7 yacimientos
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7/14/2019 7 YACIMIENTOS
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CAPITULO 7 YACIMIENTOS, RECURSOS
Y RESERVAS
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YACIMIENTO PETROLERO
• Un yacimiento petrolero es una roca conla porosidad necesaria y suficiente paraalmacenar hidrocarburos, concaracterísticas estructurales y/oestratigráficas para formar una trampa, con una capa sello que impida el escape
de dichos hidrocarburos y que suformación sea anterior a la migración delos mismos
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CLASIFICACION DE YACIMIENTOS
• 1.- POR TIPO DE ROCA ALMACENADORA
• 2,- POR EL TIPO DE TRAMPA
• 3.- POR EL TIPO DE FLUIDOS ALMACENADOS
• 4.- POR LA PRESIÓN ORIGNAL DEL YACIMIENTO
• 5.- POR EL TIPO DE EMPUJE PREDOMINANTE
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Por la presión original
• YACIMIENTOS BAJO SATURADOS. Lapresión inicial es mayor que la presión desaturación por lo que todo el gas se encuentradisuelto en el aceite.
• YACIMIENTOS BAJO SATURADOS. Lapresión inicial es igual o menor que la presiónde saturación
• Cuando la presión inical es menor que la desaturación (sobresaturado) se produce volumende gas libre, llegando a formar casquetes.
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FLUIDOS CONTENIDOSa) Aceiteb)Gas
c) Agua
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MECANISMOS DE EMPUJE
• Expansión de los fluidos y la roca Empuje hidráulico• Expansión del gas disuelto Segregación gravitacional• Expansión del Casquete de gas Empuje mixto
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P1 > P2
EMPUJE POR EXPANSION DEL GAS
P1 P2
GAS
ACEITE
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MECANISMO DE EMPUJE HIDRAULICO
POZOS PRODUCTORES
ACEITE
ROCA SELLO
ACUIFERO
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FUERZAS IMPULSORAS
• Gradiente de presión
• Fuerza de gravedad
• Presión capilar
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CAPILARIDAD Y
DIFERENCIAL DEPRESION
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MODELO O CARACTERIZACION DE UNYACIMIENTO
CARACTERIZACION ESTATICA• MODELO GELOGICO REGIONAL• MODELO SEDIMENTOLOGICO• ANALISIS DE NUCLEOS
• EVALUACION PETROFISICACARACTERIZACION DINAMICA• PRUEBAS DE PRESIÓN• ANALISIS NODAL (PRESION / GASTO /
ESTRANGULADOR)• NUMERO OPTIMO DE POZOS• TRAYECTORIA DE LOS POZOS• PRUEBAS DE PRODUCCION
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PLATAFORMADE
TUXPAN
100 kms
Eje Neovolcánico
VERACRUZ
P. DE LAS HAYAS-1
TRITON-1
BOGA-1
LANKAHUASA- 1
V. DE ALATORRE-1
POZA RICA
NAUTLA-1
Alto Santa Ana
P. SUAREZ-1
PAMPANO-1
PERCEBES-1A
MODELO GEOLOGICO REGIONAL
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Modelo Regional
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MODELO SEDIMENTARIO
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Pozo Lankahuasa-1Localización Propuesta
Lankahuasa Centro
Localización Propuesta
Lankahuasa Norte
Zona productora
N E S WPozo Lankahuasa-1Localización Propuesta
Lankahuasa Centro
Localización Propuesta
Lankahuasa Norte
Zona productora
N E S W
INTERPRETACION SISMOLOGIA
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LANKAHUASA no. 1
POROSIDAD vs. PERMEABILIDAD
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0Porosidad (%)
Núc1: horz Núc1: vert
Núc2: horz Núc2: vert
Núc3: horz Núc3: vert
Líneas tendencias marcan los valoresde tapones horizontales únicamente
P e r m e a b i l i d a d K l i n
k e n b e r g ( m d )
ANALISIS DE NUCLEOS EVALUACION PETROFISICA
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Mis2-lan50cima
Mis2-lan95
Mis2-lan75
Mis2-lan85
Loc. Lankahuasa Centro-1
Horizontes probados en Lankahuasa-1
MODELO O CARACTERIZACION ESTATICA
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DEFINICION ARENAS PRINCIPALES
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CARACTERIZACION DINAMICA
• PERMITE DELIMITAR EL AREA DE DRENE DELPOZO Y EL VOLUMEN DE POROS, PARA DEFINIR LAUBICACIÓN DE NUEVAS LOCALIZACIONES
• DETERMINACION DE UN MODELO DE FLUJO PARA
PREDECIR EL COMPORTAMIENTO FUTURO DELYACIMIENTO• DETECTAR LA PRESENCIA DE FALLAS , SEAN
IMPERMEABLES, SEMIPERMEABLES OCONDUCTIVAS.
• PERMITE CALCULAR LAS RESERVAS POR POZOPARA DEFINIR FUTURAS REPARACIONESMAYORES
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INFORMACION REQUERIDA• DATOS HISTORICOS DE
PRODUCCION (AGUA, ACEITE Y GAS)
• DATOS HISTORICOS DEPRESION DE FONDOESTATICA Y FLUYENTE
• PRUEBAS DE VARIACIONDE PRESION(INCREMENTO,DECREMENTO, GASTOVARIABLE)
• DATOS DE MOLINETEHIDRAULICO
• REGISTROS DETEMPERATURA• PRUEBAS DE
TRAZADORES
K= 14.3 md
S= 214.9AOF= 18 MMPCD
Pwe = 253 Kg/cm2
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Análisis PVT
• Análisis de laboratorio que se hacen a lasmuestras de fluido extraídas del fondo del pozoso de un separador.
• Determinan parámetros tales como: factor deformación, relación gas-aceite, densidad delaceite, presión de saturación, tipo de fluidos,etc.
• Se usa para determinar el volumen dehidrocarburos a condiciones estándar y paraestablecer ritmos y métodos de extracción
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0
50
100
150
200
250
300
350
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
*Declinación Inicial =24%, y Final =12% Después del 2do Año
Gas (MMPCD)
*Escenario Esperado con Factor de Riesgo= 35 %
Gp = 929 (MMMPC)Sin Riesgo
Gp = 617(MMMPC)
ConRiesgo
PRONOSTICO DE PRODUCCION
CAMPO LANKAHUASA ARENA PP1-PP3 (Reserva 2P)
INDICADORES ECONÓMICOS
Nº DE POZOS
VPN/VPNmax VPI/VPImax (VPN/VPI)/(VPN/VPI)max. % REC. RESERVA
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
2 4 6 8 10 12 14 16 18
NUMERO OPTIMO DE POZOS
T.P. = 4 ½”
Estrangulador = 7/8”
46 MMPCD
ANALISIS NODAL
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METODOLOGIA
• SINCRONIZACION DE LOS DATOS DE PRESION YDE PRODUCCION
• ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION• OBTENCION DEL MODELO DE FLUJO A NIVEL DEL
POZO• APLICAR EL MODELO DE FLUJO A TODA LA
HISTORIA DE PRESIÓN- PRODUCCION ASOCIADO AUN AREA DE DRENE
• OBTENCION DEL MODELO DE CARACTERIZACIONDINAMICA• COMPARACION CON EL MODELO DE
CARACTERIZACION ESTATICA
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INFORMACION QUE SE OBTIENE
• PERMEABILIDAD• AREA DE DRENE• ESPACIAMIENTO OPTIMO
ENTRE POZOS• VOLUMEN POROSO
• MODELOS DE FLUJO• FALLAS GEOLOGICAS• PRESENCIA DEL CASQUETE
DE GAS• EVALUACION DEL DAÑO
DURANTE LA VIDA
PRODUCTIVA DEL POZO• PRESION INICIAL DEL
YACIMIENTO
r r
Espaciamiento
entre pozos
r = radio de drene
VOLUMEN POROSO
CARACTERIZACION
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CARACTERIZACION
DE YACIMIENTOS
GEOFISICA INTERPRETACION DE DATOS SISMICOS
IDENTIFICACION DE FALLAS GEOLOGICAS EXTENSION DEL YACIMIENTO GEOMETRIA DEL YACIMIENTO GEOLOGIA ROCAS GENERADORAS Y ALMACENADORAS AMBIENTES DE DEPOSITO PLANOS GEOLOGICOS
ESTUDIOS DE PALEONTOLOGIA ESTUDIOS GEOQUIMICOS INGENIERIA PETROLERA PERFORACION Y TERMINACION DEL POZO INGENIERIA DE YACIMIENTOS ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION SIMULACION NUMERICA
ANALISIS PVT ANALISIS PETROFISICOS ANALISIS CROMATOGRAFICOS
OBTENCION DEL MODELO
GEOLOGICO PRELIMINAR
PERFORACION DEL
POZO EXPLORATORIO
OBTENCION DE DATOS
DEL YACIMIENTO
REINTERPRETACION
SISMOLOGICA
INTEGRACION INFORMACION
DE LA PERFORACION
AJUSTE
MODELO
GEOLOGICO
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RECURSOS Y RESERVAS
• Volumen Original de Hidrocarburos total.-Todo el volumen que forma un recursopotencialmente recuperable
• ReservasVolumen de hidrocarburos que se prevéserá recuperado comercialmente de losyacimientos conocidos a una fechadeterminada.
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RECURSO
D
E
O
N
D
E
O
P
D
ON
RESERVAS
RECURSO A DESCUBRIR
N
R
E
N
R
E
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RECURSO
D
E
O
N
D
E
O
P
D
ON
R
P
B
N
P
B
DESARROLLADAS
NO
DESARROLLADAS
PROBABLE
POSIBLE
RECURSO PROBABLE RECUPERABLE
RECURSO POSIBLE RECUPERABLE
RECURSO POTENCIAL RECUPERABLE
N
R
E
N
R
E
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RESERVAS
• RESERVAS ORIGINALES• RESERVAS PROBADAS• RESERVAS PROBABLES• RESERVAS POSIBLES• P1 = RESERVAS PROBADAS• P2 = RESERVAS PROBADAS + POSIBLES• P3 = RESERVAS PROBADAS + PROBALES + POSIBLES
• Definiciones de:• SEC (Securitie & Exchanges Comision),
• SPE (Society Of Petroleum Engineers)• AAPG (Society Of Petroleum Geologists)• WPC (Word Petroleum Congress
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RESERVAS PROBADAS
• RESERVAS QUE HAN SIDO VERIFICADASPOR MEDIO DE REGISTROS GEOFISICOS,NUCLEOS, MUESTRAS Y PRUEBAS DEPRODUCCIÓN.
• PROBADAS DESARROLLADAS(DISPONIBLES), LAS QUE SE HANEXPLOTADO O ESTÁN EXPLOTANDO CONPOZOS E INSTALACIONES EXISTENTES
• PROBADAS NO DESARROLLADAS (NODISPONIBLES), LAS QUE SE PODRÁNEXPLOTAR CON LOS POZOS EINSTALACIONES PROGRAMADOS
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RESERVAS PROBABLES
• Reserva Probable.- Es la estimada entrampas definidas por métodos geológicosy geofísicos, localizados en áreas donde
se considera que existe más del 50% deprobabilidades de obtener técnica yeconómicamente producción de
hidrocarburos
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RESERVA POSIBLE
• Es la inferida en áreas o provincias endonde la información geológica y geofísicadisponible indica la presencia de factores
Favorables para la generación,acumulación y explotación dehidrocarburos
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Reservas técnicas
• Se les llama así a la suma de laproducción histórica acumulada mas
la proyección de producción en eltiempo (pronostico)
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CALCULO DE RESERVAS
• METODO VOLUMETRICO
• ANALISIS DE CURVAS DEDECLINACION
• METODO DE BALANCE DE MATERIA
• MODELOS DE SIMULACIONMATEMATICA
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R
R
R = radio de dreneH = espesor
POZO
INTERVALO ENEXPLOTACION
CALCULO TRADICIONALCONSERVADORDE RESERVAS
H
Volumen
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D = Distancia (centenares de metros)
Pozo 1Pozo 2
Condiciones geológicas similares
CALCULO DE RESERVAS AGRESIVO (MAR DEL NORTE Y ALASKA)
E
INTERVALOS PROBADOS INTERVALOS POTENCIALES
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Mis2-Lan 115PP-1 (2652-2664)
INTERVALOS PROBADOS INTERVALOS POTENCIALES
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METODO VOLUMETRICO
RESERVA = VOLUMEN ORIGINAL xFACTOR DE RECUPERACION
R = N Fr
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Volumen de roca porosidad Saturación de agua
Volumen de rocaSaturado de aceite
Factor de recuperación Expansión del gas
Encogimiento del aceite
Factores de volumen
Volumen original deHidrocarburos aCondiciones del yacimiento
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VOLUMEN DE ROCA COMO RECIPIENTE
VOLUMEN DE LIQUIDO QUE CONTENDRIADICHO RECIPIENTE
VOLUMEN DE POROS
SATURACION DE AGUA
SATURACION DE ACEITE
SATURACION DE GAS
FACTOR DE RECUPERACION
FACTOR DE VOLUMEN
VOLUMEN ORIGINAL(RECURSO)
VOLUMEN EXTRAIBLE(RESERVAS)
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Por el efecto de la disminución de la presión
al explotar un yacimiento el aceite libera gasy su volumen en la superficie es menor queen el yacimiento, a esto se llamaFactor de encogimiento (1.0 a 0.6)y a la relación entre ambos volúmenes se leconoce como
Factor de volumen del aceite (1.0 a 1.7)Bo = Vos / VoyEn el caso del gas, este se expande con lacaída de presión y de temperatura, y alvolumen de gas en el yacimiento queproduce un pie cúbico en la superficie se le
conoce comoFactor de volumen del gasBg = Vgs / Vgy
FACTOR DE VOLUMEN
VOLUMEN ENYACIMIENTO
ACEITEGAS
ACEITE
GASLIBERADO
GAS ENEXPANSION
VosVgs
Voy Vgy
VOLUMEN ENSUPERFICIE
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METODO VOLUMETRICO PARA DETERMINAR ELVOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS
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Área = 1 Acre
1 Acre = 43,560 pie2
Altura = 1 pie
Volumen total = 43,560 pie3
Volumen de gas = 43,560 scf
1 pie3 = 0.178 barriles
43,560 x 0.178
Volumen de aceite = 7,758 stbl
VOLUMEN UNITARIOVOLUMEN TOTAL
Área = a (Acres)
Altura = h (pies)
Volumen = a h
a
h
CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL
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h
CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINALGAS o ACEITE INSITU (RECURSOS)
VOLUMEN UNITARIOAceite = 7,758 stblGas = 43,560 scf
VOLUMEN TOTALDE ROCA (A x h)
VOLUMEN TOTAL DE HIDROCARBUROS
X
=
POROSIDADX
A
SATURACION DE ACEITESATURACION DE GAS
X
N =7758 A h 0 So
BoiG =
43560 A h 0 Sg
Bgi
Gs = N Rsi
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CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE RESERVASEN CONDICIONES ESTANDARD
ACEITE=
7,758 Ah x 0 x So x Fr
Bo
GAS =43,560 Ah x 0 x Sg x Fr
Bg
Parámetros: A = área total de la formación productora (plano estructural)E = espesor bruto de la formación productora (sección estructural)V = volumen bruto de la formación (A x E)0 = porosidad de la formación (registros y núcleos)
So = Saturación de aceiteSg = Saturación de gasR = Factor de RecuperaciónBo = Factor de volumen del aceiteBg = Factor de volumen del gas
S S SO S G OS
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A
B
C
D
R
SUMA DE ESPESORES IMPREGNADOS
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181
91 92
72 74
71
52 54
163 161 162
141
131
143 145
121
93
56
40 36 34
16 14-A
12
4 2
1
11
21 23 24
42
3
CONTACTO ORIGINAL
ACEITE-AGUA 3090 mss.
M P. NORTE-1
CONTACTO ORIGINAL
GAS-ACEITE 2850 mss.
= 2 - 5 %
= 5 - 12 %
125
B
O R I Z A B A
BLOQUE
CARCAMO
P.T.-3112
P.T.-3112
P.T.-2994
P.T.-3134 P.T.-3034
P.T.-3019 P.T.-3085
P. VELASCO
M E N D E Z
TERCIARIO
B
SECCION ESTRUCTURAL
PLANO ESTRUCTURAL
PLANO DE ISOHIDROCARBUROS
CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE
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CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DEHIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO
POR EL METODO DE ISOHIDROCARBUROS
• (a) Para el cálculo de un solo intervalo• Ih = h 0 (1 – Sw)
• h = espesor neto del intervalo (m)
• 0 = porosidad (%)
• Sw = saturación de agua (%)
CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE
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CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DEHIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO
POR EL METODO DE ISOHIDROCARBUROS
(B) Para el cálculo de varios intervalos
• Ih j = hk 0k (1 – Swk)
• Donde:• Ih j = Ih total,• k = intervalo,• n = número de intervalos
K = n
K = 1
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1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
2
3
45
6
7
8
910
1
Ih AREAm3 /m2 cm2
15.0 2.614.0 7.7
13.0 13.512.0 21.011.0 30.110.0 39.5
9.0 50.98.0 62.77.0 74.86.0 89.05.0 105.0
4.0 125.730. 141.22.0 153.01.0 153.90.0 153.9
Plano de isohidrocarburos
EJEMPLO
16
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50 100
14
12
150
16
10
86
4
2
Área del plano de isohidrocarburos (cm2)
I h ( m 3 d e
h c / m 2
Ag = 58.0 cm2
Escala de la gráfica: abscisas 1 cm = 10 cm2
ordenadas 1 cm = 2 m3 hcs/m2
Volumen original de hidrocarburos = Ag x (Ep/100)2 x (Egx) x (Egy)
Donde: Ag = área bajo la curvaEp = escala del plano de isohidrocarburosEgx = escala en el eje de las abscisas de la gráficaEgy = escala en el eje de las ordenadas de la gráfica
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ejemplo
• Volumen original de hidrocarburos = Ag x(Ep/100)2 x (Egx) x (Egy)
• Ep = 20,000
• Ag = 58.0• Eg x= 10
• Egy = 2
• Vhc = 50.6 x (20,000/100)2 x 10 x 2• Vhc = 46.4 millones de m3 a condiciones de
yacimiento
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CALCULO DEL FACTOR DE RECUPERACION(según Arps et al, 1967)
• PARA YACIMIENTOS DE ACEITE CON EMPUJE DE GAS DISUELTO
0 (1 – Sw)Boi
0.1611
KU0b
0.0979
Sw
0.3722pb
pab
0.1741
Fr = 41.815
0 (1 – Sw)Boi
0.0422
K UwiUoi
0.0770
Sw
-0.1903
pbpab
-0.2159
Fr = 54.898
PARA YACIMIENTOS DE ACEITE CON EMPUJE ACTIVO DE AGUA
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Donde:
• Fr = factor de recuperación (%)• 0 = porosidad (%)
• Sw = saturación de agua (%)
• K = permeabilidad (darcy)
• Uoi = viscosidad inicial del aceite (cp)
• Uob = viscosidad del aceite a presión base (Cp)• Uwi = viscosidad inicial del agua del yacimiento (Cp)
• Pi = presión inicial del yacimiento (lb/pg2)
• Pb = presión de saturación del aceite (lb/pg2)
• Pab = presión de abandono del aceite (lb/pg2)
• Boi = Factor de volumen del aceite a pi (vol/vol)
• Bob = Factor de volumen del aceite a pb (vol/vol)
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Fr = (%)0 = 0.225 (%)
Sw = 0.1852( %)K = 0.16898 (darcy)Uob = 0.7490 (Cp)Pb = 108.4 kg/cm2Pab = 15.0 kg/cm2Bob = 1.2345
Fr = 41.815 0.225 x (1 – 0.1852)1.2345
0.1611
0.168980.7490
0.37220.0979
108.415.0
Fr = 41.815 x 0.7355 x 0.8644 x 0.5338 x 1.411 Fr = 0.20073
Fr = 20 %
EJEMPLO DEL CALCULO DEL FACTOR DE RECUPERACION
CARACTERISTICAS QUE INFLUYEN EN EL FACTOR DE
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VISCOSIDAD DEL ACEITE
PERMEABILIDAD DE LA FORMACION
MECANISMOS DE EMPUJE
VALORES (%) (a) PARA ACEITE (b) PARA GAS• GAS EN SOLUCION 5 a 30• CASQUETE DE GAS 20 a 40• ACUIFERO 35 a 75 60• FUERZA GRAVITACIONAL 50 a 70• GAS EN EXPANSIÓN 75 a 85
CARACTERISTICAS QUE INFLUYEN EN EL FACTOR DE
RECUPERACION Y VALORES PROMEDIO:
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CALCULO DE LAS RESERVASEJEMPLO
• Considerando la expresión:• Reserva = N Fr
• En los ejemplos tuvimos:
• N = 46.4 x 106 y Fr = 0.20
• Reserva de aceite = 19.979 x 106 m3
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BALANCE DE MATERIA
• Método para estimar el volumen de hidrocarburos en unyacimiento y las producciones futuras.
• Se basa en la ley de la conservación de la materia• Volumen original = volumen remanente + volumen
producido• Relación que existe entre la caída de presión del
yacimiento en la medida que se explota, con elel vaciamiento de los fluidos y la posible entrada
de agua y/o la expansión del gas del casquete• Considera que el volumen de poros permanece• constante, o que se modifica de una forma predecible
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Simulación numérica
• Divide al yacimiento en celdas para definir su homogeneidad• Cada celda se asocia a propiedades petrofísicas, dinámicas y de
fluido• En cada celda se establece ecuación de balance de materia y flujo
de fluidos, fases aceite, gas y agua• Se ubican los pozos dentro del arreglo de las celdas y se asignan
gastos de producción• El conjunto de ecuaciones se resuelven por métodos de diferencias
finitas• Se calculan los nuevos valores de presión, distribución de
saturación y producción, en un proceso reiterativo hasta reproducir la historia de producción y de presión de los pozos
• Ya calibrado el modelo, se utiliza para predecir el comportamientofuturo, estimar reservas y oros parámetros como: RGA, ROW, Fr por área, contactos aceite-gas, aceite-agua, presiones, tc.
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Análisis de curvas de declinación
• Método para calcular el pronóstico de producción,extrapolando la historia de producción, que muestre latendencia de declinación natural del yacimiento
• Se basa en la solución de una ecuación diferencial
donde interviene el gasto, el tiempo y un exponente dedeclinación• El exponente de declinación caracteriza la relación entre
la tasa de producción y la tasa de declinación.• El valor del exponente determina la clasificación de la
declinación: exponencial, hiperbólica o armónica.