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Este blog está destinado a ofrecer información
sobre aspectos importantes de la Ingeniería de
Yacimientos e información de interes relacionada
con el ámbito petrolero.
Espero que les sea de utilidad y agrado.



BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE GAS


En este caso para calcular el gas inicial en el yacimiento, se debe usar el método de "balance de materiales”, sin embargo, este método se aplica "solo para la totalidad del yacimiento", por la migración del gas de una parte del yacimiento a otra tanto en yacimientos volumétricos (por expansión del gas) como en aquéllos con empuje hidráulico. El método de balance de materiales puede ser utilizado además para estimar el área del yacimiento, la recuperación última que se espera y los efectos de la entrada de agua en el yacimiento.

ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE GAS SIN
ENTRADA DE AGUA.

Aplicando el principio de la conservación de la materia a yacimientos de gas, se
establece que:

Estableciendo el mismo balance en términos de moles de gas, se tiene:


Combinando esta ultima ecuación con la Ecuacion de Gases reales, sustituyendo los moles de gas en terminos de n (T,P,Z,R) :

Despejando Gp de la ecuación anterior.


Para valores establecidos de Pcs y Tcs, y teniendo en cuenta que Pi, Zi y Vi son fijos,
la ecuación se puede transformar en:

GRAFICA DE P/Z vs Gp

Otra forma de la EBM (Como MÉTODO DE LA LÍNEA RECTA)

Sustituyendo GpBg + WpBw= F y Bg - Bgi = Eg, Se obtiene:
GRAFICA (F/Eg ) vs (We/Eg) . YACIMIENTO CON INFLUJO DE AGUA


Bibliografía: Da Silva, Angel. "Balance de Materiales en Yacimientos de Gas", Clase 6 de Ingeniería de Yacimientos II, UCV.


CALCULO DE RESERVAS



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 yaci
miento, a esto se le llama reservas.

Reservas de los Yacimientos.

Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los 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 originalme
nte en el yacimiento.

Clasificación de las Reservas.

Existen criterios que pueden usarse para clasificar reservas. Sin embargo, dada la relación de propiedad de los yacimientos que mantiene el estado venezolano, se tomará la clasificación establecida por el Ministerio de Energía y Minas, el cual, clasifica las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas.

De acuerdo con este criterio, las reservas se clasifican en:
  • Reservas probadas.
Se considera reservas probadas el volumen de hidrocarburos contenido 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.
  • Reservas posibles.
Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.


El valor de las reservas 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.

MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE UN YACIMIENTO
  • Método volumétrico.
Determinístico: Consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculos de áreas, se aplica los métodos de geometría, trapezoidal y piramidal, dependiendo de las relaciones de área de los contornos. Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) y conociendo los datos de petrofisica: porosidad, (Ø), saturación de agua connata (Swc), espesor (h). Probabilístico:

Este método trata cada parámetro como un rango de valores, los cuales son representados por variables aleatorias que permiten describir eventos futuros cuyos resultados son una incertidumbre. Dichas variables se representan mediante distribuciones estadísticas.
Técnica Monte Carlo.
En este caso es utilizado a nivel de análisis de yacimientos por lo que su uso consiste en tomar muestras de la distribución de probabilidad de cada uno de los parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la ecuación del método volumétrico para obtener un valor de N. Después de repetir el proceso anterior, un número significativo de veces (1000 o más), los valores de Ni (POES)i, son ordenados en sentido creciente, asignándole a cada uno,un valor de frecuencia acumulada igual a: i/n+1, donde n es el número de valores de N obtenidos. Luego si se grafica la frecuencia acumulada vs. N, se obtendrá una función dedistribución acumulada de estos valores.
  • Curvas de declinación de producción.
Se conoce como curvas de declinación de producción a la representación gráfica de la historia de producción, que se obtiene al graficar la tasa de producción (qo) como variable dependiente usando el eje de las ordenadas, y como variables independientes el tiempo (t) y la producción acumulada (Np), graficadas utilizando el eje de las abscisas, en cuyos casos se obtienen dos tipos de curvas de declinación de producción: Las curvas tasa - tiempo y tasa - producción acumulada.

El análisis de curvas de declinación se aplica por pozo, por regiones o a todo el yacimiento, cuando existe suficiente historia de producción como para establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción de las reservas remanentes y/o del tiempo de producción se hace mediante la extrapolación de dicha tendencia. En general, se busca un tipo de gráfico donde la tendencia se presente de forma lineal para facilitar la extrapolación.


  • Balance de materiales.
Constituye la aplicación en conjunto de dos principios básicos: la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. Este método permite obtener deducciones cuantitativas y predicciones, que son de gran ayuda para el análisis de yacimientos. En general, se hace un balance entre los fluidos remanentes y los producidos. Este balance se acostumbra a hacer en base volumétrica (aunque no es estrictamente necesario) debido a que los fluidos producidos se miden en unidades de volumen. En la forma más simple, la Ecuación de Balance de Materiales (EBM) para un yacimiento, puede describirse como lo expresa la Ecuaciónmostrada a continuación: Volumen inicial = Volumen Producido + Volumen Remanente
  • Simulación de yacimientos.
La simulación numérica de un yacimiento en explotación permite evaluar escenarios de producción de líquido y/o vapor de un campo geotérmico, así como predecir el desempeño del yacimiento bajo la adición o remoción hipotética de pozos productores o inyectores. Se basan en discretizaciones numéricas (en espacio y tiempo) de ecuaciones diferenciales parciales acopladas de flujo hidrotermal multifásico y multicomponente, así como de transporte de masa y calor. En sus versiones más completas, los simuladores pueden calcular cambios de fase (líquido, vapor, sólido) de los diversos componentes y/o reacciones fisicoquímicas, por ejemplo: interacción fluido/roca, precipitación/disolución de sales, etc., o considerar un subsuelo con porosidad doble o triple, lo cual conlleva un mayor tiempo de cómputo.

Un simulador de yacimientos puede ser definido como un conjunto de programas de computación que, mediante algoritmos apropiados, resuelve numéricamente las ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene soluciones aproximadas de tales ecuaciones. Es capaz de tomar en cuentas todas las variaciones que puedan ocurrir en el yacimiento, por lo tanto con esta herramienta se pueden obtener resultados más satisfac
torios que los que se pueden obtener con curvas de declinación de producción o balance de materiales.



Bibliografía:
Rivera Jose. Prácticas de Ingeniería de Yacimientos. Septiembre 2004.
Rodriguez José Ramon. Ingenieria Básica de Yacimientos. Univeridad de Oriente. Mayo de 2007. Pags 118-124.

ANÁLISIS DE BALANCE DE MATERIALES

La Ecuación de Balance de Materiales ofrece una visión de las características de un yacimiento a partir del estudio de los fluidos presentes y la distribución de los mismos en la estructura del sistema. Sin embargo, para poder hacer uso de esta herramienta es necesario tener información previa y datos del reservorio que, al mismo tiempo, deben sustentarse en bases sólidas y confiables. Entre todas las condiciones que deben tenerse en cuenta para la aplicación de la ecuación se balance de materiales exiten dos condiciones que deben satirfacerse que necesariamente. En primer lugar debe haber una adecuada colección de data (Producción/ Presión vs Tiempo/ PVT), tanto cualitativa como cuantitativamente, de lo contrario la técnica puede llegar a ser bastante carente de sentido. La segunda condición es que debe ser posible definir una tendencia promedio de declinación de la presión para el sistema en estudio.

Los parámetros que son posibles definir a partir de EBM son: Petroleo Original en Sitio, Gas Original en Sitio, Contribución fraccional de cada mecanismo de producción presente en el reservorio y análisis de incertidumbres.
Considerando la ecuación completa de la ecuación de Balance de Materiales, los parametros involubrados pueden ser divididos dentro de las siguientes categorias: Deberían ser ''conocidos'':
  • Np
  • Rp
  • Wp
  • Cw
  • Swc
  • Bw
Potencialmente ''desconocidos''
  • N
  • We
  • P
  • Bp, Rs, Bg
  • m
  • Cf
Los puntajes de 6 conocidos y 8 potencialmente desconocidos revela la perenne dificultal que se presenta, no solo con la ecuación de Balance de Materiales sino en todo el tema de Ingeniería de Yacimientos. Hay muchas ecuaciones muy pocas para el número de incógnitas para los que debe ser resuelto. La simulación numérica no soluciona esta condición, se limita la suma a las incógnitas posibles que aparecen en cada una de las ecuaciones: la geometría, porosodad, permeabilidad, lo que constituye un tema serio en ingeniería de yacimientos, la incertidumbre no hace sino aumentar su atractivo, haciendo énfasis en la observación y juicio y no solo en aritmética elemental porque no puede haber una única solución matemática a los problemas. Considerando además la "datos conocidos" y "desconocidos". La predicción del comportamiento de un yacimiento en función del tiempo puede dividirse en 3 fases principales:
  • Comportamiento del yacimiento: Esta fase requiere del uso de la EBM de una manera predictiva, cuyo fin sería estimar la producción acumulada de hidrocarburos y la relación gas–petróleo instantánea (RGP) en función del
    agotamiento de presión del yacimiento.
  • Comportamiento del pozo: Esta fase genera el comportamiento individual de cada pozo en la medida en la cual avanza el agotamiento de la presión.
  • Relación del comportamiento del yacimiento con el tiempo: Esta fase, los datos del yacimiento y de los pozos son vinculados con el tiempo, considerando cantidades y tasa de producción de cada uno de los mismos.
Entre uno de los metodos de predicción del recobro y el comportamiento a futuro de un yacimiento se es encuentra:

METODO DE SHILTHUIS

Condiciones:
  • El yacimiento debe ser volumétrico
  • El yacimiento debe estar saturado, de manera que se asume que no posee capa de gas inicial y en consecuencia el mecanismo de producción del yacimiento es por Empuje de Gas en Solución.
Procedimiento:

  1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va trabajar.
  2. Asumir un valor de ∆Np/N
  3. Calcular la la producción acumulada de petróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción.
  4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.
  5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
  6. Calcular la relación gas - petróleo instantánea (Ri): La Ri se define como la relación entre el gas producido y el petróleo producido en un determinado momento, durante la producción de un yacimiento.
  7. Calcular el incremento de la producción de gas
  8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión d interés.
  9. Calcular la relación gas - petróleo de producción (Rp= Gp/Np).
  10. Con los valores de Rp y Np/N verificar si el ∆Np/N asumido era el correcto (resultado comprendido entre 0.99 y 1.01)
  11. Si el valor es correcto se puede continuar, de lo contrario debe devolver al paso N° 2.
  12. Determine el valor de Np a partir del Np/N asumido.
  13. Pase al siguiente valor de presión e inicie en el paso 1.
Bibligrafía
- Villa José. "Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto" Universidad Central de Venezuela Versión 2003-2007

BALANCE DE MATERIALES

Este Método constituye la aplicación en conjunto de dos principios básicos: la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. Mediante el cual se pueden obtener deducciones cuantitativas y predicciones, que son de gran ayuda para el análisis de yacimientos. En general, se hace un balance entre los fluidos remanentes y los producidos.

Masa original de hidrocarburos - Masa de HCs producido= Masa de HCs Remanentes

Suposiciones del Método de Balance de Materiales:

• Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes.
• Las presiones y las saturaciones se distribuyen en forma continua.
• Cualquier cambio en presión se distribuye en forma instantánea en el yacimiento.
Algunas Limitaciones de la Ecuación del Balance de Materiales.
  • Considera uniformidad del yacimiento en todo momento, en relación a las propiedades de las rocas y de los fluidos, saturación de fluidos y presión; es decir, no se considera la variación con espacio pero si el factor tiempo.
  • El petróleo y gas existentes se encuentra siempre en equilibrio a la temperatura y presión promedia existente en el yacimiento.
  • Se requiere cierto grado de explotación del yacimiento a fin de disponer de suficientes datos de presión y producción.
  • Generalmente, tanto para yacimientos de gas seco como de petróleo, el factor volumétrico del agua (Bw) y la solubilidad del gas en el agua (Rsw), se consideran igual a 1 BY/BN y 0 PCN /BN, respectivamente.
Aplicación de la EBM.
  • Es una herramienta muy útil para entender los mecanismos de producción que operan en el yacimiento.
  • Determina el petróleo y gas originalmente en sitio.
  • Caracteriza el acuífero asociado al yacimiento en caso de existir.
La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. Donde la cantidad de fluidos producidos correspondera a la contribución de todos los mecanismos de producción. Se presenta mediante la relación:

Fluidos presentes inicialmente + Fluidos producidos = Fluidos Remanentes

Algebraicamente hablando, la EBM se presenta de la siguiente m
anera:


De donde:

  • N: Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB]
  • Gf : Volumen inicial de gas en la capa de gas (gas libre) a condiciones normales [MMMSCF]
  • Gs: Volumen inicial de gas disuelto en el petr´oleo a condiciones normales [MMMSCF]
  • G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones normales [MMMSCF] G = Gf + Gs
  • m: Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo + gas disuelto en la zona de petróleo (m es constante y adimensional) m = GfBgi/NBoi
  • NBoi: Volumen de petróleo + gas disuelto inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]
  • mNBoi: Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]
  • NRsiBgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petr´oleo a condiciones de yacimiento [MMbbl]
  • G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones normales [MMMSCF] G = NRsi + mNBoi/Bgi
  • Np: Petróleo producido acumulado a condiciones normales [MSTB]
  • Gp: Gas producido acumulado a condiciones normales [MMSCF]
  • Rp: Relación gas-petróleo acumulado [MSCF/STB] con Rp = Gp/Np

Esta ecuación debe evaluarse siempre, entre la presión inicial del yacimiento y cualquier otra presión “p” donde se tengan historia de la producción acumulada de petróleo, gas y agua. Los parámetros Boi, Bgi y Rsi se obtendrán de los datos PVT a la presión inicial del yacimiento.

HAVLENA-ODEH

La EBM puede ser escrita en función de un conjunto de variables que pueden ser determinadas por medio de analisis PVT y datos de producción y variables que permanecen como incognitas en la misma, como lo sería el Petróleo Original en Sitio y la razon ¨m¨, asi como la contribución de un influjo de agua en el reservorio (Yacimiento no volumétrico). Dependiendo del mecanismo principal de empuje, se grafican diferentes conjuntos de términos en función de otros, resultando que si el mecanismo de empuje elegido es el correcto, al igual que otros par´ametros, se obtiene una relación lineal entre las variables graficadas.

Estas variables y nuevas ecuaciones de linealización son:



  • F = Np * [ Bo + ( Rp + Rs ) * Bg ] + Wp * Bw
  • Eo = ( Bo – Boi ) + ( Rsi – Rs ) * Bg
  • Eg = Boi * ( Bg / Bgi – 1 )
  • Ewf = (1+m)*Boi * [ ( Cw * Swc + Cf ) * ΔP / ( 1 – Swc ) ]

De manera que la EBM queda como:


Esta ecuación, dependiendo de los mecanismos actuantes en el yacimiento debe graficarse en en base a tales contribuciones, teniendo en cuenta la existencia o no de cada parámetro.

En la grafica siguiente se muestra la eficiencia de cada uno de los mecanismo de producción que pueden hacerse presentes en el yacimiento desde su descubrimiento hasta la fase final de la producción.

ÍNDICES DE PRODUCCIÓN

Los indices de producción de un yacimientos corresponden a la contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanísmos de producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y unas determinadas condiciones. La EBM permite obtener la contribución de cada mecanismo en base a las siguientes ecuaciones:

Contribución por expansión de petroleo + gas en solución

Contribución por expansión de gas en la capa de gas
Contribución por influjo de Agua


Bibliografía:
Rivero, José. Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos. Ed. Septiembre 2004 Versión pdf.
Rodriguez José Ramon. Ingeniería Básica de Yacimientos. Universidad de Oriente. Mayo 2007. Versión pdf.