experiencia 1 definitvo
TRANSCRIPT
1
DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODO
VOLUMÉTRICO
CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856
JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364
TATIANA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD INGENIERÍA
PROGRAMA, PETRÓLEOS
NEIVA, Marzo 21
2013
2
DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MÉTODO
VOLUMÉTRICO
Experiencia No. 01 de 09
CÉSAR ANDRÉS BUITRAGO AYA. CÓD: 2010192856
JUAN SEBASTIÁN PLAZAS VALDERRAMA. CÓD: 2010192364
TATIANA ORTÍZ QUINTERO CÓD: 2010191630
TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA
DE ANÁLISIS DE NÚCLEOS
PROFESOR: LUIS ENRIQUE MANTILLA
GRUPO 03 – SUBGRUPO 05
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD INGENIERÍA
PROGRAMA, PETRÓLEOS
NEIVA, Marzo 21
2013
3
ÍNDICE
Pág.
INTRODUCCIÓN 4
1. OBJETIVOS 5
2. ELEMENTOS TEÓRICOS 6
3. PROCEDIMIENTO 10
4. TABLA DE DATOS 11
5. MUESTRA DE CÁLCULO 14
6. TABLA DE RESULTADOS 25
7. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE 28
8. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO 40
9. ANÁLISIS DE RESULTADOS 44
10. FUENTES DE ERROR 47
11. CONCLUSIONES 48
12. RECOMENDACIONES 49
BIBLIOGRAFÍA
4
INTRODUCCIÓN
A medida que se desarrolla la industria petrolera, se ha visto en la necesidad de
controles adecuadamente la explotación de los yacimientos, a fin de obtener el
máximo beneficio económico del mismo hasta que se decida abandonarlo por ser
incosteable la producción de dicho yacimiento.
Para aprovechar al máximo las riquezas naturales almacenadas en los
yacimientos petrolíferos, se requiere por lo tanto, aplicar correctamente la
ingeniería de yacimientos que comprende varias fases tales como el cálculo sobre
el contenido original de hidrocarburos y su fracción recuperable, suponiendo que
se implantan diversos métodos de explotación.
Hay distintos métodos para calcular el contenido del petróleo original in-situ, pero
todos tienen el objetivo de obtener el valor más cercano al real. El método que
empleamos en la práctica de laboratorio y del cual le vamos a mostrar nuestros
resultados, es el método volumétrico, en el cual es necesaria en la medición de
mapas isópacos gracias al planímetro.
En este informe a continuación le expondremos nuestros objetivos de la práctica
de laboratorio, los elementos teóricos necesarios para abarcar el tema del método
volumétrico, los distintos cálculos que hicimos de nuestro yacimiento (San
Francisco) y del pozo a trabajar (Gracias al PVT del libro de Propiedades), los
análisis de nuestros cálculos y por último, las conclusiones de nuestra práctica.
Debe hacerse notar que los datos de las reservas de hidrocarburos no son fijos
sino, que tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se
cuenta con mayor información puesto que la exactitud de las depende de la
calidad y cantidad de datos disponibles, su valor más cercano a la realidad, se
obtendrá a medida que aumente la vida productiva del yacimiento.
Nota: Todas las gráficas, páginas y títulos de ecuaciones que se citen de ahora en
adelante, serán sacadas del libro Propiedades de los Fluidos de Yacimientos del
profesor Ricardo Parra Pinzón a menos de que se especifique lo contrario.
5
1. OBJETIVOS
Objetivo General
Determinar el volumen de petróleo original in-situ del campo San Francisco
por los métodos existentes.
Objetivos Específicos
Conocer el adecuado manejo del planímetro y aprender como tomar los
datos de las áreas indicadas.
Determinar que formula se debe usar (piramidal o trapezoidal) para el
cálculo del volumen del yacimiento, teniendo en cuenta la relación entre
cada par de curvas isopacas.
Conocer la cantidad y la ubicación de los diferentes pozos perforados,
gracias al análisis de los mapas isopacos proporcionados.
A partir del conocimiento adquirido proponer sitios adecuados para la
perforación de nuevos pozos partiendo de los ya existentes, y de esta
manera obtener información para un mejor cálculo del volumen del
yacimiento.
Aprender a manejar los otros métodos del cálculo del volumen de petróleo
original in-situ y precisar el más apropiado.
6
2. ELEMENTOS TEÓRICOS
Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de
hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo
largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto
petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo
original en situ" (OOIP) por sus siglas en inglés. Este cálculo obliga al
conocimiento de:
El volumen de roca productora.
La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible.
La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados
por el agua.
La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.
Cálculo del volumen de roca
Conociendo los parámetros de importancia para calcular volúmenes, se procede a
calcular estos por medio de distintos métodos, los cuales serán de alguna manera
la base para la aplicación del método volumétrico. Una vez estudiado, el área del
yacimiento y la variación de los espesores de la arena contenedora, se pueden
aplicar dos métodos básicos para calcular el volumen.
- Método tabular
Consiste en tomar el volumen de la roca contenedora y asociarlo al volumen de un
cuerpo irregular tridimensional, al cual por medio de herramientas matemáticas, se
le podría calcular el volumen que posee y dicho volumen será un aproximado al
volumen de roca que se está estudiando.
Los cuerpos geométricos con los cuales se asocian los volúmenes son: el
trapezoide y una pirámide truncada, dependiendo del cuerpo geométrico se
desarrollara y aplicará un método, los cuales son el trapezoidal y piramidal
respectivamente.
7
- Método trapezoidal
Consiste en dividir el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde
al volumen de un trapezoide, éste volumen en pocas palabras, es un promedio de
dos áreas multiplicado por una altura. Las áreas, son las calculadas para cada
curva estructural y la altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a
distinta profundidad o simplemente la diferencia de profundidades.
La fórmula matemática a usar para éste método es:
( )
Donde:
A1=Área de la cara inferior.
A2= Área de la cara superior.
h= Espesor o altura entre las dos capas.
Ilustración 2 - Corte transversal de yacimiento
tipo trapezoidal.
Ilustración 1 – Prisma trapezoidal.
8
- Método piramidal
Éste método consiste en asociar el volumen de una pirámide truncada con el
volumen de la estructura del yacimiento. La ecuación matemática es:
( √
)
Donde:
A0= Área de la cara superior.
A1= Área de la cara inferior.
h = Espesor o diferencia de profundidades.
- Método gráfico
Éste método consiste en construir un gráfico de espesor versus área, y por
cálculos matemáticos, determinar el área bajo la curva lo que nos arrojará el
volumen de roca de la estructura en estudio. Es necesario tener un mapa isópaco
trazado y uno estructural para poder hallar un perfil representativo de la estructura
y construir el gráfico en cuestión con el que se determinará el volumen de roca. Se
debe hallar un corte representativo del mapa isópaco y obtener el área que
encierra cada curva y con ésta data construir el gráfico respectivo.
Ilustración 3 – Disposición de capas de un anticlinal.
9
Factores que afectan la precisión de este método volumétrico
a) La precisión de la porosidad promedia de un yacimiento determinada por el
análisis de núcleos depende de la calidad y cantidad de datos disponibles, y de la
uniformidad del yacimiento.
b) El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por
encima de la zona de transición (Agua innata, connata o intersticial). El agua
innata es importante sobre todo porque reduce el volumen del espacio poroso
disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta sus
recuperaciones.
c) Otro problema en los cálculos del método volumétrico es el de obtener la
presión promedia del yacimiento a un tiempo cualquiera después de iniciada la
producción.
d) Para asegurar mejores resultados, es preferible usar promedios ponderados
volumétricamente en todas las variables a emplear, en ves de usar valores
promedios lineales o por unidad de superficie.
Ilustración 4 – Ejemplo de una gráfica espesor vs área.
10
3. PROCEDIMIENTO
𝑨𝒏
𝑨𝒏+𝟏≤ 𝟎.𝟓
No cumple: Utiliza
ecuación TRAPEZOIDAL
Si cumple: Utiliza ecuación
PIRAMIDAL
Se reportan los
resultados y se
repite para cada
par de curvas
isopacas.
Se suman los volúmenes
parciales y el volumen
resultante corresponderá al
volumen del crudo bruto.
FIN
INICIO
Se calibra el planímetro en
las unidades deseadas, para
este caso, en acres; y se le
indica la escala a la que se va
a trabajar (1:25000).
Se coloca el planímetro en 0 (cero) con el
botón start y se ubica en el punto de partida
perteneciente a la menor curva de nivel.
Se delinea la curva de nivel con la mira
del planímetro en el sentido de las
manecillas del reloj, hasta coincidir con
el punto de partida.
Se realizan 3 lecturas por
cada curva de nivel, se anota
el dato y se promedian para
sacar un área representativa.
Se repite el proceso para
cada isopaca.
Para calcular el volumen parcial entre
dos isopacas consecutivas, se
compara el área de la superior (An) y el
área de la isopaca inferior (An+1)
11
5. TABLA DE DATOS
DATOS DEL POZO SAN FRANCISCO 25
Presión original en el yacimiento 1172 psig
Temperatura del yacimiento 119°F
Tabla 1 – Datos generales del pozo San Francisco 25 tomado de la prueba PVT.
ÓPTIMAS CONDICIONES DEL SEPARADOR
Presión 50 psig
Temperatura 90 °F
Factor volumétrico del petróleo (Bo) 1,083 BY/BS
Relación gas en solución petróleo (Rs) 163 PCS/BS
Gravedad API 26,4
Gravedad específica del gas 0,684
Tabla 2 – Datos ofrecidos por la prueba del separador de óptimas condiciones
tomado del PVT del pozo SF-25
PRESION (psig) (BY/BS) Rsd (PCS/BS)
892 1,087 165 (Rsdb)
750 1,079 138
600 1,070 107
450 1,060 77
300 1,049 46
150 1,043 28
0 1,029 0
Tabla 3 – Relación gas en solución petróleo y Factor volumétrico a cada presión
medida en la prueba de liberación diferencial tomado del PVT del pozo SF-25
Presión (psig) Volumen Relativo
4000 0,9843
3500 0,9867
3000 0,9891
2500 0,9916
2000 0,9942
1500 0,9969 1172 0,9988
Tabla 4 – Volúmenes relativos a diferentes presiones medidas por encima de la
presión de burbuja tomado del PVT del pozo SF-25
12
POZO ESPESOR, hi (pies) Porosidad, Saturación, Swj
SF-1 65 0,179 0,07
SF-2 26 0,174 0,06
SF-3 37 0,157 0,10
SF-4 103 0,200 0,10
SF-5 82 0,1502 0,11
SF-6 68 0,1913 0,13
SF-7 68 0,1259 0,23
SF-8 35 0,1338 0,22
SF-11 87 0,1683 0,10
SF-12 73 0,1873 0,14
SF-13 48 0,1733 0,10
SF-14 41 0,1600 0,19
SF-15 40 0,1172 0,32
SF-16 31 0,2015 0,11
SF-17 36 0,1424 0,24
SF-18 103 0,1869 0,07
SF-20 33 0,2068 0,15
SF-21 61 0,1963 0,14
SF-22 91 0,1678 0,14
SF-23 52 0,1727 0,15
SF-24 68 0,1694 0,14
SF-25 72 0,1711 0,14
SF-26 95 0,1397 0,16
SF-27 79 0,1606 0,13
SF-28 32 0,1858 0,10
SF-29 93 0,1590 0,15
SF-30 98 0,1864 0,12
SF-32 126 0,1641 0,16
SF-33 70 0,1871 0,09
SF-34 56 0,1294 0,28
SF-35 89 0,1654 0,18
SF-39 71 0,1770 0,11
SF-41 82 0,1740 0,11
SF-45 33 0,1720 0,14
SF-49 53 0,1675 0,18
Tabla 5 – Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos
productores por pozo para el yacimiento del campo San Francisco.
13
CATIONES p.p.m ANIONES p.p.m
Sodio, Na 3100 Cloro, Cl 4900
Calcio, Ca 280 Sulfato, SO4 0
Magnesio, Mg 50 Carbonato, CO3 0
Hierro, Fe 0 Bicarbonato,HCO3 1050
Tabla 6 – Concentración de iones disueltos en el agua de producción del pozo SF-
25 realizado por Core Lab.
LECTURAS DEL PLANÍMETRO
No. Área Cota Área Promedio (acres)
Base 0 8779,6
1 20 7895,6
2 40 5402,2
3 60 3511,15
4 80 1752,5
5 100 394,2
6 120 16,95
Tabla 7 – Lectura de las áreas de cada isópaca del mapa del Campo San
Francisco.
Componente Fracción Molar (%)
Sulfuro de hidrogeno 0
Dioxido de carbono 3.39
Nitrogeno 0.21
Metano 83.91
Etano 6.24
Propano 2.86
Iso-butano 1.01
N-Butano 1.05
Iso-pentano 0.47
N-pentano 0.28
Hexano 0.28
Heptano plus 0.30
Tabla 8 – Composición molar del gas en la prueba de liberación instantánea del
separador de óptimas condiciones tomada del PVT del pozo SF-25
14
6. MUESTRA DE CÁLCULOS
POROSIDAD Y SATURACIÓN PROMEDIO:
A partir de la Tabla 5 hallamos y :
∑ .
∑ .
∑
∑
∑
.
∑
∑
.
VOLUMEN BRUTO:
Hay dos maneras de determinar el volumen bruto:
Ecuación Trapezoidal
( )
Ecuación piramidal:
( √ )
≤
Muestra de cálculo para determinar el volumen bruto entre las dos primeras cotas:
0 y 20:
15
Al ser mayor que 0,5 usamos la ecuación trapezoidal
( )
Mostraremos la muestra de cálculo para la ecuación piramidal, para el volumen
entre la cota 100 y 120, en el cual, exclusivamente para este volumen
multiplicaremos después por 0,8 para suavizar la superficie de la cresta del
yacimiento.
( √( ) )
Los datos de todos los volúmenes brutos de cada espesor entre cotas y el
volumen bruto total (sumatoria) estarán expresados en la Tabla 15.
RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN – PETRÓLEO MEDIANTE EL MÉTODO DE
AMYX ET AL. Y DAKE:
Para presiones por debajo del punto de burbuja,
( )
(
)
Rs : Solubilidad del gas en PCS/BS.
Rsfb : Razón gas en solución al punto de burbujeo con respecto al petróleo
obtenido de la prueba del separador en PCS/BS
Rsdb : Relación gas en solución – petróleo determinada por la presión de
burbujeo Pb, en PCS/BS
Rsd : Relación gas en solución – petróleo determinada a los diferentes niveles
de presión medidos por la prueba diferencial en PCS/BS (Tabla 3)
Muestra de cálculo para determinar el Rs a la presión de 800 psig
( ) .
.
16
.
Para las Rs a las presiones por encima del punto de burbuja, el Rs se mantiene
constante y es igual al Rs en la presión de burbuja. Los Rs para cada nivel de
presión para el ajuste de Amyx están determinados en la Tabla 9. El
comportamiento del Rs en función de la presión está implícito en la Gráfica 2.
FACTOR VOLUMÉTRICO MEDIANTE EL MÉTODO DE AMYX ET AL. Y DAKE.
Para presiones por debajo del punto de burbuja:
(
)
Donde:
Bod: Factor de volumen relativo de petróleo de la prueba diferencial a presión P, en
BY/BS (Tabla 3)
Bodb: Factor de volumen relativo de petróleo de la prueba diferencial a la presión
de burbuja Pb en BY/BS
Sod: Factor de merma diferencial del petróleo al punto de burbuja en BY/BY
Muestra de cálculo para determinar el Bo a la presión de 800 psig
.
.
.
. .
.
17
Para presiones por encima del punto de burbuja:
(
)
Donde:
Vr: Volumen Relativo que varía de acuerdo a cada presión (Tabla 4)
Muestra de cálculo para determinar el Bo a la presión de 1000 psig
. .
.
Los Bo para cada nivel de presión por encima y por debajo de la presión de
burbuja para el ajuste de Amyx están determinados en la Tabla 10. El
comportamiento del Bo en función de la presión está implícito en la Gráfica 3.
RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN – PETRÓLEO MEDIANTE EL MÉTODO DE
MUHAMMAD A .AL - MARHOUN
Para presiones por debajo del punto de burbuja:
(
)
Rsi: Relación gas en solución petróleo a presiones por debajo del punto de
burbuja, PCS/BS
Rsbd: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja obtenido de la
prueba de liberación, PCS/BS
Rsbf: Relación gas en solución petróleo en el punto de burbuja obtenido de la
prueba de separador, PCS/BS
Rsdf: Relación gas en solución petróleo a la presión por debajo del punto de
burbuja, obtenido de la prueba de liberación diferencial, PCS/BS (Tabla 3)
18
Muestra de Cálculo para determinar el Rs a la presión de 800 psig:
(
)
.
Igualmente, para las Rs a las presiones por encima del punto de burbuja, el Rs se
mantiene constante y es igual al Rs en la presión de burbuja. Los Rs para cada
nivel de presión para el ajuste de Marhoun están determinados en la Tabla 11. El
comportamiento del Rs en función de la presión está implícito en la Gráfica 4.
FACTOR VOLUMÉTRICO MEDIANTE EL MÉTODO MUHAMMAD - A. AL –
MARHOUN
Para presiones por debajo del punto de burbuja:
( )
Dónde:
(
)
Muestra de cálculo para determinar el Bo la presión de 800 psig:
( . .
. . )
.
. . ( . . )
.
Para presiones por encima del punto de burbuja se utiliza el mismo ajuste que
utilizamos en Amyx. Los Bo para cada nivel de presión por encima y por debajo de
la presión de burbuja para el ajuste de Marhoun están determinados en la Tabla
12. El comportamiento del Bo en función de la presión está implícito en la Gráfica
5.
19
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS Bg
Al conocer un análisis completo de los componentes no hidrocarburos N2 y
CO2gracias al PVT (Tabla de composición molar del gas en la prueba de
liberación instantánea) usamos el Ajuste de Meehan.
Primeramente, calculamos la gravedad específica de los componentes de
hidrocarburos puros presentes en la mezcla:
.
. .
Trabajamos con la gravedad específica que nos dan en la prueba del separador a
óptimas condiciones . (Tabla 2)
( . ) . ( . ) . ( . )
( . ) ( . ) .
Ahora calculamos la presión y la temperatura seudocríticas de la mezcla de
componentes de hidrocarburos puros para gases condensados o asociados:
. ( ) . ( )
. ( . ) . ( . ) .
( ) . ( )
( . ) . ( . ) .
Ahora calculamos la temperatura y presión seudocrítica de la mezcla total:
(
) ( ) (
) ( )
( . . ) . ( . ) ( . ) .
(
) . ( ) . (
) . ( )
( . . ) . . ( . ) . ( . ) .
20
Ya teniendo la temperatura y presión seudocrítica de la mezcla total, las
corregimos por el método de Wichert-Aziz.
( )( )
( )
Donde ϵ y A son factores de corrección que equivalen a:
( . . ) ( . )
Calculamos los factores:
.
(( . ) . ( . ) . ) .
Temperatura y Presión seudocríticas de la mezcla total corregidas:
( . . ) .
( . )( . )
. ( ) .
Ahora calculamos la temperatura reducida:
.
. .
21
Y calculamos la presión reducida a cada diferencial de presión (Muestra de cálculo
con la presión de 985 psig):
.
. .
En la Tabla 13 están todos los valores de las presiones seudoreducidas a su
presión correspondiente
Ahora, con cada presión seudoreducida de cada diferencial de presión y con la
temperatura seudoreducida, hallamos mediante la gráfica de Standing Kast (pag.
76) el factor Z para cada diferencial de presión.
A la presión de 985 psig, la Z= 0,908.
En la Tabla 13 están todos los valores de las Z a su presión correspondiente
Finalmente, calculo el factor volumétrico del gas en PCY/PCS y en BY/BCS para
cada nivel de presión gracias a estas dos fórmulas (pag 83):
( . )
(
)
. (
)
Aplicamos las fórmulas en nuestra muestra de cálculo a la presión de 985 psig
( . )
.
Los valores determinados del factor volumétrico del gas en las 2 unidades para
cada nivel de presión se muestran en la Tabla 13. El comportamiento del factor
volumétrico del agua en función de la presión está expuesto en la Gráfica 6.
22
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA
Por exactitud de datos, debido a que no se usan gráficas y por ser la que se ajusta
a las condiciones de nuestro pozo; usamos la correlación de McCain (pag. 311)
para analizar el comportamiento del factor volumétrico del agua a cada diferencial
de presión.
( )( )
Donde,
. . ( ) . ( )
. ( )( ) . ( ) ( ) . ( )
. ( )
Y Donde
P : Es cada diferencial de presión en Psia (debe ser menor a 5000 Psia)
T : Es la temperatura de nuestro yacimiento en °F (debe ser menor a 260 °F)
∆VwT al estar en función de la temperatura siempre es constante:
. . ( ) . ( )
.
∆Vwp varía de acuerdo a cada diferencial de presión (mostraremos una muestra de
cálculo para la presión de 1186.7 Psia);
. ( . )( ) . ( . ) ( )
. ( . ) . ( . ) .
Ahora calculo el Bw para cada diferencial de presión y así analizar su
comportamiento con respecto a esta (Muestra de cálculo para la presión de 1186.7
psia):
( . ))( . )
23
∆Vwp y el Bw para cada nivel de presión está expuesto en la Tabla 14. El
comportamiento del Factor volumétrico en función de la presión está expuesto en
la Gráfica 7.
CONCENTRACIÓN DE PORCENTAJE DE SÓLIDOS
Con los datos de la Tabla 6 usamos:
∑ ( )
( ) ( . ) ( ) ( ) ( . )
.
.
.
CONPRESIBILIDAD DEL AGUA
Vamos a determinar la compresibilidad del agua a la presión inicial del yacimiento
para usarla después en el cálculo del volumen bruto por medio del proceso de
balance de materia.
Para determinar la compresibilidad del agua se utiliza la correlacion de Meehan
( ) ( )
. . ( )
. . ( )
. . ( )
24
Numbere y Cols, presentan la siguiente corrlacion para corregir por salinidad;
* . , . . ( ) . ( ) . ( ) -+
Para la presión inicial 1172 psig (1186,7 psia):
. . ( )
. . ( )
. . ( )
Calculamos el Cwp
( )( ) ( )
Lo corregimos para hallar la compresibilidad del agua:
*
. . , . . ( ) . ( )
. ( ) -+
COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN:
Para areniscas consolidadas, se tiene que la compresibilidad de la formación es:
( ) .
Conociendo que se calcula
, ( - .
25
6. TABLA DE RESULTADOS
Presión (psig) Rsd Rs (PCS/BS)
985 (Pb) 165 163
800 138 136.1
600 107 105.21
400 77 75.32
200 46 44.43
100 28 26.5
Tabla 9 – Rs a presiones por debajo del punto de burbuja halladas por el método
de Amyx
Presión (psig) Bo (BY/BS)
2000 1,0767
1500 1,0796
1172 1,0817
1000 1,0828
985 (Pb) 1.083
800 1.073
600 1.066
400 1.056
200 1.045
100 1.039
0 1.029
Tabla 10 – Bo a presiones por encima y por debajo del punto de burbuja halladas
por el método de Amyx
Presión (psig) Rsdi Rsi
985 (Pb) 165 163
800 138 136.33
600 107 105.70
400 77 76.07
200 46 45.44
100 28 27.66
Tabla 11 – Rs a presiones por debajo del punto de burbuja halladas por el método
de Marhoun.
26
Presión (psig) Ci Bo (BY/BS)
2000 - 1,0767
1500 - 1,0796
1172 - 1,0817
1000 - 1,0828
985 (Pb) - 1.083
800 0.1818 1.076
600 0.3864 1.068
400 0.6136 1.058
200 0.8636 1.048
100 1 1.043
0 1.3181 1.031
Tabla 12 – Bo a presiones por encima y por debajo del punto de burbuja halladas
por el método de Marhoun
Presión (psia) SPr Z Bg (PCY/PCS) Bg (BY/PCS)
1186.7 1.767 0,894 0,011049 2,1971*10-3
999.7 (Pb) 1.489 0,908 0,014858 2,6490*10-3
814.7 1.213 0,920 0,016562 3,2935*10-3
614.7 0.916 0,937 0,022361 4,4457*10-3
414.7 0.618 0,955 0,033775 6,7163*10-3
214.7 0.320 0,972 0,066398 0,01320
114.7 0.171 0,985 0,122560 0,02505
Tabla 13- Presiones seudoreducidas, factor de compresibilidad Z y factor
volumétrico del gas Bg en las dos unidades a cada nivel de presión
Presión (psia) ∆Vwp Bw
1186,7 -0.0010480 1,01261
999,7 (Pb) -0.0008369 1,01282
814,7 -0.0006450 1,01302
614,7 -0.0004564 1,01321
414,7 -0.0002875 1,01338
214,7 -0.0001383 1,01353
114,7 -0.00007106 1,01360
Tabla 14 – Factor volumétrico del agua Bw a cada nivel de presi+ón
27
cota Área Relación Ecuación Volumen bruto
Base 0 8779,6
1 20 7895,6 0,89 Trapezoidal 166752
2 40 5402,2 0,68 Trapezoidal 132978
3 60 3511,15 0,64 Trapezoidal 89133,5
4 80 1752,5 0,49 Piramidal 51628,2178
5 100 394,2 0,22 Piramidal 19852,4343
6 120 16,95 0,04 Piramidal 2628,7552
Ʃ 462972,9073
Tabla 15 – Volúmenes del yacimiento y volumen total del yacimiento
28
7. CUESTIONARIO DURANTE LA CLASE
1. Investigar sobre las Formaciones productoras del Campo San Francisco,
estado actual e historian de presión y producción.
- GENERALIDADES DEL CAMPO
El campo San Francisco es un yacimiento productor de petróleo, que fue
descubierto en marzo de 1985 y declarado comercial en junio del mismo año. El
Campo hace parte del contrato denominado “Asociación Palermo”, efectuado entre
las compañías HOCOL S.A. y ECOPETROL, y que tiene una extensión de 2800
hectáreas. El Campo San Francisco está localizado en el departamento del Huila,
al noroeste de la ciudad de Neiva, comunicándose a través de la vía Neiva-Bogotá
a una distancia de 19 km aproximadamente. El campo se encuentra ubicado sobre
las estribaciones de la cordillera central, en la Subcuenca de Neiva, que pertenece
a la Cuenca Sedimentaria del Valle Superior del Magdalena.
La estructura del yacimiento está constituida por el anticlinal San Francisco, que
se encuentra afectado por una serie de fallas inversas y otros pliegues menores.
Los estratos productores en el campo son las areniscas pertenecientes a la
formación Caballos (cretáceo), las cuales se encuentran desde 1700 a 3800 pies;
la formación Caballos en el área presenta tres miembros bien definidos de los
cuales solo producen petróleo el Inferior y el Superior, en cada lado de la
estructura fallada.
El relieve total de la estructura es aproximadamente de 1750 pies. El contacto
agua aceite original estaba localizado a 820 pies bajo el nivel del mar para Ukb y
770 pies bajo el nivel del mar para Lkb, teniendo como resultado una columna de
aceite de 1170 pies.
Contiene 3.0 % por peso de asfáltenos y 7.0 % de parafinas, la RGA original es
160 scf/bbl. El yacimiento es humectado por aceite, situación que complica la
interpretación petrofísica
La columna de petróleo en la cresta del anticlinal alcanza unos 1200 pies y no se
presenta capa de gas definida. La saturación del agua es irreducible, el petróleo
es subsaturado a una presión inicial promedio de 1050 Lpc en el yacimiento y con
un punto de burbuja de 846 Lpc.
29
El desarrollo inicial del campo se realizó en forma rápida, debido a que presenta
condiciones muy favorables, tales como cercanía al oleoducto, superficialidad del
yacimiento y bajos costos operacionales, lo que permitió perforar 35 pozos durante
los dos primeros años.
El petróleo original in-situ en el yacimiento, STOIIP, es de 507 Mstb con un gas
asociado de 81 Bcf. El factor de recobro estimado con inyección de agua es de 32
%. El recobro de gas se estima en 43 Bcf. La producción al año 2001 es de 24000
stb/d de crudo y 37000 stb/d de agua y una Rga promedio de 400 scf/sb.
El mecanismo de producción es gas en solución con un acuífero muy limitado. La
principal incertidumbre al año 2001 fue la continuidad de las arenas productoras
ya que en alto fallamiento y las discontinuidades estratigráficas tienen un alto
efecto sobre esta y sobre el manejo mismo del yacimiento. Como consecuencia
del soporte tan limitado del acuífero la presión cayo rápidamente de 1100 a 850
psi o sea 100 psi por debajo del punto de burbuja. La distribución de presión es
muy irregular debido a la discontinuidad de las zonas productoras en algunas
áreas, o sea que las arenas Ukb y Lkb muestran diferentes niveles de presión,
- GEOLOGÍA GENERAL
El área del campo San Francisco se encuentra ubicado dentro de la subcuenca
Neiva, la cual constituye un sinclinorio cuyo núcleo está conformado por
sedimentos neógenos, que descansan discordantemente sobre una secuencia
Pre-Miocena, constituidas por rocas del Cretáceo y del Terciario. Esta secuencia
sedimentaria, que fue depositada a lo largo de una gran plataforma de bajo
relieve, es el resultado de una serie de ciclos regresivos y transgresivos.
El basamento está formado fundamentalmente por rocas ígneas, desde acidas a
intermedias. Discordante sobre este Basamento Pre-Cretácea, se presentan rocas
sedimentarias correspondientes al cretáceo, conformadas por una sucesión de
2000 metros, las cuales fueron depositadas en un ambiente de plataforma y cuyas
unidades son las siguientes:
Formación Caballos (Kb), de edad Aptiano-Albiano.
Formacion Villeta (k3), de edad Aptiano-Albiano a Campiano.
Formación Monserrate (k4), Maestrictiano.
Formación Guaduala (Kug), Maestrictiano a Paleoceno.
30
Todas estas unidades son concordantes entre sí. La formación Caballos es la más
importante en el área, desde el punto de vista económico, debido a su producción
de petróleo en los niveles Inferior y Superior. De estos dos niveles, sobresale el
Superior, que por tener mejor porosidad y areniscas más permeables, presenta
mayor producción que el Inferior.
- GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
El principal plegamiento en el área es el anticlinal San Francisco, que se
encuentra afectado por fallas inversas, con inclinaciones variables desde casi
horizontales hasta casi 80°. Muchas de estas fallas tienen un considerable
desplazamiento, de tal forma que afectan inclusive las rocas del Basamento.
El anticlinal san Francisco se generó en un ambiente compresional, este anticlinal
es cerrado, de dirección N10°E en la parte sur y hacia el norte cambia a N5°W,
con cabeceo tanto al sur como al norte, presentando un buzamiento general entre
10° y 15°.
La morfología de la zona corresponde a altas pendientes, drenajes profundos y
elevación gradual hacia el occidente, en los flancos iniciales de la cordillera
central. (En el punto 3. del taller se puede observar más claramente el gran
fallamiento de la estructura).
2. Cuál es el diagrama de fases de los fluidos (petróleo y gas) del Yacimiento
a condiciones iniciales, con los resultados del PVT, obtenido con la muestra
de fluido tomado en el pozo SF-25 del 29 de Noviembre de 1986.
31
0
500
1000
1500
2000
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
Pre
ssu
re (
ps
ia)
Temperature (deg F)
P-T Diagram
2-Phase boundary Critical 10.000 volume %
20.000 volume % 30.000 volume % 40.000 volume %
50.000 volume % 60.000 volume % 70.000 volume %
80.000 volume % 90.000 volume %
Gáfica 1 - Diagrama de la fases de la mezcla
3. Elaborar el modelamiento tridimensional del estructural con el software
disponible, con la información del plano (3D) y determinar las coordenadas
GAUSS y ubicar la zona en el mapa de Colombia.
Ilustracion No. 5 Modelamiento 3D del estructural Campo San Francisco
32
1,0200
1,0300
1,0400
1,0500
1,0600
1,0700
1,0800
1,0900
0 500 1000 1500 2000 2500
Bo
(B
Y/B
S)
Presión (psig)
Presión vs Bo (Amyx)
4. Graficar el comportamiento de la relación gas en solución – petróleo (RS,
PCS/BS) y el factor volumétrico del petróleo (Bo, BY/BS) como una función
de la presión, con los datos de liberación diferencial ajustados a las
condiciones óptimas de separación, del PVT SF-25, por los métodos Amyx et
al. y Dake y Muhammad A. al Marahoun.
AMYX ET AL. Y DAKE.
Relación gas en solución – petróleo
Gráfica 2 – Presión vs Rs (Método de Amyx)
Factor Volumétrico
Gráfica 3 – Presión vs Bo (Método de Amyx)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 200 400 600 800 1000 1200
Rs
(PC
S/B
S)
Presión (psig)
Presión vs Rs (Amyx et al. Dake)
33
Muhammad a .al - Marhoun
Relación gas en solución – petróleo
Gráfica 4 - Presión vs Bo (Método de Marhoun)
Factor volumétrico
Gráfica 5 – Presión vs Rs (Marhoun)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Rs
(PC
Y/B
S)
Presión (psig)
Presión vs Rs (Marhoun)
1,0200
1,0300
1,0400
1,0500
1,0600
1,0700
1,0800
1,0900
0 500 1000 1500 2000 2500
Rs
(BY
/BS)
Presión (psig)
Presión vs Rs (Marhoun)
34
5. Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas (Bg, PCY/PCS y
BY/PCS) en un solo gráfico con las presiones de la liberación diferencial,
con la composición del gas del separador de óptimas condiciones.
Gráfica 6 – Comportamiento del Bg en función de la presión
6. Calcular el petróleo original in-situ en BY y BS, por acre-pie y estimarlo en
el yacimiento.
Para calcular el volumen de petróleo in-situ se utiliza:
( )
Donde:
Vb : El volumen bruto de la roca yacimiento (acre-pie)
N : El aceite original in-situ (BS)
Boi : Factor volumétrico del petróleo (BY/BS)
Ø : Porosidad promedio en fracción
Sw : Saturación promedio en fracción
0
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
0,12
0,14
0 500 1000 1500
Bg
Presión
Factor Volumétrico del gas (Bg)
PYS/BCS
PY/BCS
35
Primero que todo, para calcularlo en BY
, ( )-
( )
.
Con base en los cálculos realizados para la presión inicial de 1172 psig el factor
volumétrico del petróleo es Bo = 1,083 BY/BS. Con el factor volumétrico,
convertimos de BY a BS:
( )
.
.
7. Calcular el gas total en solución en el petróleo original en PCS.
Determinado el petróleo original “in situ” se puede multiplicar por el Rs y de esta
manera se halla el gas en solución presente en el petróleo original, en PCS.
.
36
8. Calcular comportamiento del factor volumétrico del agua (Bw, BY/BS)
como una función de la presión.
Gráfica 7 – Comportamiento del Bw en función de la presión
9. Calcular el gas original in-situ en PCY y PCS, por acre-pie y estimarlo en el
yacimiento, suponiendo que el yacimiento San Francisco es un yacimiento
de gas.
Para calcular el gas original in-situ se utiliza la ecuación:
( )
Donde:
Vb= volumen bruto del yacimiento en acre-ft
G = volumen de gas in-situ en PCS
Remplazando los valores ya obtenidos en la ecuación tenemos:
( )
. .
1,0124
1,0126
1,0128
1,013
1,0132
1,0134
1,0136
1,0138
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Bw
(B
Y/B
S)
Presión (psia)
Presión vs Bw
37
Para calcular el gas original a condiciones de yacimiento utilizamos el factor
volumétrico inicial del gas (Bg), calculado en el punto 5 para la presión inicial de
1172 psig. Bg=0,011049 PCY/PCS
( )
. .
10. Con el propósito de evaluar petróleo in-situ más probable del yacimiento
San Francisco, seleccione el método de evaluación más exacto (balance de
materia), graficar el comportamiento de la producción.
Al ser nuestro yacimiento, un nuestro yacimiento subsaturado (Py>Pb); usamos la
siguiente ecuación para calcular el petróleo in-situ por medio del balance de
materia
( ) .
/
En el cual suponemos una caída de presión anual de 80 psia.
Para hallar el factor volumétrico del agua a una presión de 1092 psia usamos la
ecuación de McCain explicada en la sección Muestra de Cálculos.
Para hallar el factor volumétrico del petróleo a una presión de 1092 psia utilizo la
ecuación:
( )
Para ello, necesito la compresibilidad que la determino a continuación conociendo
dos presiones y dos volúmenes relativos cualquiera.
38
( )
Ahora si puedo reemplazar mis datos en la ecuación de balance de materia
. .
( ) (
)
Promedio anual de producción
AÑO PRODUCCION
PROMEDIO BBL
1985 127837,1111
1986 320055,1667
1987 407868,2727
1988 663003,5
1989 676363,5
1990 693113,667
Tabla 16 – Producción Anual del campo San Francisco
39
Gráfica 8 – Producción anual del campo San Francisco
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
1985 1986 1987 1988 1989 1990
Producción Anual
40
8. CUESTIONARIO DE LA GUÍA DE LABORATORIO
1. ¿Cuáles son los pasos a seguir para la construcción de un mapa
isopaco? ¿En qué se diferencian los mapas estructurales e isocoros?
Pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco.
Para construir un mapa isópaco que me determine con un gran porcentaje de
exactitud la geometría de mi yacimiento, y así poder hallar el volumen bruto de la
roca; primero que todo debemos tener la información de varios pozos, tanto en el
tope, en la base, como alrededor de toda mi unidad estratigráfica.
El primer paso, es ubicar los pozos en el mapa base y colocar el nombre de este
en la parte inferior, y su espesor en la parte inferior; estos espesores los puedo
conocer gracias a registros eléctricos o estimarlos a partir de correlaciones.
Ya después puedo proceder a trazar mis curvas isópacas. Hay que tener en
cuenta que al empezar a trazar las líneas, lo hago partiendo desde un punto medio
o un punto confiable donde esté bien definido el intervalo entre las profundidades y
sea sencilla de cerrar. Estas curvas deben ser trazadas en forma armónica con
espaciamientos regulares y progresivos, deben ser aproximadamente paralelas
entre sí. La última curva que se traza es la de cero pies (ya que me indica el límite
de mi unidad estratigráfica), esta debe ajustarse al patrón que establezcan las
curvas previamente trazadas.
Otras cosas que se deben tener cuenta para la elaboración de un mapa isópaco
es que:
- Las curvas del mismo valor deben ser repetidas donde se presenta un
cambio de un adelgazamiento a un engrosamiento de la unidad.
- Pequeñas curvas cerradas que indican adelgazamientos locales o
engrosamientos.
- Se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cual suministra la
información de la geometría que puede encontrarse.
- Cuando están destinados al desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas,
se debe evitar un optimismo excesivo en cuanto al espesor y extensión de
las unidades productoras o potencialmente productivas.
- A medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las
isópacas deben ser modificadas conforme a los datos
41
Diferencia entre un mapa isópaco y un isócoro.
Un mapa construido sin ajustar los espesores se llama mapa isócoro y muestra
con líneas isócoras el espesor perforado de una unidad estratigráfica. Cuando los
ángulos de buzamiento de los estratos son menores de 5°, la diferencia entre el
isópaco y el isócoro es insignificante. Para ángulos mayores a 10° se debe hacer
las correcciones pertinentes.
2. ¿Cómo se clasifica el límite físico y convencional de los yacimientos?
Límite físico
El límite físico de un yacimiento se encuentra definido por algún accidente
geológico, tales como fallas, discordancias, erosiones, acuñamientos, cambios de
facies, bases de las formaciones, etc. Pero además de esto también se limita por
los contactos entre fluidos (GOC – WOC), o por límites críticos de la porosidad, la
permeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.
Límite convencional
El límite convencional es el límite del yacimiento que se establece de acuerdo al
grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de
ingeniería que se tenga del mismo. Tales límites pueden ser resultado de cambios
litológicos o cambios de facies geológicas. En donde los límites superiores e
inferiores de las rocas de acumulación pueden establecerse por correlación de
perfiles de cortaduras obtenidos del lodo de perforación, perfiles de núcleos,
eléctricos y radiactivo, entre otros.
3. ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos?
Las reservas de hidrocarburos se clasifican en certidumbre de ocurrencia,
facilidades de producción, y métodos de recuperación. A continuación se describe
cada uno de ellos.
Certidumbre de Ocurrencia
Probadas: Son volúmenes de hidrocarburos estimados con un grado de
certeza mayor al 90% y recuperables de yacimientos conocidos.
42
Probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería
indican con un grado de certeza del 50% que se podrían recuperar bajo las
condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.
Posibles: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería
indican con un grado de certeza de por lo menos 10% que se podrían
recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales
que lo permitan.
En otras palabras, se clasifican como reservas posibles lo volúmenes que no
califiquen como reservas probables debido a que la información geológica y de
ingeniería tiene menor grado de certeza.
Facilidades de producción
Probadas desarrolladas: Son los volúmenes de hidrocarburos
comercialmente recuperables de yacimientos por los pozos e instalaciones
de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de
revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren
uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen
aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de
recuperación suplementaria.
Probadas no desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas que
no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e
instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la
tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a
la producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones
o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.
Método de recuperación
Primarias: Son los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse
con la energía propia o natural del yacimiento. Dicha energía puede venir
del empuje de una capa de gas, de un acuífero o de gas en solución
liberado, por compresión del volumen poroso o expansión del volumen de
43
los fluídos; pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la
presión del yacimiento respecto a la presión de burbuja.
Suplementarias: Son los volúmenes adicionales que se podrían recuperar
en un yacimiento si el mismo es sometido a una incorporación de energía
suplementaria a través de métodos de recuperación artificiales tales como
la inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía
que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar hidrocarburos
que aumenten la extracción de petróleo.
4. ¿Qué son yacimientos volumétricos y no volumétricos?
Estos yacimientos constituyen una clasificación de acuerdo a variaciones del
volumen originalmente disponible de hidrocarburos. En el caso de los yacimientos
volumétricos indica que no existe un acuífero adyacente al yacimiento, por lo tanto
no hay intrusión de agua, y su presión por el tiempo tiende a decaer. Mientras que
los yacimientos no volumétricos si existe un acuífero cerca al yacimiento que le
proporciona a este la energía suficiente para que no se lleve a cabo la depleción
de la presión.
44
9. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
En el informe se realizaron muchos cálculos y se mostraron varios
comportamientos del pozo SF-25 de acuerdo a la disminución de presión, ajenos a
la medición de áreas realizadas durante la práctica. A continuación vamos a
analizar el comportamiento de distintos factores (Rs, Bo, Bg y Bw) a medida que
se explota el yacimiento o lo que es igual, se disminuye la presión; esto tomando
como base, la prueba PVT del campo SF-25 de Diciembre de 1996.
Gráfica 1, Diagrama de Fases
Podemos darnos cuenta gracias al diagrama de fases, que nuestro yacimiento es
de petróleo negro ordinario, ya que las líneas de isocalidad permanecen a una
distancia uniforme en toda la envolvente. Si trazamos una línea vertical en la
temperatura inicial 119 °F; nos topamos con la presión inicial del yacimiento y
observamos el comportamiento de la fase líquida con gas en solución hasta que
llegamos a nuestra presión de burbuja, y cuando alcanzamos las condiciones de
saturación, vemos como disminuye la fase líquida y se va generando la fase
gaseosa.
Gráfica 2 y Gráfica 4, Relación gas en solución petróleo:
Podemos ver en estas gráficas que desde la presión inicial del yacimiento, hasta el
punto de burbuja, el Rs se mantiene constante, esto se debe a que no se ha
empezado liberar más gas. A partir del punto de burbuja, empezamos a observar
una disminución del Rs debido a que cada vez hay menos gas en solución
petróleo debido a que este se ha ido liberando con la disminución de la presión.
Por experiencia, sabemos que el comportamiento que determinamos por el
método de Marhoun (Gráfica 4) es más exacto que el que determinamos por el
método de Amyx (Gráfica 2) debido a que corrige sus desventajas y sus
parámetros.
Gráfica 3 y Gráfica 5, Factor volumétrico del petróleo
Conforme va disminuyendo la presión, el Bo va aumentando hasta llegar al punto
de burbujo, esto se debe al simple hecho de disminución de la presión que hace
que aumente el volumen del petróleo+gas en el yacimiento, acá, llegamos al punto
máximo que puede tener el factor volumétrico. A partir del punto de burbuja, el Bo
experimenta una disminución constante debido a la liberación de gas que ocurre a
45
partir de aquí, lo que hace que disminuya el volumen de la fase petróleo+gas.
Igualmente, el ajuste de Marhoun corrige las desventajas del ajuste de Amyx.
Gráfica 6, Factor Volumétrico del gas.
Observamos el comportamiento esperado del Bg respecto a la presión, ya que a
medida que va disminuyendo la presión, el volumen del gas en el yacimiento va
aumentando levemente, si llegáramos a analizar el yacimiento hasta a una
presión de 14,7 psia; notaríamos que el Bg es uno debido a que las presiones
serían iguales tanto en el yacimiento como en la superficie. Este comportamiento
esperado lo obtuvimos gracias a la buena determinación de las Z; mediante el
cálculo de las presiones y temperaturas seudocríticas y seudoreducidas por medio
del ajuste de Meehan y la corrección de Witcher Assis ya que estos ajustes son
muy aceptados por la industria del petróleo. Un leve porcentaje de error se pudo
haber presentado a la hora de leer las Z en la gráfica de Standing Kast debido a
que las líneas están demasiado juntas y el ojo humano erra en la lectura precisa.
Gráfica 7, Factor Volumétrico del agua
El comportamiento que obtuvimos del factor volumétrico del agua conforme
disminuía la presión fue el esperado para nuestro SF-25. Ya que a medida que
disminuye la presión en el yacimiento, el agua lógicamente presenta una
expansión; esto ocurre hasta que llega al punto de burbuja. Después del punto de
burbuja, experimentamos una liberación de agua junto con el gas que se libera,
pero esa agua que se libera no alcanza a ser suficiente para disminuir el factor
volumétrico del agua que sigue aumentando debido a la expansión, es por eso
que la gráfica opta por un crecimiento curvo y no totalmente directo.
Petróleo Original In-Situ
Podemos observar gracias a los cálculos que se hicieron, que el volumen de
petróleo en el yacimiento es mayor que el volumen del petróleo en la superficie,
esto se debe a que en la superficie nos encontramos a unas condiciones
totalmente distintas (una presión muchísimo menor) lo que hace que los gases
que estaban en solución con el petróleo se liberen (más que todo los gases
livianos), haciendo que disminuya considerablemente el volumen del petróleo.
46
Gas original In-Situ
Respecto al gas, observamos que es menor el volumen de este en el yacimiento
que en la superficie, debido a que en la superficie está expuesto a una presión
mucha menor, lo que hace que ocurra una expansión del gas. Analizando estos
comportamientos volumétricos, se comporta de una forma opuesta al petróleo.
47
10. FUENTES DE ERROR
Al graficar el mapa isópaco del campo San Francisco, obtenemos un error
en su diseño, ya que no es exacto al mapa verdadero, por consiguiente hay
errores en los cálculos según el método volumétrico.
Posiblemente se obtienen errores en las mediciones con el planímetro
digital, ya que se debe tener buena precisión en el manejo de este, por
ende, para disminuir este error, se realizan 3 mediciones y se promedian,
para obtener un resultado más correcto.
La precisión del método volumétrico puede verse afectada por la calidad y
cantidad de datos disponibles y además las ecuaciones trapezoidal y
piramidal suponen formas regulares en los yacimientos, y esto presenta un
error considerable, debido a que los yacimientos presentan formas
irregulares.
48
11. CONCLUSIONES
El yacimiento San Francisco pozo SF-25 es subsaturado, debido a que
la presión inicial de este, es mayor que la presión en el punto de
burbujeo, (1172 psig>985psig).
El yacimiento San Francisco pozo SF-25 es de petróleo negro ordinario,
según su diagrama de fases, puesto que las líneas de isocalidad
permanecen a una distancia uniforme en toda la envolvente.
El método volumétrico es de mucha utilidad cuando se tiene poca
información, pero su confiabilidad se reduce debido a que se basa en
las lecturas tomadas con el planímetro en donde se incurre en un error
de tipo humano, además la aproximación de una de las áreas al 80% (la
ultima capa), hace que los resultados obtenidos se desvíen de los
reales.
La determinación del petróleo original in situ es un factor importante,
puesto que indica la cantidad de petróleo que puede ser extraído a
superficie, permitiendo de la misma forma estimar el factor de vida del
pozo según su producción
49
12. RECOMENDACIONES
Realizar como mínimo 3 mediciones con el planímetro digital y hacer un
promedio de estas.
En lo posible, realizar varias mediciones de áreas a cotas de intervalos
menores, para así obtener mayor cantidad de datos y una estimación más
exacta del volumen de petróleo y/o gas en el yacimiento.
Tener presente la posición del planímetro polar ya que por su alta
sensibilidad los datos se pueden ver alterados por llevar un sentido
contrario al de las manecillas del reloj.
Usar adecuadamente el planímetro y ser muy cuidadosos al tomar las
diferentes lecturas.
50
13. BIBLIOGRAFIA
Escobar, Freddy H. FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS.
Editorial Guadalupe Ltda. Primera Edición.
PARRA, Ricardo. PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE
YACIMIENTO. Editorial Universidad Surcolombiana. Segunda Edición. 2011
J. S Archer & C.G Wall, Petroleum Engineering: principles and practice, 1a. ed. (London: British Library Cataloguing, 1986).