practica de reservorios

RESERVORIOS I

ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES

(MASA DE GAS PRODUCIDO) = (MASA DE GAS INICIALMENTE EN EL YACIMIENTO) – (MASA DE GAS REMANENTE EN EL YACIMIENTO)

Balance de Materiales es un método efectivo alternativo al método volumétrico para hallar el volumen in situ y también las reservas. El desarrollo de éste método está basado en la producción y cambios en la presión del reservorio, de esta manera se requiere medidas exactas de ambas cantidades. A diferencia del método volumétrico que puede emplearse al principio de la vida productiva del reservorio, balance de materiales se puede utilizar después de algún desarrollo y producción. El balance de materiales estima volúmenes de gas que están comunicados por la presión y la recuperación de los pozos productores. Otra ventaja de éste método es que con un historial de producción significante se puede identificar el mecanismo de empuje del reservorio.

Los métodos de balance de materia de las estimaciones del petróleo en la superficie son normalmente aplicados a un reservorio en su totalidad. Raramente es seguro que no haya migración de los fluidos del reservorio a través del arriendo o líneas de propiedad. Las ecuaciones de balance de materia en términos matemáticos manifiestan que el petróleo en superficie original en condiciones de reservorio original es equivalente al remanente del petróleo en ciertas condiciones del reservorio subsiguiente más las retiradas netas de los fluidos del reservorio durante el intervalo de tiempo transcurrido. Esta oración está basada suponiendo que (1) el volumen bruto del espacio poroso del reservorio es constante y solo el volumen y la naturaleza de los fluidos en el reservorio cambian y (2) existe un equilibrio sustancial en todo momento dentro del reservorio.Todas las formas de las ecuaciones de balance de materia son simplemente una forma diferente de expresar la siguiente relación fundamental:

Barriles de petróleo inicial en su lugar =

Fluidoneto volumetrico retiradoExpansionvolumetrica del gas del reservorio por unidad de barrilde petroleo

En medio de algún periodo inicial en la vida productiva de un reservorio (frecuentemente en condiciones originales) y algún periodo siguiente, la producción del reservorio causa el declive de la presión a menos que la invasión de agua lo mantenga. Si la presión declina ciertos cambios ocurren en las características físicas del petróleo y remanente de gas dentro del reservorio en el periodo de tiempo subsiguiente. Un estudio y evaluación de estos diversos cambios en las características de los fluidos del reservorio con relación al volumen retirado como producción permite el cálculo del petróleo original en superficie.

El estimado de reservas debe aplicar un factor de recuperación. Los cambios en las propiedades de los fluidos en el reservorio deben ser reconocidos y mencionados. Estos requiere radios de producción alta, intervalos de tiempo apreciable de varios años, o quizás ambos. Los ingenieros solo usan una regla de cálculo o la calculadora mecánica con frecuencia afrontan una tarea prodigiosa en el descubrimiento y la determinación de los cambios menores de las propiedades de los fluidos en el reservorio y matemáticamente aplicando ello en la ecuación de balance de materia. El problema es más complicado cuando los reservorios producen por combinaciones de los mecanismos de conducción: solución por empuje de gas, expansión de capa de gas, o empuje de agua.Consecuentemente los ingenieros tienen que recurrir a análisis electrónicos. Estos mecanismos ingenuos intrínsecamente descubren y aplican muchos de los cambios menores de las propiedades de fluido del

FREDDY PEREDO ARANIBAR Página 1

http://www.megahipoteca.com/article/calculadora-de-cuota-intereses-y-total-a-pagar.html

RESERVORIOS I

reservorio que podrían ser pasadas por alto y descuidadas en cómputos ordinarios. Así la solución resultante de la ecuación de balance de materia puede ser hecha con mucha rapidez y mucho antes que el periodo de vida productiva transcurrida del reservorio de un modo posible.

El espacio no permite derivaciones de la ecuación básica de balance de materia o la descripción de todos los factores que son implicados. Esta discusión no hace más que dar al geólogo de exploración o ingeniero una idea general del concepto básico. Varios textos excelentes cubren el tema en detalle. ( Pirson, 1958; Muskat, 1949; Calhoun, 1953).

En las secciones anteriores se calculó el gas inicial en el yacimiento en base a una unidad (1 acre-pie) de volumen total de roca productora a partir de valores conocidos de porosidad y saturación de agua innata.

La conservación de la materia aplicada a yacimientos de gas da el siguiente balance de materiales:

(Masa de gas producido) = (masa de gas inicialmente en el yacimiento) – (masa de gas remanente en el yacimiento)Sin tomar en cuenta el cambio de porosidad de las rocas con el cambio de presión interna del fluido, los yacimientos con una instrucción de agua insignificante o no existente, se consideran de volumen constante y se denominan yacimientos volumétricos. Si el petróleo encontrado inicialmente en el yacimiento esta subsaturado, entonces el yacimiento inicialmente contiene sólo innata y petróleo, con sus respectivas cantidades gas disuelto. La solubilidad del gas encontrado en yacimientos es por lo general muy baja y se despreciara en la presente discusión. De la misma manera, como la producción de agua en yacimientos


RESERVORIOS I

volumétricos es muy poca o insignificante, tampoco se tendrá en cuenta. En estas condiciones, de la presión inicial del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento ocupado por el petróleo no cambia y se produce petróleo debido a la expansión líquida, como se ilustra en los diagramas de la figura 3.6. Si se iguala el volumen inicial al volumen fina, se tiene:

NBOI = (N – NP)BO

U la recuperación fraccional r, es

La recuperación fraccional se expresa generalmente como una fracción fiscal inicial en el yacimiento. Los datos de PVR para el yacimiento 3-A-2 Se presentan en la figura 3.7 El fluido del yacimiento tiene un factor volumétrico de 1,572 bl/BF a la presión inicial de 4400 Ipca y 1,600 bl/BF a la presión de punto de burbujeo de 3550 Ipca. Por agotamiento o depleción volumétrica, la recuperación fraccional del petróleo fiscal a una presión de 3550 Ipca, obtenida por medio de la Ec. (3.9), es igual a

ó

Si el yacimiento produjo 680.000 BF cuando la presión disminuyó a 3550 Ipca, el petróleo inicialmente en el yacimiento de acuerdo con la Ec. (3.8) es

Los cálculos anteriores asumen una razón gas-petróleo de producción entre las presiones inicial y de punto de burbujeo igual a la razón inicial gas disuelto-petróleo, o sea 1100 PCS/BF.

Por debajo de 3550 Ipca se forma una fase de gas libre, y para un yacimiento volumétrico, subsaturado y sin producción de agua, el volumen poroso disponible para hidrocarburos permanece constante

La figura 3.8 presenta esquemáticamente los cambios que ocurren entre la presión inicial del yacimiento y una presión inferior a la del punto de burbujeo. La fase de gas libre no asciende en el yacimiento necesariamente para formar una capa de gas artificial y las ecuaciones permanecen iguales siempre y cuando el gas libre permanezca distribuido a través del yacimiento en forma de burbujas aisladas. Si al disminuir la presión del yacimiento a un valor por debajo de la presión de saturación se han producido BF de petróleo con una razón gas-petróleo neta cumulativa de PCS/BF, puede sustituirse en la Ec. (3.10) y obtener

Donde es el petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales; y son los factores volumétricos del petróleo a las presiones inicial final, respectivamente; es el gas libre en PCS en el yacimiento a la presión; inferior. El gas libre , puede encontrase observando que a la presión inferior, el gas inicial, PCS, esta dividido en tres partes: a) el gas aun disuelto en el petróleo que permanece en el yacimiento, b) el gas producido , y c) el gas libre en el yacimiento, obtenido por diferencia en la siguiente forma:

Gas libre= gas inicial - gas en solución - el gas producido

Si se sustituye este valor en la Ec. (3.11) se obtiene

De esta ecuación puede obtenerse el petróleo fiscal inicialmente en el yacimiento,

Y en la recuperación fraccional,

CONDENSADOS DE GAS


RESERVORIOS I

Un gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el agua). Normalmente no se esperan observan comportamiento retrógrados dentro de un yacimiento a presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo tenga una alta presión de rocío. El diagrama de fase característico de estos fluidos se puede ver en la Figura No. 1.

Las muestras de gas condensado casi siempre son tomadas del separador y son recombinadas de acuerdo a una relación gas/petróleo. Los pozos de petróleo son acondicionados para realizar tomas de muestras de fondo, mediante una reducción de la tasa de producción por cierto período de tiempo y luego son cerrados hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. Si se intentara acondicionar un pozo de gas condensado de la misma manera, encontraría que el líquido condensado se precipitaría al fondo del pozo, tan pronto como se cierre el pozo. La muestra de fondo solo podría recuperar una muestra de líquido; este líquido podría presentar punto de burbuja en vez de un punto de rocío. La composición del líquido va a ser totalmente diferente al fluido original del yacimiento.

Para obtener muestras representativas de fluidos provenientes de pozos de gas condensado, el pozo debería producir a una tasa igual o ligeramente mayor a la mínima tasa de producción estable. Sin embargo,


RESERVORIOS I

si el pozo se encuentra produciendo a una tasa de producción estable por un período de tiempo prolongado y la tasa no es excesiva, es generalmente mucho mejor utilizar esta que estar ajustando a la tasa mínima de producción estable. El factor más importante en la prueba de flujo es la estabilización. Esta debe incluir una estable presión de cabezal, producción de gas y líquidos estabilizada. Para pozos que producen con una presión de fondo fluyente por debajo de la presión de rocío, la saturación y composición de fluidos en el área de drenaje debe ser también estabilizada. Una vez que la estabilización es alcanzada, como un barril de líquido se condensa en el yacimiento cercano a la vecindad del pozo, otro barril de líquido debe entrar en la vecindad del pozo. De esta manera, las saturaciones y composiciones en los alrededores del pozo no cambian. Si la tasa de producción es cambiada, se necesitarían hasta 3 meses para re-estabilizar el pozo. Una vez alcanzada la estabilización, la tasa de producción de gas y líquido debe ser medida por 48 horas o más antes de realizar el muestreo.

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOS:

Producen un líquido ligeramente café o pajizo, con una densidad relativa entre 0,740 y 0,780 y con relaciones gas aceite instantáneas que varían de 1500 a 12000 m3.g/m3.O.PUNTO CRÍTICO:


RESERVORIOS I

Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases y gaseosa son idénticas.

PRESION CRÍTICA:

Es la temperatura correspondiente al punto crítico.

CURVA DE BURBUJEO (EBULLICION):

Es el lugar geométrico de los puntos, presión-temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fases.

CURVA DE ROCIO (CONDENSACION):

Es el lugar geométrico de los puntos, presión-temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases.

REGION DE DOS FASES:

Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío. En esta región coexisten, en equilibrio, las fases liquida y gaseosa.

YACIMIENTOS DE PETROLEO SUBSATURADO


RESERVORIOS I

Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno. La tabla 3.1 presenta la composición

Propiedades y composiciones de fluidos típicos de yacimientos

Porcentaje molar de varios líquidos típicos encontrados en yacimientos, junto con la gravedad del petróleo fiscal, la razón gas-petróleo de la mezcla del yacimiento y otras características de tales fluidos. La composición del petróleo fiscal es completamente diferente a su composición a condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberación de la mayor parte del metano y etano en solución y la vaporización de fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del yacimiento a condiciones atmosféricas normales. La tabal indica buena correlación entre la razón gas-petróleo de los fluidos y los porcentajes de metano etano que contienen, para un intervalo de razón comprendido entre 22 PCS/BF y PCS/BF.

Existen dos métodos de obtener muestras de fluido del yacimiento: 1) con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo, sujetado por un cable de acero, y 2) tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en la debidas proporciones de acuerdo con la razón gas-petróleo medida al tiempo del muestreo. Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de producción del yacimiento, preferiblemente del primer pozo, para que en esta forma la muestra sea representativa del fluido original que se encuentra en el yacimiento. La composición del fluido obtenido en el saca muestras depende de la historia del pozo, anterior a la operación de muestreo. Si el pozo no ha sido acondicionado debidamente antes de obtener la muestra, será imposible obtener muestras representativas del fluido del yacimiento. Kennerly y Reudelhuber recomiendan un procedimiento para acondicionar debidamente el pozo. La información obtenida del análisis de una muestra del fluido incluye generalmente los siguientes datos:

Razones gas en solución-petróleo y gas liberado-petróleo y los volúmenes de las frases líquidas.


RESERVORIOS I

Factores volumétricos, gravedad del petróleo fiscal y razones gas-petróleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes presiones del separador.

Presión del punto de burbujeo del fluido del yacimiento. Compresibilidad del petróleo del fluido del yacimiento. Viscosidad del petróleo saturado a condiciones del yacimiento como función de presión. Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y del fluido saturado a

condiciones del yacimiento.

Para un análisis preliminar de un yacimiento y si no se disponen de datos de laboratorios, generalmente pueden hacerse estimaciones razonables a partir de las correlaciones empíricas basadas en datos fáciles de obtener. Estos datos incluyen: gravedad del petróleo fiscal, gravedad específica del gas productivo, razón gas-petróleo al comienzo de la producción, viscosidad del petróleo fiscal, temperatura del yacimiento y presión inicial del mismo.

Las variaciones en las propiedades de un fluido de yacimiento, de varias muestras obtenidas en diferentes partes del yacimiento, son pequeñas y no exceden a las variaciones inherentes en las técnicas de muestreo y de análisis. Esto sucede en la mayoría de los yacimientos, particularmente aquellos son grandes volúmenes de arenas, las variaciones en las propiedades de fluidos son considerables. Por ejemplo, en la Elk Basin de Wyoming y Montana, EE. UU., a condiciones iniciales del yacimiento, la razón gas-petróleo cerca de la cresta de la estructura era de 490 PCS/bl de petróleo mientras que en los flancos, 1762 pies mas abajo, era de 134 PCS/bl de petróleo, lo que representa un gradiente de gas en solución de 20 PCS/bl por 100 pies de elevación.

La cantidad de gas disuelto afecta considerablemente muchas propiedades de los fluidos de yacimiento. Por ejemplo, ocurren grandes variaciones en la viscosidad del fluido, factor volumétrico del mismo, etcétera. Se han publicado variaciones similares del yacimiento de la arenisca Weber del campo Rangely, coronado, EE.UU., y del campo del arrecife Scurry en Texas, donde los gradientes de gas disuelto eran respectivamente, 25 y 46 PCS/bl por 100 pies de elevación. Estas variaciones en las propiedades de los fluidos pueden explicarse por una combinación de factores: a) gradientes de temperatura, b) segregación gravitacionaly c) falta de equilibrio ente el petróleo y el gas en solución. Cook, Spencer, bobrowsky y Chin y McCord han presentado métodos para resolver problemas de yacimientos donde existen considerables variaciones en las propiedades de los fluidos.

SOLUBILIDAD DEL GAS

La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: a) presión. b) temperatura, y c) composiciones del gas y del petróleo. Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y de petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. De manara distinta a la solubilidad, por ejemplo de cloruro de sodio en agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible.

Se dice que un petróleo crudo esta saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado) a esa presión.

El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Mas aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, que no hay capa de gas.

FACTORES VOLUMÉTRICOS


RESERVORIOS I

En la sección anterior se observo el aumento considerable en volumen que la solubilidad del gas en el petróleo crudo. La figura 3.2 indica la variación volumétrica en el líquido del yacimiento Big Sandy como función de presión a la temperatura del yacimiento de 160ºF. Ya que no libera gas de solución cuando la presión disminuye desde su valor inicial de 3500 Ipca a la presión del punto de burbujeo, 2500 Ipca, el fluido del yacimiento permanece en estado monofásico (líquido); sin embargo, como los líquidos son ligeramente compresibles, el volumen aumenta de 1,310 bl/BF a 3500 Ipca, a 1,333 bl/BF a 2500 Ipca. Por debajo de 2500 Ipca, la expansión líquida continua, pero su efecto sobre el aumento en volumen es insignificante comparado con un efecto mucho mayor: la reducción en el volumen líquido debido a la liberación del gas en la solución. A 1200 Ipca el volumen disminuye a 1,210 bl/BF. El coeficiente de dilatación térmica para el petróleo crudo (30º API a condiciones normales) del yacimiento Big Sandy es cerca de 0,00040 por ºF; por lo tanto, un barril fiscal, es decir a 60º F, se convertirá aproximadamente en 1,04 bl a 160 ºF, calculando con la siguiente ecuación:

Donde es el coeficiente termino de dilatación del petróleo.

En el factor del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo B, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente esta disuelto aumenta el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente está disuelto en el petróleo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción a la comprensibilidad del líquido en el yacimiento discutido, Big Sandy, Por cada 1,310 barriles de líquido en el yacimiento se obtendrá 1,00 barril fiscal, o sea, sólo 76,3 por ciento. Este valor, 76,3 por ciento ó 0,763, es el reciproco del factor volumétrico del petróleo y se le denomina factor de contracción o de merma. En la misma forma que el factor volumétrico del petróleo se multiplica por el volumen a condiciones del yacimiento para obtener el volumen a condiciones normales. De los términos, el factor volumétrico del petróleo es el más empleado.

CALCULOS DEL PETROLEO INICIAL EN EL YACIMIENTO POR MEDIO DEL METODO VOLUMETRICO Y DETERMINACIÓN DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO


RESERVORIOS I

Una de las funciones importantes del ingeniero de yacimientos es el cálculo periódico del petróleo (y gas) del yacimiento y la recuperación anticipada bajo el mecanismo o mecanismos de recuperación existentes. En algunas compañías este trabajo se realiza la sección de las reservas, la cual, periódicamente, rinde un informe sobre las reservas de la compañía junto con las ratas de producción recomendables para el futuro. La situación financiera de la compañía depende primordialmente de sus reservas, la manera en que estas aumentan o disminuyen y de la rata de producción a que se pueden recuperar. Es importante conocer también las reservas y sus ratas de recuperación para los propósitos de negocio - venta o intercambio - de propiedades o concesiones de petróleo. El cálculo de reservas de los nuevos yacimientos es particularmente importante porque sirve como guía para los nuevos programas de desarrollo del campo. En forma similar, el conocimiento de la forma más exacta posible del contenido inicial de un yacimiento elimina una de las incógnitas que entran en las ecuaciones, y ayuda inmensamente al ingeniero de yacimientos que va estudiar el comportamiento del yacimiento con el propósito de calcular o mejorar las recuperaciones primarias.

Las reservas de petróleos se obtienen por lo general aplicando factores de recuperación al petróleo en el yacimiento. También se calculan por el método de las curvas de declinación, aplicando valores apropiados de recuperación en barriles/acre-pie obtenidos por experiencia o por los estudios estadísticos. El petróleo en el yacimiento se calcula bien sea por el método volumétrico o por estudios de balance de materiales. Ambos métodos se presentaron en el capitulo 1 para yacimientos de gas y se presentaran en este capitulo y los siguientes para yacimientos de petróleo. Los factores de recuperación se determinan a partir de: a) estudios de eficiencia de desplazamiento como los presentados en el capitulo 7 y b= correlaciones basadas en estudios estadísticos de tipos particulares de mecanismos que operan en los yacimientos.

El método volumétrico empleado para calcular el petróleo en el yacimiento se basa en: 1) información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos, y 2) del análisis de donde se determina el factor volumétrico del petróleo. A las condiciones iniciales, un acre-pie de roca productiva del yacimiento contiene:

Donde 7758 barriles equivalen a un acre-pie, es la porosidad expresada como fracción del volumen total; , la saturación de agua innata o interstial expresada como fracción del volumen poroso; y el factor volumétrico inicial del petróleo en el yacimiento. Usando valores promedios normales, = 0,20 y = 1,24, el petróleo fiscal en el yacimiento por acre-pie es

Petróleo fiscal=1000 BF/ac-p

En el yacimiento volumétrico de petróleo, ya no existe intrusión de agua que remplace el volumen de petróleo producido, éste debe ser reemplazado por gas cuya saturación aumenta a medida que la saturación de petróleo disminuye. Si es la saturación de gas y el factor volumétrico del petróleo al tiempo de abandono, a estas condiciones un acre-pie neto de roca del yacimiento contiene:

Agua intersticial = 7758 x x

Gas a cond. Del yacimiento= 7758 x x

Petróleo a cond. Del yacimiento= 77758 x x (1 - - )

Petróleo fiscal=

Por lo tanto, la recuperación de petróleo fiscal por acre-pie en barriles es

Recuperación = 7759 x

La saturación total se gas libre esperada al tiempo de abandono puede obtenerse de las saturaciones de agua y de petróleo determinadas en el análisis de núcleos. Esto se basa en la suposición que mientras el núcleo se saca del pozo, petróleo es expulsado por la expansión del gas liberado del petróleo residual, y que este proceso es similar al de depleción en el yacimiento. En los estudios de espaciamientos de pozos, Craze


RESERVORIOS I

Buckley adquirieron una recopilación muy extensa de datos estadísticos de 103 yacimientos variada entre 30 y 40 por ciento del espacio poroso, obteniendo una saturación prometida de 30,4 por ciento. Las recuperaciones también pueden calcularse para comportamientos por depleción si se conoce las propiedades de la roca yacimiento y de los fluidos.

En el caso de un yacimiento con empuje hidrostático donde no ocurre disminución considerable en la presión, la intrusión de agua hacia el yacimiento puede ser paralela a los planos de estratificación de las capas, como ocurre en capas delgadas, altamente inclinadas (empuje hidrostático marginal). O bien hacia arriba, donde la producción de petróleo está situada sobre la zona acuífera (empuje hidrostático de fondo). El petróleo que queda en el yacimiento después del abandono en aquellas partes de la formación inválidas por agua puede calcularse en barriles por acre-pie por medio de:

Donde es la saturación residual de petróleo en la formación después del desplazamiento hidrostático. Ya que presión del yacimiento se considera más o menos constante en su valor inicial debido a la instrucción de agua, que no se forma en su valor inicial debido a la instrucción de agua, no se forma saturación de gas libre en la zona de petróleo y el factor volumétrico del petróleo al tiempo de abandono sigue siendo . La recuperación por empuje hidrostático se calcula en la siguiente forma:

Factor de recuperación = 100 (G−Ga )

G=100 (Bgi−Bga )

Bgi

Es común considerar que el contenido de petróleo obtenido por medio de núcleos, tomados con lodos de perforación a base de agua, es una estimación razonable del petróleo no recuperable, ya que el núcleo ha sido expuesto a un desplazamiento parcial de agua (por el filtrado del lodo) durante la operación de toma de medida que la presión del núcleo disminuye a presión atmosférica. Si se emplea este valor como saturación residual de petróleo en las ecuaciones (3.5) y (3.6), debe aumentarse por el factor volumétrico del petróleo; es decir, una saturación residual de 20 por ciento obtenida del análisis de núcleos indica una saturación residual a condiciones del yacimiento de 30 por ciento para el crudo con un factor volumétrico de 1,50 bl/BF. La saturación residual de petróleo también puede estimarse de la tabla 1.8. Esta tabal, como los autores a saturaciones de gas, o sea en el intervalo de 25 a 40 por ciento para las areniscas consolidadas estudiadas.


practica de reservorios

Documents