos Autor: Carmen Teresa Medrano Troche Fecha: 14 de Junio 2017 “
”
Código de estudiante: 200121517 Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo Asignatura: Reservorios I Grupo: B Docente: Ing. Ing. Hugo Edwin Chambi Challa Periodo Académico: I/2017 Subsede: La Paz Copyright © (2017) por (Carmen Teresa Medrano Troche). Todos los derechos reservados.
TABLA DE CONTENIDOS
Introducción e información general........................................................................................ 4 CAPÍTULO 1 ......................................................................................................................... 5 GENERALIDADES .............................................. ................................................................................................... ................................................................. ............ 5 1.1. Antecedentes.-..................................................................... Antecedentes.-.............. ............................................................................................ ..................................... 5 1.2. Definición del problema.- ........................................................................................ ........................................... ............................................. 6 1.3. OBJETIVOS.- ............................................................................................... .......................................... ................................................................ ........... 6 1.3.1. OBJETIVO GENERAL:................................................................................ 6 1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.- ..................................................................... 6 1.4. Metodología de trabajo.- .............................................. .......................................................................................... ............................................ 6 1.5. Ubicación.-........................................................ Ubicación.-.. .......................................................................................................... ....................................................... ... 7 1.6. Marco geológico local pozo SRR X-1.-................................................................... X-1.-.............................. ..................................... 9 1.6.1. Formaciones.- .............................................. ................................................................................................. ....................................................... 9 1.6.1.1. Sistema Devonico .................................................... ......................................................................................... ..................................... 9 1.6.1.2. Sistema Carbonifero ................................................ ................................................................................... ................................... 10 1.6.2. Geología del petróleo del pozo.-................................................... ................................................................... ................ 11 1.6.2.1. Roca Generadora......................................................... Generadora................ ......................................................................... ................................ 11 1.6.2.2. Roca sello.- ..................................................... ................................................................................................. ............................................ 11 CAPITULO 2 ....................................................................................................................... 13 MARCO TEORICO. ............................................................................................ ................ 13 2.1. Clasificación de reservas.- ................................................................................... 13 2.1.1. Reservas probadas.- ..................................................................................... 14 .............................................................................. ........................ 14 2.1.2. Reservas desarrolladas.- ...................................................... 2.1.3. Reservas no desarrolladas ........................................................................... 14 2.1.4. Reservas no probadas................................................................................... 14 2.1.5. Reservas probables.-..................................................................................... 14 2.1.6. Reservas posibles.- ........................................................................................ 15 ................................................................................... ........................... 15 2.2. Propiedades petrofísicas.- ........................................................ 2.2.1. Porosidad.- .................................................................................................... 15 2.2.2. Permeabilidad.-............................................................................................. 16 ...................................................................... ............... 16 2.2.3. Saturación de agua connata.- ....................................................... ............................................................................. ............... 17 2.2.4. Índice de productividad.- .............................................................. 2.3. Caracterización de reservorio.- .......................................................................... 17 .............................................................. ................. 17 2.3.1. Etapa de caracterización estática.-............................................. .......................................... ................. 18 2.3.2. Etapa de caracterización dinámica.-........................................................... ................................................................. ............... 18 2.4. Volumen original de hidrocarburos.-.................................................. 2.4.1. Método Volumétrico.- .................................................................................. 19 ....................................................................... ........................ 20 2.4.2. Método Balance de materia.-............................................... 2.4.3. Curvas de declinación.- ................................................................................ 21 CAPITULO 3 ....................................................................................................................... 22
1
TITULO: “DETERMINACIÓN “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO C AMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS” DINÁMICOS”
MARCO PRÁCTICO........................................................................................................... 22
Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo
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