jueves, 12 de noviembre de 2009

CLASE 05 RESERVAS DE HIDROCARBURO

CLASE 05
RESERVAS DE HIDROCARBURO

Las reservas de hidrocarburo son "los volumenes de petroleo crudo, condensado, gas natural, liquidos del gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante" (Dirección General de Exploración, Reserva y Tierra, Ministerio de Enegía y Petróleo, 2005). De acuerdo a este concepto, se ha hecho un esfuerzo por clasificar y estandarizar los métodos que deben ser utilizados para cuantificar estas reservas y así poder lograr que los valores reportados de volumen de hidrocarburos sean comparables a nivel internacional.
Existen variados métodos para cuantificar los volumenes de crudo y gas en el subsuelo. Estos se dividen principalmente en Determinísticos y Probabilisticos.

Los métodos deterministicos abarcan:

1. Método volumétrico.

Aqui se utilizan las fórmulas conocidas para calcular Hidrocarburo Origical en Sitio (POES, GOES o COES).

POES = 7758*Vb*O*Soi/Boi

GOES = 43560*Vb*O*Sgi/Bgi

2. Cálculo por curvas de comportamiento de producción.

En este caso se utilizan las curvas de Producción diaria vs. Tiempo o de Producción Diaria vs. Producción acumulada y mediante analisis y extrapolación del comportamiento de las mismas es posible estimar el volumen remanente de hidrocarburo y así conocer las reservas del yacimiento

3. Cálculo por balance de materiales.

Este método ya ha sido discutido; es necesario contar con la historia de presión, producción y datos PVT del reservorio para calcular el hidrocarburo original en sitio.

4. Cálculo por simulación numérica.

Para la aplicación de la simulación númerica se utilizan modelos mátematicos computarizados que estudian al yacimiento y simulan los procesos y comprtamiento del mismo.

Los métodos no deterministicos o probabilisticos se utilizan cuando las condiciones de estudios son muy complejas o díficiles y costosas de evaluar con exactitud. En este caso se selecciona una muestra representativa del yacimiento y en base a probabilidad y estadisticas se generalizan los resultados para todo el reservorio.

jueves, 5 de noviembre de 2009

CLASE 04 BALANCE DE MATERIALES APLICADO A YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

CLASE 04

El balance de materiales aplicado a yacimientos de petróleos es un herramienta útil para determinar con cierta certeza parámetros como el POES, GOES (N,m), determinar el aporte de cada mecanismo de recobro (Io, Ig, Iw) y el grado de incertidumbre asociado al resultado, es decir, qué tanto se aleja el valor de N calculado del valor de N verdadero.

Estos resultados se obtienen a partir de la historia de producción (Np, Gp, Wp, We) y la data PVT (βo, βg, βw, Rs) así como la relación presión-tiempo para cada requerimiento.

Cuando se utiliza este tipo de tipo métodos hay que tener presente que el modelo de yacimientos que se analiza es uno tipo tanque, donde se considera que las propiedades termodinámicas son uniformes en todo el volumen del yacimiento. En el caso de la simulación de yacimientos el modelo usado es diferente; se hace una partición del yacimiento en unidades más pequeñas y se estudian las propiedades de cada partición individualmente, con lo que se logra un resultado más cercano a la realidad.

Las propiedades de un yacimiento por lo general no siguen un comportamiento lineal en el tiempo cuando se modifica la presión, es decir, se producen los fluidos que este contiene. Una manera de conocer que tan cercano es el resultado que se obtiene utilizando la ecuación de balance de materiales y su particularización para el método de la línea recta, es hacer un ajuste por Mínimos Cuadrados de los datos de la historia de producción y PVT. Al encontrar los coeficientes de la mejor línea que ajuste a los datos podemos obtener el coeficiente de correlación que existe entre los datos manejas, y asi saber que tanto se alejan nuestros resultados entre si. Una correlación muy cercana o igual a 1 nos da idea de que nuestros resultados se ajustan a lo esperado.

Así cómo es posible conocer el índice de producción de cada mecanismo de empuje planteado por Pearson, es posible conocer la contribución fraccional de todos los mecanismos que influyen en la producción.

Es útil conocer gráficamente como contribuyen los mecanismos a la producción, para tener idea de cuál mecanismo favorece mayoritariamente al yacimiento.

Los factores más importantes que representan la incertidumbre asociada a los resultados que vamos a obtener provienen de errores en la medición y estimación de la presión del yacimiento, de sus datos PVT, errores en la historia de producción y la mala interpretación de los mecanismos de empuje presentes.

Al principio habíamos definido la relación gas petróleo de producción, que se obtiene considerando la relación que hay entre todo el gas producido acumulado y todo el petróleo producido acumulado hasta cierta presión. De igual manera podemos obtener la relación entre el gas producido y el petróleo producido para un instante específico. Esto se conoce como relación gas – petróleo intantanea y para calcularla hay que recurrir a la ecuanción de Darcy y considerar que el gas que se produce proviene tanto del gas libre y del que esta disuelto en el petróleo.

Recordando algunos conceptos básicos, la saturación de un fluido es la fracción del volumen poroso que este ocupa. Para una determinada presión es posible calcular la saturación promedio de hidrocarburo en el yacimiento.

Hasta ahora hemos sido capaces de calcular el valor del POES (N), pero este no es nuestro único objetivo. Un ingenierio de yacimientos debe ser capaz de hacer predicciones en cuanto al comportamiento de los hidrocarburos y su variación en el tiempo. El método de Schilthuis nos permite pronosticar cuanto petróleo es posible producir al disminuir hasta cierta presión, partiendo de un valor de N y de la data PVT.

Para aplicar esté modelo de predicción se deben hacer ciertas consideraciones.

El yacimiento debe ser volumétrico (sin acuífero asociado).

La presión de descubrimiento es igual a la presión de burbuja, es decir, es un yacimiento saturado y no hay capa de gas.

Se debe conocer la saturación de agua

Conocer la relación existente entre Kg y Ko, en función de la saturación de los fluidos.

Tomando en cuenta estas consideraciones, la ecuación de balance de materiales nos queda de la siguiente manera.

Como nuestro objetivo es obtener el valor de Np y saber que tan ajustado a la realidad será nuestra predicción, entonces trabajaremos con la siguiente igualdad:

Pasos para desarrollar el método de Schilthuis

1. Específicar con que intervalos de presión se trabajará.

2. Asumir un valor de ΔNp/N entre 1 y 0.

3. Calcular Np/N como

4. Para la presión de interés, hallar SL a través de:

5. Determinar Kg/Ko.

6. Hallar el valor de Ri:

7. Calcular ΔGp/N

8. Calcular Gp/N como:

9. Hallar Rp

10. Con los datos obtenidos anteriormente, regresar a la relación, introducirlos y hallar que tanto se alejan del valor ideal (1).

Si al hallar la relación, su valor esta entre 0,99 y 1,01, el valor de ΔNp/N asumido es correcto y se puede hallar Np a partir de Np/N, de lo contrario, hay que asumir otro valor de ΔNp/N y seguir todos los pasos de nuevo.