Industria Petrolera

Mapas isópacos Se construye un gráfico de espesor versus área y se procede a calcular el área de cada una de esta curva, con el espesor que en este caso es de 10 pies en 10 pies, calculo el área bajo la curva. Método gráfico Este método lo que no da es el volumen, porque espesor por área es el volumen. Si se quisiera calcular el volumen que hay en una zona, lo que se hace es multiplicar el área por el espesor. También hay otros métodos, como el método de aproximación piramidal. Método de aproximación piramidal Este sirve para aproximar los valores de los volúmenes, de forma trapezoidal, piramidal, rectangular, etc. Muchas veces el volumen que calcula, es a través de mapas isópacos. Mapas estructurales Si se tiene el mapa del tope de la estructura; el cual se estima el área y se tiene el mapa de la base contra la profundidad; por otro lado, se tiene cuales son las profundidades del tope que va estar atenida por el contacto gas petróleo y la profundidad del contacto agua petróleo que ser

El método volumétrico tiene básicamente dos aplicaciones, que son: · Aplicación determinística. · Aplicación probabilística. Aplicación determinística, sabemos que hablamos de un resultado, de una ecuación que nos da un valor. Aplicación probabilística, estamos hablando de una gran cantidad de resultado, una probabilidad; de que tan probable es que el valor sea igual a este valor, o que sea mayor o menor igual a ese valor. Entonces, sí quiero obtener un nuevo resultado determinístico de un método volumétrico agarro la ecuación del POES o la ecuación del GOES y con un valor para cada una de estas variable, calculo el POES y así se obtiene un valor, un resultado determinístico. Cómo calculo cada uno de los valores, si se va a calcular el volumen bruto puedo utilizar algún método volumétrico, a través de las siguientes ecuaciones: 1. Petróleo y Gas Asociado Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecu

Yacimientos de Petróleo Volátil Los yacimientos de petróleo volátil se caracterizan por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad característicos del gas. La composición típica de muestras de hidrocarburos provenientes de este tipo de yacimientos es la siguiente: metano 65%, etano 7%, butano 4%, pentano 3%, hexano 1 %, Heptano y otros 15%. Como se puede observar los compuestos químicos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son livianos. Las características básicas de este tipo de yacimientos son: · Temperatura del yacimiento ligeramente inferior a la temperatura critica · La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. · Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presion del yacimiento cae por debajo de la presiona de burbuja. · El liquido produc

Yacimiento de Gas condensado Cuándo hablamos de un yacimiento nos referimos a una roca porosa y permeable de forma indefinida donde existe en el caso de yacimientos de gas una acumulación de hidrocarburos en fase gaseosa. El yacimiento da gas condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. En este caso las relaciones gas-líqu ido son superiores a 3200 PCN/BN. Los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. Diagrama de Fase para yacimientos de gas condensado Considerando el punto A con un comportamiento de yacimiento de gas por poseer una temperatura mayor a la temperatura de critica, por esta razon el fluido s

Aplicaciones de la EBM: La EBM es una herramienta muy útil y poderosa en la ingeniería de yacimientos y es usada generalmente para los siguientes casos: Determinación del volumen de hidrocarburo original en sitio (POES/GOES). Calculo del influjo acumulado de agua (We). Predicción de la presión del yacimiento para los diferentes volúmenes de producción acumulada (Np) Los dos primeros casos tienen una gran importancia técnica y económica porque permite estimar el volumen inicial de los hidrocarburos presentes en el yacimiento, además de aportar información necesaria para programar el desarrollo y la expoliación de las reservas, es decir esta permite programar específicamente: Plantificación racional del tiempo requerido para la correcta expoliación económica de las reservas probadas. Seleccionar el método del levantamiento artificial mas eficiente que se pueda requerir y el momento apropiado en el cual iniciarlo. Selección de las instalaciones de separación de fluidos y dispositivos

Simulación numérica de yacimientos Es el método más difícil para el cálculo de reservas. Un simulador de yacimientos puede ser definido como un conjunto de programas de computación, que mediante algoritmos apropiados resuelven numéricamente las ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene soluciones aproximadas, a diferencia que en balance de materiales; es que en balance de materiales se asume un promedio, un modelo tipo tanque, una presión promedio, una temperatura promedio, una porosidad promedio; es decir, tiene muchas limitaciones, pero con una ecuación obtengo los resultados necesarios; ya que se tiene una solución analítica a ese problema, una solución exacta a un programa aproximado. Simulación numérica no aproxima un modelo, lo que se hace es un modelo lo más real que se pueda, haciendo que la porosidad varíe, que la presión varíe con profundidad, etc. colocando todos los parámetros para que el modelo sea el más real. Este modelo, tiene que ser disc

Curvas de declinación de producción Es el primer método utilizado para el cálculo de reservas, primero porque es uno de los métodos más antiguo, segundo es el método más simple y es el método más utilizado comúnmente por lo rápido. La declinación de producción de un pozo, no es más que la disminución progresiva de la tasa. Se tiene una gráfica de tasa contra tiempo de un pozo y se asume que este pozo es el único que esta drenando el yacimiento, se puedo decir que las reservas de ese yacimiento van hacer igual a la mayor cantidad de petróleo que este pozo me pueda producir; es decir, se abre un pozo, ese pozo va a empezar a producir hidrocarburos, este empieza a producir debido a las condiciones del sistema; por ejemplo, las reducciones de presión, etc. y acordándonos de la ecuación de Darcy; a medida de que se avance y que haya una reducción en la presión, tiene que haber una reducción al paso del tiempo; es decir, que el comportamiento que tiene la curva de declinación de producción p

Estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos del yacimiento, de forma económicamente rentable. Los métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento son: Método volumétrico. Balance de materiales. Curvas de declinación de producción. Simulación de yacimientos. El método volumétrico como tal, no es un método utilizado para estimar reservas. Sin embargo, es un método utilizado para estimar el POES, pero el POES no es la reserva, el POES es la cantidad de petróleo que tenemos en el yacimiento, pero todo ese petróleo no se va a poder producir; entonces no importa que yo tenga 1.000 millones de barriles de petróleo en el subsuelo, si yo nada mas puedo producir 1 millón y para el Ministerio va 1 millón aunque yo tenga 1.000 millones en el subsuelo. Entonces, el método volumétrico está relacionado con la determinación volumétrica de hidrocarburo en sitio, que me permite determinar precisamente cuanto hidrocarburo hay en el subsuelo; mas no cuanto puedo recupe

La EBM para Yacimientos de Petróleo: Una vez desarrollada la EBM se puede empezar a definir sus aplicaciones en yacimientos de petróleo, pero para facilitar los cálculos y dependiendo de las características del yacimiento se puede obviar términos de la EBM, esto se debe a que cada termino de la EBM representa un mecanismo de producción. Entonces Si los principales mecanismos de produccion se definen como: La expansión del gas en solución y la expansión del petróleo N[Bo-Boi+Bg(Rsi-Rs)] Expansión de agua connata+ reducción del volumen poroso es: El influjo de agua es: We Y el Vaciamiento se define como: Np[Bo+(Rp-Rs)Bg+WpBp la EBM queda de la forma: Entonces dependiendo del tipo de yacimiento volumetrico (We=0) y con Wp=0 podriamos tener alguno de estos casos: Empuje por expansión del petróleo, P > Pb Empuje por gas en solución (sin capa de gas), P <> Empuje por gas en solución (con capa de gas), P <> Empuje por Expansión del Petróleo, P > Pb Si la EBM es: Como e

Método de la Línea Recta: Este método fue desarrollado por Van Everginden (1953), y por Havlena-Odeh(1963) a partir de la EBM y consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables para así determinar algunas incógnitas que de otra manera serian muy difícil de calcular. Principalmente se relacionan las historias de producción y las variaciones de presión para desarrollar las graficas En este método se definen las siguientes variables para simplificar los cálculos: Con esto la EBM queda de la forma : Reagrupando y ordenando queda de la forma : y si: La ecuación queda de la siguiente forma: Donde N y We son incógnitas. Con esta ecuación se pueden derivar varios casos mas: Yacimiento volumétrico con empuje por gas en soluciona y compactación del volumen poroso. Yacimiento volumétrico con empuje por gas en solución y capa de gas. Empuje por agua con gas en solución y compactación volumen poroso. Empuje por agua con gas en solución y capa de gas. Empuje por agua