1. mÉtodo volumÉtrico

7/30/2019 1. MTODO VOLUMTRICO

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LABORATORIO DE ANLISIS DE NCLEOS

EXPERIENCIA 1DETERMINACIN DEL PETRLEO ORIGINAL EN SITU POR EL MTODO

VOLUMTRICO

Presentado por:GUSTAVO ADOLFO GARZON SERRANO. Cd: 2006263649JORGE LUIS GARCIA CARDOSO. Cd: 2006262626

JORGE ALBERTO QUIZA POLANIA. Cd: 2007166312CARLOS ANDRES PEREZ LEGRO. Cd: 2008171894

Al docente:Ricardo Parra Pinzn

En el curso:Anlisis de Ncleos

GRUPO: 02SUBGRUPO: 09

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERA

PROGRAMA DE INGENIERA DE PETRLEOS

NEIVA HUILA REPBLICA DE COLOMBIA10-03-2011


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INDICE

Objetivos Generales y Especficos

Elementos Tericos

Procedimiento (Diagrama de Flujo)

Tabla de Datos

Muestra de Clculos

Tabla de Resultados

Anlisis de Resultados

Fuentes de Error

Conclusiones y Recomendaciones

Respuesta al Cuestionario

Bibliografa Comentada


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1. OBJETIVOS GENERALES Y ESPECFICOS

1.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el volumen del petrleo original in-situ de un yacimiento porel mtodo volumtrico.

1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS

Adquirir habilidad en el manejo del planmetro

Dar un correcto uso a la ecuacin piramidal y ecuacin trapezoidal, paradeterminar el volumen aproximado de la zona productora

Analizar los factores que afectan los clculos del volumen del yacimientomediante ste mtodo.


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2. ELEMENTOS TERICOS

Podramos decir que este es uno de los mtodos mas usados en camposnuevos donde casi no hay mucha informacin, este mtodo se realiza con la

finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas queeste contiene Aqu, el Volumen que se encuentra en el espacio poroso delreservorio es transformado a volmenes de gas a condiciones estndar, elvolumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinadopor la informacin geolgica, basada en los acres, registros elctricos, registrosdurante la perforacin y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros).La extensin geomtrica se representa generalmente por mapas de campojunto a las curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal que sepueda visualizar la estructura, relieve o espesor del yacimiento para losclculos del volumen poroso existen dos clases de mapas ispacos y mapasisovolumtricos el Mapa Ispaco, como su mismo nombre lo indica es un mapa

que representa las lneas de igual espesor de la zona neta productiva H , sinembargo esta representacin no permite tener una idea exacta del volumen delyacimiento para la acumulaciones de gas debido a las posibles variaciones enla porosidad entre los posos. El volumen de reservorio mayormente esdeterminado por planimetra utilizando los mapas ispacos de los espesoresnetos del reservorio o por el mtodo del polgono para poder cuantificar estosvolmenes.El gas del yacimiento tambin cambia a medida que la presin disminuye elvolumen poroso disponible para el gas tambin puede cambiar por la intrusinde agua en el yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas estarelacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia ,la saturacin promedia por el agua innata, el gas in-situ en el reservorio essolamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, lasaturacin inicial del gas, el factor volumtrico inicial del gas el cual transformalos volmenes iniciales a condiciones estndar esto es (60F y 14.7 psia) elvolumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y El gas in-situ es enpies cbicos. En el mtodo volumtrico no se tienen en cuenta los cambios deFacies.

Para determinar el volumen aproximado de la zona productora a partir de laslecturas del planmetro se emplean dos (2) ecuaciones:

ECUACIONES FORMULA PARA

PIRAMIDAL1

21 1

1( )* * ( )3B N N N N

V h A A A A

5.01

N

N

AA

TRAPEZOIDAL 1**21 NNB AAhV 5.01 NN

AA

Donde:

VB= Volumen de crudo bruto (acre-ft)A

N= rea encerrada por lnea ispacas superior (acres)

AN-1= rea encerrada por la lnea ispaca inferior (acres)h= Espesor neto del intervalo entre las dos (2) ispacas (ft)


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Y para calcular el volumen de petrleo original in-situ se utiliza:

oiWB BSVN /)1(***7758

N= Petrleo original in- situ (BN)= Porosidad promedia ponderada del yacimiento (fraccin)Sw= Saturacin de agua promedia ponderada (fraccin)Boi= Factor volumtrico de formacin de petrleo en condiciones iniciales

(BY/BN)


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INICIO

Analizardetalladamente elmapa y poner en

ceros el planmetrodi ital

Establecer laescala adecuada e

instaurar lasunidades a utilizar.

Ubicar un punto departida.

Delinear las curvas denivel con la mira del

planmetro, en sentidohorario.

Detenerse en el puntoexacto de arranque y

anotar la lectura

1

Nmero de lecturas= 3 por curva

Regresar a 1

FINPromediar aritmticamentey reportar como dato este

Si

No

3. PROCEDIMIENTO (DIAGRAMA DE FLUJO)


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4. TABLA DE DATOS

TABLA 1. Clculo de reas por medio del planmetro digital:

Fecha: 24/02/2011Empresa: ANTEX OIL & GAS COMPANYCampo: El DIFICILEstructural: AnticlinalYacimiento: MAPA DE ESPESORES NETOS GASIFEROS Y CONTACTOS.

NO. REACOTA(FT)

NO.LECTURA

REA(ACRES)

REAPROMEDIO

(ACRES)

Base - 1001 3724.2912

3711.1125332 3686.7323 3722.3144

1GOC

- 501 2781.3576

2702.6150672 2541.17643 2785.3112

2WOC

01 2445.6448

2243.12022 2035.11583 2248.60

3 501 1870.0528

1874.6651332 1876.97163 1876.9710

4 100

1 1571.556

1566.9434672 1563.64883 1565.6256

5 1501 1265.152

1265.4814672 1260.213 1271.0824

6 2001 986.4232

987.74106672 990.37683 986.4232

7 2501 743.2072

745.2303332 743.27683 749.2070

8 3001 518.91

513.9679332 511.99123 511.0026

9 3501 259.9492

257.97242 255.00723 258.9608

10 4001 144.3064

142.6591332 142.32983 141.3412

11 4501 65.2344

65.23222 65.23943 66.2228


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TABLA 2. Datos de porosidad () y saturacin de agua (Sw)promedios por intervalos netos productores para el yacimiento degas condensado El Difcil:

POZOESPESOR, h

I

(pies)POROSIDAD

(fraccin)

SATURACIN DE

AGUA SW(fraccin)D-1 65 0.179 0.17D-3 26 0.174 0.16D-4 37 0.157 0.18D-5 104 0.200 0.15D-6 82 0.1502 0.11D-7 68 0.1913 0.13D-8 68 0.1259 0.23D-9 35 0.1338 0.22D-10 87 0.1683 0.15D-12 73 0.1873 0.14D-13 48 0.1733 0.10D-14 40 0.1600 0.19D-15 40 0.1172 0.22D-16 31 0.2015 0.21D-20 36 0.1424 0.24D-21 103 0.1869 0.17D-22 33 0.2068 0.15D-23 61 0.1963 0.14D-24 91 0.1678 0.14

D-25 52 0.1727 0.14D-26 68 0.1690 0.13D-27 72 0.1711 0.14D-28 95 0.1397 0.16D-30 79 0.1606 0.13

TABLA 3. DATOS DE PVT DEL YACIMIENTO EL DIFICIL

Presin inicial 2000 psia

Peso molecular

del C7+

, del gascondensado 114

Temperatura delyacimiento

195 FGravedad

especifica del C7+,del condensado

0.825

Relacin gascondensado, RGC

9000PCS/BS

Peso moleculardel C7+, delcondensado

175

Relacin gas ensolucin condensado,

RS

1200PCS/BS

API condensado 60

Gravedad especifica delC7+, del gas condensado 0.755


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TABLA 4. COMPOSICIN DEL GAS CONDENSADO Y DELCONDENSADO A CONDICIONES INICIALES:

Componente % mol del gas condensado %mol del condensadoCO2 0.0040 0.0000

N2 0.0020 0.0000C1 0.7900 0.3960C2 0.0776 0.0790C3 0.0420 0.0570C4 0.0270 0.0590C5 0.0170 0.0610C6 0.0140 0.0710

C7+ 0.0264 0.2770

TABLA 5. LA CONCENTRACION DE LOS IONES DISUELTOS ENEL AGUA DE PRODUCCION DEL POZO D-5, REALIZADO PORCORE LAB, ES:

Cationes p.p.m Aniones p.p.mSodio, Na 3200 Cloro, Cl 4966Calcio, Ca 366 Sulfato, SO4 41

Magnesio, Mg 39 Carbonato, CO3 211Hierro, Fe 2.6 Bicarbonato, HCO3 899


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5. MUESTRA DE CLCULOS

Clculo del volumen de petrleo original in-situ del yacimiento El DifcilPor el mtodo volumtrico en BY y BS.

Para sacar las variables porosidad () y saturacin de agua (Sw) de la integral,hallamos los valores representativos de estas por pozo debido a queconocemos sus valores, dichos datos se enumeran en la siguiente tabla:

TABLA 2. Datos de porosidad () y saturacin de agua (Sw)promedios por intervalos netos productores para el yacimiento degas condensado El Difcil:

POZOESPESOR, hI

(pies)POROSIDAD

(fraccin)

SATURACIN DEAGUA SW(fraccin)

D-1 65 0.179 0.17D-3 26 0.174 0.16D-4 37 0.157 0.18D-5 104 0.200 0.15D-6 82 0.1502 0.11D-7 68 0.1913 0.13

D-8 68 0.1259 0.23D-9 35 0.1338 0.22D-10 87 0.1683 0.15D-12 73 0.1873 0.14D-13 48 0.1733 0.10D-14 40 0.1600 0.19D-15 40 0.1172 0.22D-16 31 0.2015 0.21D-20 36 0.1424 0.24D-21 103 0.1869 0.17D-22 33 0.2068 0.15D-23 61 0.1963 0.14D-24 91 0.1678 0.14D-25 52 0.1727 0.14D-26 68 0.1690 0.13D-27 72 0.1711 0.14D-28 95 0.1397 0.16D-30 79 0.1606 0.13

Porosidad representativa:

BYdAdhSN w **)1(**7758

0,169010041494

501.252*

i

ii

h

h


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Saturacin representativa:

Teniendo el valor de estas variables la ecuacin del clculo de volumen quedade la siguiente forma:

Donde Vb es el volumen de crudo bruto en acres-ft, y se obtiene por medio delmapa estructural de este campo. Los volmenes calculados se obtuvieron pormedio de las ecuaciones Piramidal y la Trapezoidal segn el caso, dichasecuaciones se muestran a continuacin:

Ecuacin Piramidal

Ecuacin Trapezoidal

Con estas ecuaciones y los datos obtenidos en el laboratorio que se muestranen la tabla 1, se calcularon los volmenes que se expresan en la tabla 6.

Tabla 6. Volmenes calculados en la experiencia

Fluido reas(Acres)

Volumen(Acres-ft)

Ecuacin utilizada

Crudo Base 1 160343.19 Trapezoidal

Gas

1 2 123643.3817 Trapezoidal2 3 102944.6333 Trapezoidal3 4 86040.215 Trapezoidal4 5 70810.62335 Trapezoidal5 6 56330.56334 Trapezoidal6 7 43324.28499 Trapezoidal7 8 31479.95665 Trapezoidal

8 9 18934.48002 piramidal9 10 10015.78833 Trapezoidal10 - 11 5072.646399 piramidal

11 - tope 1087.203333 piramidal

El volumen de crudo presente en el yacimiento es 160343.19 acres-ft, ahoratodos los datos obtenidos hayamos el volumen por medio de la ecuacin:

20,156425701494

233.7*

w

i

iwi

w Sh

ShS

VbSNdAdhSN ww *)1(**7758*)1(**7758

5.0/])*([**31

111 NNNNNN AAparaAAAAhVb

5.0/)(**2

111 NNNN AAparaAAhVb

VbSN w *)1(**7758

160343.19*)20,156425701(*0,16901004*7758 N

BY7177352019.N


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Hallamos el factor volumtrico utilizando el mtodo de mermas de KATZ:

( ) Segn las figuras 5.8 y 5.9 del libro: Propiedades Fsicas de los fluidos deyacimientos; y entrando con API y Rs, obtenemos:

Calculamos:

Tabla 7. Datos de Presin, Rs y Bo del yacimiento El Difcil.

Presin (Psia) Rs (PCS/BS) Bo. (BY/BS)2000 1200 1.74961800 1000 1.60921600 950 1.58761400 900 1.5661200 850 1.54441000 800 1.5012800 750 1.4688

600 700 1.458400 650 1.4256200 600 1.3932100 550 1.3716

Clculo del volumen de gas (G) en BY, PCY, PCS.

Al igual que para el crudo, para el gas se hallan la porosidad () y saturacin deagua (Sw) representativa y se halla el Vb pero del gas, teniendo en cuenta estotenemos:

BY7177352019.N

BSBSBY

N 9.101367180/7496.1

BY7177352019.

VbSGdAdhSG ww *)1(**43560*)1(**43560

7764.549683*)20,156425701(*0,16901004*43560 G

PCY3413788681G


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En barriles de yacimiento es igual a:

TABLA 4. COMPOSICIN DEL GAS CONDENSADO Y DELCONDENSADO A CONDICIONES INICIALES:

Componente % mol del gas condensado %mol del condensadoCO2 0.0040 0.0000N2 0.0020 0.0000C1 0.7900 0.3960C2 0.0776 0.0790C3 0.0420 0.0570C4 0.0270 0.0590C5 0.0170 0.0610C6 0.0140 0.0710

C7+ 0.0264 0.2770

Para hallar Z, utilizamos la informacin de la tabla 4, los resultados semuestran en la tabla 8:

Tabla 8. Datos para el clculo de Z:

Componente Zi Mi Zi*Mi

CO2 0,0040 44,01 0,17604

N2 0,0020 28,013 0,056026

C1 0,7900 16,043 12,67397

C2 0,0776 30,07 2,333432

C3 0,0420 44,097 1,852074

C4 0,0270 58,124 1,569348

C5 0,0170 72,151 1,226567C6 0,0140 86,178 1,206492

C7+ 0,0264 114 3,0096

TOTAL 1,0000 24,103549

Luego:

9625.28

gc

gc

M

50,832233029625.28

103549.24gc

7764.549683*)20,156425701(*0,16901004*7758 G

BY7.607992942G

P

TZBg

**02827.0


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Utilizando la correlacin de Standing:

Se halla C:

Se halla :

Ahora,

Con la figura 4-10, del libro: Propiedades Fsicas de los Fluidos deYacimientos, del docente: Ricardo Parra Pinzn, obtenemos:

Determinando el GCES:

7764.549683*)20,156425701(*0,16901004*43560

Calcular la riqueza del gas condensado a condiciones iniciales.

Sabiendo que:


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ComponentePorcentaje molar

del gascondensado (Zi)

MwiDensidad delliquido lb/gal

C3 0,0420 44,097 4,221 0,43878C4 0,0270 58,124 4,861 0,32284

C5 0,0170 72,151 5,252 0,23354C6 0,0140 86,178 5,527 0,21829

C7+ 0,0264 114 6,297 0,47794

TOTAL 1,69139

Hallando

[

]

Entonces,

gal / MPCS

Calcular la viscosidad del gas condensado y del agua de formacin a

condiciones iniciales.

Standing presenta las siguientes ecuaciones para propiedades seudocrticasque ajustan matemticamente las curvas MATHEWS, ROLAND y KATZ paraC7+

Conociendo la gravedad especfica del gas, se ajusta eliminando los efectos delos componentes no hidrocarburos, usando el ajuste de Meehan


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Calculamos ahora las propiedades seudocrticas de la mezcla de hidrocarburos

() ()

Obtenemos las propiedades seudocrticas de la mezcla total:

Aplicamos el mtodo de Wichert-Aziz:

R

Calculamos las propiedades seudorreducidas:


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De la figura 3.2, del libro: Propiedades Fsicas de los Fluidos de Yacimientos,del docente: Ricardo Parra Pinzn, obtenemos:El factor de compresibilidad Z,

Z= 0.82

Calculamos la viscosidad del gas con la correlacin de Lee, Gonzlez y Eakin:

()


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Hallando la viscosidad del agua de formacin:

Iones p.p.m Fd p.p.m * FdSodio, Na 3200 1.00 3200Calcio, Ca 366 0.95 347.7

Magnesio, Mg 39 2.00 78Hierro, Fe 2.6 1.00 2.6

Cloro, Cl 4966 1.00 49.66Sulfato, SO4 41 0.5 20.5

Carbonato, CO3 211 1.26 265.86Bicarbonato, HCO3 899 0.27 242.7

9123.39%NaCl = 0.9123

Con la correlacin de Meehan


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Calcular el agua instruida desde el comienzo de la produccin hastala cota de contacto agua gas condensado (Enero 1 1973), con unasaturacin residual de condensado, Soc = 31%.

Calculamos el factor de correccin por salinidad Csal,

{ } { } { } { }

Las constantes A, B y C para agua saturada de gas son:

Ahora el factor volumtrico del agua Bw:

Calculamos el agua instruida:


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con el propsito de evaluar el gas condensado y condensado original in-situ

ms probable del yacimiento el Difcil, seleccione el mtodo de evaluacinms exacto (balance de material) y que informacin se requiere paraaplicarlo.

Como se entiende nuestro yacimiento es un yacimiento volumtrico en el que alparecer un acufero suministra agua que ocupa el volumen de los hidrocarburos

producidos, para este caso lo ms acertado es utilizar la ecuacin de balancede materia para yacimientos volumtricos subsaturados.Con la ecuacin general de balance de materia, suponiendo que se conoce eltamao de la capa de gas (m) y el comportamiento de influjo de agua (We), esposible calcular el volumen de petrleo original in situ (N)

Donde:Np = Produccin acumulada de petrleoBo = Factor volumtrico del petrleo en la formacinBoi = Factor volumtrico inicial del petrleo en la formacinBg = Factor volumtrico del gasBgi = Factor volumtrico inicial del gasBw = Factor volumtrico del aguaRs = Solubilidad del gasRsi = Solubilidad inicial del gas en el petrleoRp = Relacin gas petrleo acumuladaWp = produccin acumulada de aguaWe = Entrada de agua acumuladam = Relacin entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y elvolumen inicial de petrleo + gas disuelto en la zona de petrleo.cw = Compresibilidad del aguacr = Compresibilidad de la rocaSwc = Saturacin de agua connata

P = Cambio de presin en el yacimientoEn un yacimiento subsaturado todo el gas esta disuelto en el petrleo. Sisuponiendo que no existe una capa de gas inicial entonces (m = 0) y el influjo

de agua es despreciable (We = 0), la EBM se puede reducir a:


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La compresibilidad del petrleo se puede expresar como:

Entonces podemos reescribir la ecuacin de balance de materia como:

Finalmente tenemos Donde:

Np = Produccin acumulada de petrleo (BN)N = Petrleo inicial in situ (BN)

Bo = Factor volumtrico del petrleo en la formacin (BY/BN)Boi = Factor volumtrico inicial del petrleo en la formacin (BY/BN)ce = Compresibilidad efectiva (lpc-1)P = Cambio de presin en el yacimiento (Pi P)


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GRAFICAREAS Vs ESPESOR NETO PRODUCTOR

Para hallar el volumen bruto por medio de la grafica utilizaremos mtodosmatemticos (integral), para determinar el rea bajo la curva, lo que sera elvolumen bruto de la zona productora.

Aplicando reglas de la integral:

Integramos:

y = 4E-05x2 - 0.295x + 556.73

0

100

200

300

400

500

600

700

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

AxisTitle

Axis Title

Series1


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6. ANLISIS DE RESULTADOS

Luego del ejercicio de la practica de laboratorio podemos constatar que el

volumen de petrleo existente en el Yacimiento El Difcil es muy poco enrelacin con la capa de gas presente en el mismo, al comparar ambos fluidosen iguales unidades de medicin observamos que el volumen de gas es eldoble del crudo presente en el yacimiento. Por otra parte se puede observarque al comparar el crudo con el gas a condiciones de superficie el crudo tiendea disminuir mientras que el gas aumenta su volumen, esto se debe a que el gastiende a expandirse en superficie.Cabe resaltar que al observar el dato obtenido del factor volumtrico de gas acondiciones iniciales es muy alto si se compara con los datos obtenidos adiferentes presiones.Esta prctica es fundamental para la estimacin del posible petrleo, gas

condensado o condensado original in-situ, que contiene un yacimientodeterminado.

Por ltimo, es necesario resaltar la importancia del mtodo volumtrico en elclculo de reservas, ya que por las altas invasiones econmicas que conlleva laexplotacin de hidrocarburos, para que una formacin sea rentablementeexplotada, debe contener buenos volmenes de hidrocarburos


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7. FUENTES DE ERROR

Se sabe que los clculos hechos en este laboratorio dependen directamentedel volumen de la estructura, que fue obtenido a partir de las lecturas de lasdiferentes reas en cada cota ledas sobre el mapa por medio del

planmetro.

Es por esto que la principal fuente de error la encontramos en el manejo delplanmetro, pues este no se encuentra en muy buen estado ya que sedescalibra al mas mnimo movimiento y se deba empezar de nuevo con lalectura que se estuviera haciendo, adems hay que agregar los erroreshumanos al manipular este instrumento y a la hora de considerar cualesvalores son los que ms se aproximan entre s para sacar el promedio delas reas medidas.


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8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El mtodo volumtrico es una importante herramienta analtica quepermite determinar reservas de hidrocarburos. La veracidad de este

mtodo esta en manos de una buena lectura del planmetro dado quedepender el cociente de las reas el cual indicar la ecuacin correctaa usar.

El planmetro es una herramienta til para determinar el rea encerradapor cada ispaca, aunque su precisin depende principalmente de lahabilidad del operador.

Es necesaria una buena interpretacin de los mapas del subsuelo a lahora de emplear el mtodo volumtrico, dado que por medio de l sepodr conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya seapetrleo, gas, condensado, entre otros.

Para determinar el volumen aproximado del yacimiento por medio de laintegral es mas preciso, dado que el toma un volumen ms cercano alreal en cambio que por medio de la ecuacin trapezoidal y piramidal setoma el volumen como una figura geomtrica y no se considera que elvolumen del yacimiento es irregular.

El factor volumtrico proporciona informacin importante acerca de loscambios de volumen que experimenta el petrleo, gas, condensado, alpasar de las condiciones de yacimientos a las condiciones de superficie.Es por esto que permite calcular el volumen a condiciones de superficie,a partir del volumen de petrleo a condiciones de yacimientos.

Realizar una explicacin rpida pero clara sobre el uso del planmetropara reducir las fuentes de error.

Para cada grupo de trabajo proporcionar un mapa y un planmetro y asgarantizar el entendimiento del proceso de medicin de un yacimiento,mediante el procedimiento practico.


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9. RESPUESTA AL CUESTIONARIO

1. Investigar sobre las formaciones productoras del yacimiento Eldifcil, estado actual e historia de produccin.

El campo el Difcil fue descubierto en el ao de 1942, pertenece a la cuencadel valle inferior del magdalena y hace parte de la provincia sedimentariadel Noroccidente de Colombia, Geolgicamente se caracterizan por estarformadas por rocas que comprenden edades del Proterozoico hasta elReciente.

Estructuralmente, se tienen dos reas de contrastes deformacionales, laprimera se ubica en el Valle Inferior del Magdalena y se caracteriza porpresentar dos sistemas de fallamientos con orientacin NE (Falla deManantial, Lineamiento El Difcil) y NW (fallas Bucaramanga Santa Marta,

Algarrobo) y plegamientos que originan sinclinales amplios y anticlinalesestrechos de direccin NE, principalmente.

Se determin un espesor aproximado de 300 m con predominio de calizas,areniscas calcreas y facies arrecifales; este miembro es de granimportancia por ser la roca reservorio del campo petrolfero de El Difcil.

Pertenece a la familia I de hidrocarburos, su ambiente de generacin esmarino y deltaco, su roca generadora proviene de la edad de oligoceno,formacin generadora es Cienaga De Oro, la profundidad de su ventana degeneracin es de 16000 ft, y el tipo de kergeno que da origen a estoshidrocarburos son II y III, el tipo de materia orgnica con que se genero estehidrocarburo.

El campo el difcil tuvo una produccin acumulada de petrleo de 7.26MMBls y una produccin de gas de 232.8 GPCG hasta 1991 y unasreservas iniciales de 7.14 MMBls de petrleo y 318 GPCG de gas.


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2. Cul es el diagrama de fases de los fluidos (gas condensado ycondensado) del yacimiento a condiciones iniciales en un solografico.

3. Elaborar el modelamiento tridimensional del estructural con elsoftware disponible.

0.00E+00

5.00E+02

1.00E+03

1.50E+03

2.00E+03

2.50E+03

3.00E+03

-2.00E+02 0.00E+00 2.00E+02 4.00E+02 6.00E+02 8.00E+02

Presi

on

(psia)

Temperatura (f)

Pierna de Petroleo

Gas


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10. Respuesta al cuestionario de la gua.

Cmo se clasifica el lmite fsico y convencional de losyacimientos?

Para el clculo del volumen original de hidrocarburos promedio de los mtodosvolumtricos no siempre se tienen o conocen los lmites hasta donde debe sercalculado el volumen, ante lo anterior se han definido diferentes tipos de lmiteslos cuales son:

LMITES FSICOSEstn definidos por la accin geolgica (falla, discordancia, disminucin depermeabilidad, etc.), por el contacto agua-hidrocarburos disminucin desaturacin de hidrocarburos, porosidad o por el efecto combinado de ellos.

LMITES CONVENCIONALESEstn de acuerdo a normas o criterios establecidos por expertos en laestimacin de reservas en las diferentes regiones; por lo cual no son nicas ylos mismos criterios pueden ser representativos para un grupo y no para otros,adicionalmente estos criterios pueden cambiar de acuerdo a la disposicin denueva informacin obtenida durante el desarrollo de la exploracin delyacimiento, algunos de los criterios son:

a. Los lmites fsicos obtenidos a travs de mediciones confiables comopruebas depresin-produccin, modelos geolgicos, etctendrn mayor

confiabilidad que cualquier lmite convencional.b. Si el lmite fsico del yacimiento se estima est presente a una distanciamayor de un espaciamiento entre pozos, de los pozos situados ms alexterior, se fijar como lmite convencional la poligonal formada por lastangentes a las circunferencias.

c. En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distanciamenor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite fsico seestimar a partir de los datos disponibles y en ausencia de ellos, a lamitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozoproductor ms cercano a l.

d. En el caso de tener un pozo a una distancia de dos espaciamientos, este

deber tomarse en cuenta para el trazo de la poligonal que define elrea probada.

Para la estimacin de las reservas de un yacimiento se tomar como reaprobada la limitada fsicamente y de no existir esta, se utilizar la limitadaconvencionalmente.


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Cmo se clasifican las reservas de hidrocarburos?

Las reservas de hidrocarburos son las cantidades de hidrocarburos que seanticipa sern recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hastauna fecha dada.

Todas las estimaciones de la reserva involucran algn grado de incertidumbre.La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geolgicos eingenieriles fiables en el momento de la estimacin y la interpretacin de estosdatos. El mtodo de estimacin se llama determinstico cuando los datosgeolgicos, ingenieriles y econmicos se usan para generar un nico nmerode estimacin de reserva y probabilstico cuando se genera un rango deestimaciones y sus probabilidades asociadas.

El grado relativo de incertidumbre puede manifestarse asignando a las reservasuna de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas. De esta

manera, las reservas no probadas tienen menor certeza de existir que lasreservas probadas.

RESERVAS PROBADASLas reservas probadas son cantidades de petrleo que, por el anlisis dedatos geolgicos y de ingeniera, puede estimarse con razonable certeza quesern comerciables recuperables en un futuro definido bajo las condicioneseconmicas, los mtodos, y las regulaciones gubernamentales actuales. Lasreservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no

desarrolladas. En general las reservas son consideradas probadas cuando laproducibilidad comercial del reservorio se apoya en test de produccin real opruebas de la formacin. En este contexto el trmino probadas se refiere a lascantidades reales de reserva de petrleo y no solo a la productividad del pozo oreservorio. En ciertos casos, en nmero correspondiente a reservas probadaspuede asignarse sobre la base de estudios de pozo y/o anlisis que indiquenque el reservorio es anlogo a los reservorios en la misma rea que estnproduciendo (o han probado la posibilidad de producir) en las pruebas de laformacin. El rea de reservorio considerada como contenido de reservasincluye el rea de reservas delineada por perforacin de pozos y definida porlos contactos Agua Petrleo ( si se conocen ) y las reas no perforadas del

reservorio que pueden juzgarse en la forma razonable como comercialmenteproductivas, sobre la base de los datos geolgicos y de ingeniera disponible.

RESERVAS

PROBADAS

DESARROLLADAS

EN PRODUCCIN

EN NO

PRODUCCINNO

DESARROLLADAS

NO PROBADAS

PROBABLES

POSIBLES


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En la ausencia de datos en los contactos de Agua Petrleo, el punto demenor ocurrencia de hidrocarburos controla el lmite de las reservas probadas,salvo que este lmite este indicado por otras pruebas definidas geolgicas, odatos ingenieriles. Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si losmedios para procesar y transportar esas reservas para ser comercializadas

estn operacionales en el momento de la estimacin o hay una expectativarazonable que se instalaran tales medios.

DESARROLLADASLas Reservas Desarrolladas son las reservas que se esperan recuperar de lospozos existentes, incluso las reservas behindpipe (detrs de la caera). Lasreservas provenientes de recuperacin asistida son consideradas desarrolladasslo despus de que el equipo necesario se ha instalado, o cuando los costospara hacerlo sean relativamente menores. Pueden sub-categorizarse comoreservas desarrolladas en produccin o no en produccin.

Desarrolladas en produccin: son aquellas que se espera que searecuperadas de zonas que estn abiertas y produciendo en el momentode la estimacin. Reservas desarrolladas en produccin provenientes derecuperacin asistida son consideradas como tales despus de que elproyecto de recuperacin asistida est en el funcionamiento.

Desarrolladas no en produccin: Incluye las reservas shut in ybehind pipe.Las reservas shut inse espera que sern recobradas de:(1) zonas abiertas en el momento de la estimacin pero que no hanempezado a producir (2) pozos cerrados por condiciones del mercado ofalta de conexin, o (3) pozos no productivos por razones mecnicas.Las reservas behind-pipe son las que se esperan recuperar de laszonas con pozos existentes que requerirn trabajos de completamientoantes de ser puestos en produccin.

RESERVAS NO DESARROLLADASLas reservas no desarrolladas son aquellas que se espera recuperar de: (1) losnuevos pozos en reas no perforadas, (2) de profundizar los pozos existentesa un reservorio diferente, o (3) donde se requiere una inversin relativamentegrande para completar un pozo existente o (b) montar instalaciones deproduccin o transporte para proyectos de recuperacin primaria o asistida.

RESERVAS NO PROBADASLas reservas no probadas se basan en datos geolgicos, ingenieriles yeconmicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; perolas incertidumbres tcnicas, contractuales, econmicas, o de regulacin evitanser clasificadas como probadas. Las Reservas No Probadas pueden serclasificadas en Reservas No Probadas Probables y Reservas No ProbadasPosibles.

Las reservas no probadas pueden estimarse asumiendo condicioneseconmicas futuras diferentes de aqullas prevalecientes en el momento de la

estimacin. El efecto de posibles mejoras futuras en las condicioneseconmicas y los desarrollos tecnolgicos puede ser expresado asignando


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cantidades apropiadas de reservas a las clasificaciones probables yposibles.

RESERVAS NO PROBADAS PROBABLESLas reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el anlisis

geolgico e ingenieril de los datos sugiere que es ms probable que seanproducidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los mtodosprobabilsticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que larecuperada final igualar o exceder la suma de las reservas probadas ms lasprobables. En general, las reservas probables pueden incluir:

Las reservas que se anticipa sern probadas cuando se perforen pozosde desarrollo, en los casos en los que el conocimiento del reservorio esinsuficiente para clasificar estas reservas como probadas.

Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basndose enanlisis de pozos, pero faltan datos de corazones o pruebas definitivas;

o cuyos reservorios no son anlogos a reservorios del rea que estn enproduccin o que contienen reservas probadas.

Las reservas incrementales atribuibles a pozos intercalares que hubieranpodido ser clasificados como probadas si la distancia entre pozoshubiera sido permisible por las regulaciones en el momento de laestimacin (fuera del radio de drenaje) (N del T).

Las reservas atribuibles a mtodos de la recuperacin asistidarepetidamente exitosos cuando a) el proyecto piloto est planeado perono ejecutado (b) la roca reservorio, los fluidos, y caractersticas delreservorio parecen favorables para su aplicacin comercial.

Las reservas en una zona de la formacin que parece estar separada delrea de reservas probadas por una falla geolgica y la interpretacingeolgica indica el rea objetivo se encuentra estructuralmente ms altaque el rea de reserva probada.

Las reservas atribuibles a un workover futuro, tratamiento, el cambio deequipo, u otros procedimientos mecnicos dnde tal procedimiento no seha probado exitoso en pozos que exhiben conducta similar enreservorios anlogos.

Las reservas incrementales en reservorios probadas dnde unainterpretacin alternativa de produccin o datos volumtricos indicanms reservas que las que pueden ser clasificadas como probadas.

RESERVAS NO PROBADAS POSIBLESLas reservas posibles son aquellas no probadas en las que el anlisisgeolgico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que seanrecuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan losmtodos probabilsticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad deque la recuperada final igualar o exceder la suma de las reservas probadasms las probables ms las posibles. En general, las reservas posibles puedenincluir:

Las reservas que, basadas en las interpretaciones geolgicas,

posiblemente podran existir ms all de reas clasificadas comoprobables,


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Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basadas enperfiles de pozo y anlisis de coronas pero pueden ser no productivasen a las operaciones comerciales,

Reservas incrementales atribuidas a procesos de perforacin intercalarque estn sujetos a incertidumbre tcnica,

Las reservas atribuidas a mtodos de la recuperacin asistida cuando(a) un proyecto piloto se planea pero no est en operacin y (b) la rocareservorio, el fluido, y las caractersticas del reservorio son tales queexiste una duda razonable acerca de la comercialidad del proyecto,

Las reservas en un rea de la formacin que parece estar separada porfallas geolgicas del rea de reservas probadas y la interpretacingeolgica indica que el rea objetivo se encuentra estructuralmentems baja que el rea de reservas probadas.


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10. BIBLIOGRAFIA COMENTADA

PARRA Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de

Yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniera. Neiva,2005. Captulo 3; Captulo 7.

PARRA Pinzn, Ricardo. Laboratorio de Yacimientos. UniversidadSurcolombiana. Facultad de Ingeniera. Neiva, 1990. Prctica 1:Determinacin del petrleo original in-situ de un yacimiento por elmtodo volumtrico.

PARIS De Ferrer, Magdalena. Fundamentos de ingeniera deyacimientos. Universidad de Zulia. Capitulo 3 Propiedades de losfluidos; Capitulo 5 Propiedades de la roca; Capitulo 8 Balances de

materia.

ESCOBAR Macualo, Freddy Humberto. Fundamentos de ingeniera deyacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniera.Capitulo 2 Propiedades fsicas del medio poroso; Capitulo 4 Clculosvolumtricos de hidrocarburos; Capitulo 5 Balance de materia.

1. mÉtodo volumÉtrico

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