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• Angelica Sanchez Castro

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PRESENTADO POR: CABEZAS SÁNCHEZ SALUSTRIA TAQUIO YANGALI JOHN ALEXANDER

YACIMIENTOS Constituido por uno o más reservorios en diferentes horizontes estratigráficos

RESERVORIOS

Acumulación de hidrocarburos almacenados en un medio poroso permeable.

Ingeniería de reservorios, obtener máxima recuperación durante la explotación de hidrocarburos. Ingeniería de reservorios, relacionado a los métodos eficientes y rentables para la recuperación de hidrocarburos.

INTEGRACIÓN DE DATOS

D. ESTÁTICA

D. DINÁMICA

ESTUDIOS DE GEOLOGÍA

WELL TESTING

PERFILES

COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN

REGISTROS ELÉCTRICOS

EQUIPO DE FONDO (SONDA)

RECEPCIONA ÓRDENES CLASIFICACIÓN DE LAS SONDAS PERFILES GEOFÍSICOS DE POZOS Usado en exploración de hidrocarburos

PERFIL DE POZO ABIERTO

• SENSORES • CARTUCHO ELECTRÓNICO ENVIA INFORMACIÓN A LA SUPERFICIE (CABLES)

1.ESPESOR NETO PRODUCTIVO

Capas areniscas, unidades geológicas

Espesor total de formación, conocido como “gross pay”

Se determina: registros eléctricos y núcleos

Conocido “net pay”

como

Se determina: Valor mínimo de porosidad y saturaciones de agua

2. POROSIDAD Capacidad de acumular y almacenar fluidos Parte de la roca y representa el espacio vacío Espacio no ocupado por un material sólido

Porosidad

𝑽𝒑 ∅= 𝑽𝒕

Volumen de poros

Volumen bruto de la roca

TIPOS DE POROSIDAD

COMUNICACIÓN DE POROS

ABSOLUTA O NO EFECTIVA

EFECTIVA

ORIGEN DE POROSIDAD

PRIMARIA

SECUNDARIA

POR FRACTURA

POR DOLOMITIZACIÓN

∅a=Vp(i-a)/Vb

POROSIDAD EFECTIVA

POROSIDAD NO EFECTIVA

∅a=Vp(i)/Vb

NO ES COMERCIAL

POROSIDAD PRIMARIA O INTERGRANULAR

Tipo de roca

Rango de porosidad

Promedio de porosidad

ARENISCAS

2-25

17

CARBONATOS

3-39

21.7

LUTITAS

HASTA 40 (no efectiva)

POROSIDAD SECUNDARIA VUGULAR

TIPO DE EMPAQUE

PRESENCIA DE ARCILLA FINA

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

GEOMETRÍA DE GRANOS

MATERIAL CEMENTATE

Tipo de Empaque:

• Estudiado por Fraser y Graton • Empaques de granos idealizados • Más eficiente: Rombohedral

Cementación:

Material cementante: une granos (sílice, CaCO3, arcilla). Se aloja en los espacios para la acumulación de fuidos.

Mayor material cementante, la porosidad disminuye.

Geometría y distribución de los granos:

Presencia de partículas finas de arcilla:

Lutitas

21.8 % 2%

10 %

Areniscas

26.5 %

YACIMIENTOS DE GAS

PROFUNDIDAD

GAS HÚMEDO

4 Km=13123 pies

GAS SECO

5 Km=16000 pies

PROFUNDIDAD

LUTITAS

ARENISCAS

13123 pies

10%

26.5%

16000 pies

2%

21.8%

3.PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD

CAPACIDAD DE UN MATERIAL PARA TRANSMITIR FLUIDOS

PERMEABILIDAD ABSOLUTA

PERMEABILIDAD EFECTIVA

𝐾 = 𝐴𝑥 10^𝑚∅

DEPENDE: • GEOMETRÍA DE LOS POROS • TAMAÑO DE LOS POROS • DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS

GAS GAS HÚMEDO

LUTITAS 10-8 - 10-4 d

ARENISCAS 30-4 – 3 d

GAS SECO

10-8 - 10-4 d

30-4 – 3 d

4.PRESIÓN CAPILAR

DIFERENCIA DE PRESIÓN EN LA INTERFASE DE LOS FLUIDOS INMISCIBLES

RESULTADO DE LA TENSIÓN INTERFACIAL

LA PRESIÓN CAPILAR AUMENTA SI EL DÍÁMETRO DISMINUYE

5. MOJABILIDAD CAPACIDAD DE UN FLUIDO A ESPARCIRSE O ADHERIRSE EN UNA SUPERFICIE SÓLIDA

ÁNGULO< 90°; FLUIDO MOJA AL SÓLIDO.

MOJABILIDAD ÁNGULO>90°; FLUIDO NO MOJANTE

YACIMIENTOS DE GAS GAS HÚMEDO

Ángulo de contacto

GAS SECO

0

GAS CONDENSADO

0

0

6. SATURACIÓN Se estima la cantidad de hidrocarburos en los poros.

Se puede saturar, máximo en tres fases (o,w,g)

DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO POR GAS

DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO POR AGUA

DEFINICION DE RESERVAS

CLASIFICACION DE LAS RESERVAS Según la certidumbre de ocurrencia, las facilidades de producción o el método de recuperación, las reservas se clasificación 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

Miles de millones de pies cúbicos

Dentro de LAS RESERVAS PROBADAS se incluyen

Reservas contenidas en yacimientos con producción comercial

Reservas contenidas en yacimientos delimitados estructural

Reservas contenidas en áreas adyacentes a las ya perforadas

Volúmenes de hidrocarburos producibles de áreas aun no perforadas

Volúmenes adicionales producibles de yacimientos

Volúmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperación adicional

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

Miles de millones de pies cúbicos

Dentro de LAS RESERVAS PROBABLES se incluyen

Volúmenes de hidrocarburos, que podrían recuperarse de yacimientos que han sido atravesados por pozos

Volúmenes de hidrocarburos, que podrían recuperarse a una distancia razonable

Volúmenes de hidrocarburos, que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos

Volúmenes de hidrocarburos, estimados en estudios de geología y de ingeniería realizados

Volúmenes de hidrocarburos adicionales a las reservas probadas

Reservas Posibles. Las reservas posibles son aquellos volúmenes

comparado con el de las reservas probables

contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería

indican un grado menor de certeza

Miles de millones de pies cúbicos

Dentro de LA RESERVA POSIBLE se incluyen

Volúmenes de hidrocarburos sustentados por pruebas de producción inconclusa

Volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en formación

Volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en áreas

Volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en segmentos fallados

Volúmenes adicionales producibles de yacimientos

METODOS PARA EL CALCULO DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.

Cálculo por Balance de Materiales

Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el Método Volumétrico.

Métodos Determinísticos

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso especifico

Método Volumétrico Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original en Sitio (POES, GOES Y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluídos.

Cálculo por Simulación Numérica Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento.

PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO



Cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES) El petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación



Cálculo del Gas en Solución Original en Sitio (GOES) El gas en Solución Original en Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Original (Rsi):



Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES) El gas original en Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:

GAS NO ASOCIADO

 El gas No Asociado Originalmente en Sitio se obtiene mediante la relación:

GAS CONDENSADO

 Cálculo del Gas Condensado Original en Sitio (GCOES):La cantidad de Gas Condensado Original en Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:

Cálculo de Gas Seco Original En Sitio  El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado se calcula mediante la siguiente ecuación:

Cálculo de los Líquidos del Gas Condensado Original en Sitio (COES)

EJEMPLO 1  Ilustración del efecto de la razón gas-petroleo producida, Rp, sobre la recuperación fraccional en yacimientos volumétricos subsaturados  Datos  Datos de PVT para el fluido de yacimiento (siguiente figura)  Razón de gas/petroleo acumulativa a 2800 libra/pulgada2 :  𝑅𝑎𝑧ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 = 330 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹

 Temperatura de Yacimiento  𝑇 = 109 °𝐹 = 650 °𝑅

libras por pulgada cuadrada

Solución:  𝑅𝑆𝐼(𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑔𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙) = 1100 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹  𝐵𝑂𝐼(𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙) = 1,572 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹

 𝑅𝑆 (𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑔𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙) 𝑎 2800 𝑙𝑝𝑐𝑎 = 900𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹  𝐵0 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑎 2800 𝑙𝑝𝑐𝑎 = 1,520 𝑏𝑙/𝐵𝐹

 𝑅𝑃(𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑔𝑎𝑠 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎) = 3300 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹 • Unidades:  Poder calorífico superior = PSC  Libras por pulgada cuadrada = lpca  Barriles a condiciones del yacimiento = BF

Recuperación Fraccional 𝑁𝑝 𝑟= 𝑁 𝐵𝑂 − 𝐵𝑂𝐼 + 𝐵𝑂(𝑅𝑆𝐼 − 𝑅𝑆) 𝑟= 𝐵𝑂 + 𝐵𝑂(𝑅𝑃 − 𝑅𝑆)

petróleo inicial en el yacimiento in situ. 𝑁=

𝑁𝑃 (𝐵𝑂 + 𝐵𝐺 𝑅𝑃 − 𝑅𝑆 ) 𝐵𝑂 − 𝐵𝑂𝐼 + 𝐵𝐺(𝑅𝑆𝐼 − 𝑅𝑆)

 Hallando BG (factor volumétrico de formación del gas) 𝑧𝑛𝑅𝑇 𝐵𝐺 = 5,615 𝑝 0.870 ∗ 10.73 ∗ 670 𝐵𝐺 = 5,615 ∗ 379.4 ∗ 2800

𝐵𝐺 = 0.00102 𝑏𝑙/𝑃𝐶𝑆

Luego a 2800 lpca hallamos la RECUPERACIÓN FRACCIONAL 𝐵𝑂 − 𝐵𝑂𝐼 + 𝐵𝑂(𝑅𝑆𝐼 − 𝑅𝑆) 𝑟= 𝐵𝑂 + 𝐵𝑂(𝑅𝑃 − 𝑅𝑆) 1.520 − 1.572 + 0.00102(1100 − 900) 𝑟= 1.520 + 0.00102(3300 − 900) 𝑟 = 0.0383 = 3.83%

Suponemos que dos terceras partes del gas producido se hubiera reinyectado en el yacimiento, la recuperación fraccional a la misma presión, es decir a 2800 lpca, hubiese sido: 𝐵𝑂 − 𝐵𝑂𝐼 + 𝐵𝑂(𝑅𝑆𝐼 − 𝑅𝑆) 𝑟= 𝐵𝑂 + 𝐵𝑂(𝑅𝑃 − 𝑅𝑆) 1.520 − 1.572 + 0.00102(1100 − 900) r= 1.520 + 0.00102(1100 − 900) 𝑟 = 0.088 = 8.8%

Finalmente hallamos el petróleo fiscal inicialmente en yacimiento o petróleo inicial en el yacimiento in situ. Sabemos que: 𝑆𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑒𝑛 1.486 𝑀𝑀 𝐵𝐹 ℎ𝑎𝑠𝑡𝑎 2800 𝑙𝑝𝑐𝑎 𝑅𝑃 = 3300 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹

1.486 ∗ 106 (1.520 + 0.00102 3300 − 900 ) 𝑁= 1.520 − 1.572 + 0.00102(1100 − 900) 𝑁 = 388.8 𝑀𝑀 𝐵𝐹