Reservorios de Gas
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planteamiento de Reservorio de gas en Bolivia...
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INDICE 1. INTRODUCCIÓN ................................................... ............................................................................ ........................................... ..................1 2. ANTECEDENTES .................................................. ............................................................................ ........................................... .................2 DESTINO DEL GAS NATURAL BOLIVIANO .............................................. ....................................................... .........4 2.1. ANTECEDENTES DEL RESERVORIO ................................................. ...................................................... .....4 3. OBJETIVOS .................................................. ........................................................................... ................................................... ............................7 3.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................... ................................................................................ .............7 3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS........................................ .................................................................. ............................... .....8 4. MARCO TEÓRICO..................................................... ............................................................................... ....................................... .............8 4.1. YACIMIENTO .................................................. ............................................................................ ........................................... .................8 4.2. TIPOS DE ROCA ........................... ..................................................... .................................................... ................................... .........8 4.2.1. Clasificación de las rocas ............................. ....................................................... ........................................ ..............9 4.3. RESERVORIO ................................................. ........................................................................... ......................................... ...............12 12 4.3.1. Roca Madre ................................................... ............................................................................. ..................................... ........... 12 4.3.2. Roca Almacén ................................................................. .................................................................................... ...................12 4.3.3. 4.3.4. 4.3.5.
Migración................................................... ............................................................................ ......................................... ................13 Porosidad .................................................. ............................................................................ ......................................... ...............14 Permeabilidad ................................................... ............................................................................. ................................. .......15
4.3.6.
Trampas de Hidrocarburos ............................ ..................................................... ..................................... ............16
4.4. FLUIDOS DEL RESERVORIO ................................................. ................................................................. ................18 4.4.1. Propiedades del Gas ................................. .......................................................... ......................................... ................19 4.4.2. Propiedades de Petróleo ................................... ............................................................ ................................. ........21 4.5. CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS SEGÚN EL TIPO DE FLUIDO ALMACENADO ....................................... ................................................................. ................................................... ................................. ........22
Petróleo Negro ................................................. ........................................................................... ......................................... ............... 22
Petróleo volátil ................................................. ........................................................................... ......................................... ...............23
Gas condensado (retrógrado) .......................................... ................................................................... .........................24
Gas Húmedo................................................ ......................................................................... ............................................. ....................26
Gas seco................................................. .......................................................................... .................................................. .........................27
4.6. MECANISMO DE PRODUCCIÓN ............................................................ ............................................................28
Mecanismo de Empuje Hidráulico ................................................ ............................................................ ............28
Mecanismo de Empuje por p or gas en Solución ............................................. .............................................29
Mecanismo de Empuje por capa de Gas .................................................. ..................................................30
Mecanismo por Empuje de d e Gravedad Gra vedad ................................................... ...................................................... ... 31
5. DESARROLLO DEL CASO ............................... ......................................................... .............................................. ....................32 5.1. RESOLUCIÓN DEL CASO ................................................... ....................................................................... ....................35 6. CONCLUSIONES................................................... ............................................................................ ......................................... ................50 7. RECOMENDACIONES .................................................. ............................................................................ ................................. .......50 BIBLIOGRAFÍA ................................................ ......................................................................... ................................................... ............................. ... 51
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1. INTRODUCCIÓN “ Un Un reservorio es una acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un reservorio normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacim iento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior. ”
(Glosario-ANH) La teoría orgánica supone que los hidrocarburos se originaron por la descomposición de los restos de animales y algas microscópicas acumuladas en el fondo de las lagunas y en el curso inferior de los ríos y mares, los cuales fueron sepultados periódicamente por partículas que se precipitaban sobre ellos, creando capa tras capa de sedimento. Los hidrocarburos que se encuentran en los reservorios r eservorios naturales son mezcla de compuestos orgánicos con una gran diversidad de composiciones químicas. Los fluidos encontrados en distintos reservorios pueden tener propiedades físicas y químicas muy diferentes. Sin embargo, la mayor parte de los compuestos químicos de los hidrocarburos están formados por carbono e hidrogeno, con pequeñas cantidades de oxígeno, nitrógeno, azufre y otras impurezas. Los volúmenes de líquido líquido y gas en condiciones de reservorio son distintos a los volúmenes obtenidos en superficie. El gas natural, es un compuesto químico en cuya composición se presentan moléculas de hidrocarburos, formadas por átomos de c arbono e hidrógeno y, por otras, en pequeñas proporciones de óxidos de nitrógeno, dióxido de carbono y compuestos sulfurosos, todos estos componentes se presentan en estado gaseoso. “En Bolivia, el gas natural que se produce se encuentra libre de compuestos sulfurosos, por esto es conocido como (gas dulce).” (YPFB)
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2. ANTECEDENTES La formación de los hidrocarburos tomo millones de años. Los hidrocarburos son compuestos de materia orgánica (generalmente carbono e hidrogeno pero en ocasiones suelen presentar impurezas). El hidrocarburo se encuentra entrampado en reservorios los cuales están ubicados a miles de metros bajo superficie.
RESERVAS DE GAS EN EL MUNDO
Bolivia - 296 billones de metros cúbicos de gas natural (10.45 TCF).
CERTIFICACIONES DE RESERVAS DE GAS EN BOLIVIA Certificación 2009 La certificación de reservas al 31 de diciembre de d e 2009, estuvo a cargo de la estadounidense Ryder Scott, cuyo resultado fue de 9,9 TRILLONES DE PIES CÚBICOS (TCF).
Certificación 2013 Las reservas probadas de gas natural de Bolivia certificadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants al 31 de diciembre de 2013 alcanzan a 10.45 TRILLONES DE PIES CÚBICOS C ÚBICOS (TCF).
Certificación 2017 La empresa Sproule International Limited se adjudicó la cuantificación y certificación de reservas de hidrocarburos en Bolivia al 31 de diciembre de 2017. Los datos se conocerán en junio 2018.
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PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS NATURAL EN BOLIVIA
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DESTINO DEL GAS NATURAL BOLIVIANO “Durante los últimos 19 años, cerca de 65% del gas natural producido en Bolivia se ha enviado a Brasil, lo que convirtió al vecino país en su principal mercado energético, aunque en 2017 ese indicador se redujo al
44%” El restante gas natural producido en el país es destinado al mercado interno (24%) y a Argentina (33%).
2.1.
ANTECEDENTES DEL RESERVORIO
En la década del año 1920 la compañía Standard Oil, realizó trabajos de geología de superficie en esta zona y confeccionó los primeros mapas geológicos. No llegó a efectuar perforaciones exploratorias. YPFB entre los años 1963 y 1964, en base a la exploración de superficie determinó varias culminaciones, en las cuales perforó los pozos someros Aquio-X1, Lagunillas-X1 y Pincal-X1, que resultaron negativos. Tecpetrol perforó los pozos someros Curuyuqui-X1001 y La Montaña-X1001, también con resultados negativos. En el mes de marzo del año 2003, mediante Resolución de Directorio 016/2003, YPFB aprueba la adquisición del 80% del Contrato de Riesgo Compartido existente entre Tecpetrol y YPFB a favor de TOTAL E&P, participación que la transforma en operadora del Bloque IPATI. TOTAL E&P, nueva operadora del área realizó trabajos exploratorios que condujeron a la perforación del pozo Incahuasi-X1 en el año 2003 el cual fue declarado improductivo. RELEVAMIENTO GEOLÓGICO El proyecto fue ejecutado por la empresa Geoambiente Limitada, con el fin de realizar la verificación y actualización de los aspectos geológicos sobre el
5 alineamiento estructural de la Serranía de Incahuasi, con el objeto de obtener mayor información de los aspectos geológicos del área en mayo de 2003. POZO ICS-X1ST De acuerdo a la información geológica obtenida por la empresa Geoambiente Limitada, TOTAL E&P planificó la perforación del pozo ICS-X1ST. Las operaciones iniciaron el 30 de abril de 2004 y finalizaron el 15 de noviembre del mismo año. Se consiguió localizar la formación Huamampampa a 4905 m el cual fue declarado productor de gas y condensado, con volúmenes comerciales. El campo Incahuasi fue descubierto en 2004 en la formación Huamampampa dentro del bloque Ipati.
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AQI-X1: perforado en 1962-1963 por YPFB hasta una profundidad de 2209 m. en la Formación Los Monos.
AQI-X1001: Pozo completado. Objetivos HMP Los pozos ICS-X1 ST1, ICS-2 e ICS-3 finalizaron en la Formación HMP
ICS-X1 ST: perforado en 2003-2004, hasta una profundidad de 5.600 m. MD en la Formación HMP.
ICS-2: perforado en 2012-2013, hasta una profundidad de 5.636 mMD en la Formación HMP. Está ubicada al sur del pozo ICS-X1,
ICS-3: Perforado entre 2013-2014, hasta una profundidad final esperada de 5.250 mMD en un diámetro de 8- 1/2” en la Formación HMP (100m dentro de la formación Icla). La planchada del pozo ICS-3 está ubicada al sur del pozo ICS-2.
PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS NATURAL – CAMPO INCAHUASI Primera fase “La primera fase del proyecto Incahuasi demandó a los socios Gazprom, Tecpetrol , YPFB Chaco y Total una inversión de 1.200 millones de dólares”
El campo Incahuasi se encuentra a 250 kilómetros al suroeste de la ciudad de Santa Cruz, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera. Incluye tres pozos, uno en Aquío y otros dos en Ipati. La primera fase se constituye por la perforación de sus 3 pozos de producción (AQI-x1; ICS-X1001ST; ICS-x2) cuya capacidad es de 7 millones de metros cúbicos diarios, se construyó la planta de tratamiento de gas natural y se instaló gasoductos que alimentan la planta de tratamiento. “El proyecto transporta el gas, con las especificaciones para su exportación y venta, por un ducto de 30 pulgadas con una longitud de 103 km hasta el punto de interconexión a la red nacional operada por YPFB Transporte.
7 Mientras, el condensado será enviado al Oleoducto OCSZ-2, también
operado por YPFB Transporte.” El campo Incahuasi es operada por la petrolera francesa Total con 50% de participación, seguido de Gazprom con 20%, Tecpetrol 20% y YPFB Chaco con 10%. “El mes pasado, el ministro boliviano de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, anunció el aumento de la producción global del país de gas natural en un 10 %, de 56.7 millones a 64 millones de metros cúbicos diarios
por la producción en Incahuasi.” “YPFB estima que ese campo contiene reservas de gas de aproximadamente tres trillones de pies cúbicos (TCF).”
POZO INCAHUASI 3 (ICS-3) “Total ha comprometido una inversión de al menos $us 170 millones en los proyectos de Interconexión del Pozo ICS-3 que resultara en una ampliación de la Planta Incahuasi a 11 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) para 2018, informó este lunes el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), Óscar Barriga Arteaga.”
3. OBJETIVOS
3.1.
OBJETIVO GENERAL
Analizar y desarrollar el caso del reservorio de gas condensado Incahuasi-3 (ICS-3) e interpretar los resultados obtenidos con el propósito de “incrementar las reservas de gas natural y petróleo en Bolivia”.
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3.2.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
El volumen de gas condensado que permanece en el reservorio.
El volumen de gas de abandono.
Los factores de recuperación de gas y petróleo (FRg; FRo).
Determinar el gas y petróleo producido que se podrá recuperar a través del mecanismo presente en el reservorio.
4. MARCO TEÓRICO
4.1.
YACIMIENTO
Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso.
Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren
en trampas subterráneas formadas por trampas estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con las aberturas ínter granulares o con espacios porosos Por lo que un yacimiento está definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petróleo, el gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidráulico conectado cuyas características no solo depende de la composición sino también de la presión y temperatura a la que se encuentra. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas de agua.
4.2.
TIPOS DE ROCA
En geología se le denomina roca a la asociación de uno o varios minerales, natural, inorgánica, heterogénea, de composición química variable, sin forma geométrica determinada, como resultado de un proceso geológico definido.
9 Los minerales con la que están conformadas las rocas se utilizan para establecer su composición.
4.2.1. Clasificación de las rocas Las rocas se pueden clasificar atendiendo a sus propiedades, como la composición química, la textura, la permeabilidad, entre otras.
Rocas ígneas Se forman gracias a la solidificación del magma, una masa mineral fundida que incluye volátiles, gases disueltos. El proceso es lento, cuando ocurre en las profundidades de la corteza, o más rápido, si aparece en la superficie.
Rocas metamórficas Proviene del griego Metamorfis = Transformación, son rocas que sufren cambios debido a temperaturas, presiones, trituraciones, etc.
Rocas sedimentarias Su nombre proviene del latín ´´Sedimentum=Depositado`` son rocas importantes en la industria del petróleo, ya que en ellas el petróleo se genera, migra y acumula. El sedimento es material solido que se ha asentado, depositado o sedimentado de su estado de sólidos en suspensión de un medio líquido. La división fundamental de las rocas sedimentarlas se hace teniendo en cuenta la forma predominante de producirse el depósito o sedimento. Pueden ser:
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Rocas Detríticas
Se forman por la acumulación de fragmentos erosionados por el agua, viento o hielo. El sedimento se denomina detrítico o clástico. Teniendo en cuenta todo esto se puede distinguir tres tipos de rocas:
Conglomerados Constituidos por fragmentos muy grandes.
Areniscas Formados por fragmentos más Pequeños.
Arcillas Formados por fragmentos muy finos.
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Rocas Químicas y Bioquímicas
Se forman por la acumulación y reacciones químicas de iones disueltos en agua. Si intervienen seres vivos en la formación de las rocas, se habla de actividades bioquímicas.
Rocas Carbonatadas Presentan carbonatos en su composición. Son típicas de este grupo las
calizas y las dolomías.
Rocas Evaporitas
Se forman por acumulación de sales en el fondo de lagos y mares en zonas de intensa evaporación. La calcita y el yeso son ejemplos de este tipo de rocas.
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4.3.
RESERVORIO
El petróleo y gas natural se encuentran impregnados en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. Normalmente, un reservorio convencional está compuesto por seis elementos:
Roca Madre
Roca Almacén
Migración
Porosidad
Permeabilidad
Trampa
4.3.1. Roca Madre
Es una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en grado suficiente, generará petróleo o gas.
4.3.2. Roca Almacén Son las rocas sedimentarias (calizas, arenas o lutitas) con un alto grado de permeabilidad que permite que el petróleo emigre hacia ellas, y dadas, sus
13 características estructurales o estratigráficas forma una trampa que se encuentra rodeada por una capa sello que evitará el escape de los hidrocarburos.
4.3.3. Migración
La roca donde se formó el hidrocarburo generalmente no es la roca de donde nosotros lo extraemos a través de las perforaciones de pozos, ya que la roca generadora normalmente no cuenta con las condiciones necesarias para poder almacenarlo, por lo cual el hidrocarburo debe moverse hasta quedar atrapado en una roca que cuente con todos los elementos necesarios para almacenarlo, este movimiento se lo conoce como migración. Se suele distinguir entre migración primaria y secundaria.
La migración primaria Es el transporte y alojamiento de los hidrocarburos dentro de la roca madre o fuente que lo genero.
La migración secundaria Es el traslado desde la roca madre hacia rocas más permeables donde quedan finalmente entrampados.
14 La principal diferencia entre la primaria y la secundaria, son las condiciones de porosidad, permeabilidad y distribución del tamaño de los poros en la roca la cual se produce la migración
4.3.4. Porosidad
Se llama al porcentaje de volumen de poros o espacio poroso, o el volumen de roca que puede contener fluidos. La porosidad puede generarse a través del desarrollo de fracturas, en cuyo caso se denomina porosidad de fractura. La porosidad efectiva es el volumen de poros interconectados, presentes en una roca, que contribuye al flujo de fluidos en un yacimiento. La porosidad es la relación entre el volumen interpolar libre con el volumen total de la roca. Viene expresado en forma porcentual, así un yacimiento tiene una porosidad de 5% a 30%. Cualquier roca con porosidad inferior a 5% es descartable para una explotación comercial de hidrocarburos.
CLASIFICACION
DE
LA
POROSIDAD SEGÚN SU VALOR MUY POBRE
0%- 5%
POBRE
5%- 10%
MODERADA
10%- 15%
BUENA
15%- 20%
MUY BUENA
20%- 30%
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4.3.5. Permeabilidad
La permeabilidad (K): Es la propiedad que permite el movimiento y pasaje de los fluidos a través de los poros interconectados y es una medida de la conductividad de los fluidos en el interior de la roca. También podemos decir que es la facilidad con la cual el fluido fluye a través de los poros. Su unidad de medida es el milidarcy que es la milésima parte de un Dary. Una roca con permeabilidad menor a 5 milidarcy es compacta y se la considera inadecuada para una explotación comercial.
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4.3.6. Trampas de Hidrocarburos
Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea.
El
petróleo
así
acumulado
constituye
un yacimiento
petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén. Por eso se habla de trampas de hidrocarburos. Las trampas se dividen en:
Trampas Estructurales
Están limitadas por arriba mediante una roca impermeable o “sello”. El sello es cóncavo visto desde abajo, e impide la migración del petróleo y del gas. Son originadas por los movimientos de la corteza terrestre.
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Las Fallas
Son roturas en las rocas, a lo largo de las cuales ha tenido lugar un movimiento o desplazamiento.
Las Trampas Anticlinales
Son reservorios formados por pliegues de los estratos.
Las Trampas Estratigráfica
Resulta cuando la capa que contiene el yacimiento es sellado por otras capas o por un cambio de permeabilidad o porosidad de la capa misma.
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Trampas Mixtas
Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Esto significa que tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o fallas)
4.4.
FLUIDOS DEL RESERVORIO
En el reservorio antes de iniciar la explotación se encuentran dos fases como mínimo, una de petróleo y otra de agua. Pero no siempre, puede haber una tercera fase, que está compuesta de gas. Los líquidos se diferencian de los gases porque prácticamente son incompresibles, mientras que los gases son compresibles debido a que las moléculas que lo constituyen pueden aglutinarse o expansionarse ocupando todo el espacio que disponen en el recipiente. Cuando en un reservorio se encuentran en sus tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades.
Zona Acuífera Por Debajo
Zona Petrolífera Al Medio
Zona Gasífera En La Parte Superior
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4.4.1. Propiedades del Gas
Densidad del Gas
Es la medida del grado de compactación de un material. Para un fluido homogéneo se define como la masa por unidad de volumen y depende de los factores tales como su temperatura y la presión a la que esta sostenido.
Factor volumétrico del gas
El factor volumétrico de formación del gas (Bg) es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 Psia y 60 ºF). Se puede expresar:
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=0,02827 ∗ /
Viscosidad del gas
Es una medida de resistencia al movimiento del fluido y está definida como la relación entre el esfuerzo constante por unidad área y el gradiente de velocidad en un punto determinado. La viscosidad normalmente es expresada en centipoises o poises, pero se puede conver tir a otras unidades.
Relación gas-petróleo
La relación gas petróleo representa la razón entre los pies cúbicos de gas a condiciones normales con respecto a los barriles producidos a condiciones normales. Matemáticamente es el coeficiente obtenido por la división de la cantidad de gas entre la cantidad de petróleo.
Esta relación cambia al ritmo de la producción por ello se debe considerar como valor instantáneo. El volumen de gas se mide en PCS y el petróleo se mide en BBF. (Sirve para determinar el tipo de crudo en un yacimiento).
=
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4.4.2. Propiedades de Petróleo
Después de haber definido el concepto fluido se procede a conocer las propiedades físicas que las caracterizan, así como sus unidades de medida correspondientes.
Densidad del petróleo
El crudo se clasifica de acuerdo a su peso específico y es expresado en una escala normalizada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute) llamada densidad API, o comúnmente conocida como grados API (ºAPI).
Factor volumétrico de formación de petróleo (βo)
Se define como el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.
Comportamiento De Los Fluidos
Para saber el comportamiento de los fluidos en el reservorio, primero se nombran ciertos parámetros que tienen gran influencia en este comportamiento, como son la presión, viscosidad de los fluidos y la temperatura del yacimiento, y por último el desplazamiento de los mismos dentro de los yacimientos.
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Presión del Yacimiento
Es muy importante la presión del yacimiento porque es esta la que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de estos a la superficie. La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del yacimiento. El gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del medio poroso.
Temperatura del Yacimiento
La temperatura del reservorio es otra fuente de energía para la producción. En una primera aproximación puede estimarse la temperatura del reservorio conociendo el gradiente geotérmico. Este presenta un valor promedio de 3̊C/100.
4.5.
CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS SEGÚN EL TIPO DE FLUIDO ALMACENADO
Petróleo Negro Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del
punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento
23 donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco.
Petróleo volátil El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia a rriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. Bo > 2, 1000 < GOR API C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café claro a verde).
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Gas condensado (retrógrado) El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que T R. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5 %. 70000 < GOR y API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50º y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes pesados que el gas húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases típico de gas condensado, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE.
A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A'Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como líquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.
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Si las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la figura, se habla de un yacimiento con capa de gas. En éstos, originalmente existe líquido (petróleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geológica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de rocío y el petróleo en el punto de burbujeo.
En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica del sistema, y la presión inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene líquido disuelto en cantidades que
26 dependen de las condiciones de deposición y de la presión y temperatura del yacimiento.
Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una fase gaseosa. A medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, Ocurre la condensación retrógrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Rocío, comienza a formarse líquido y su cantidad se incrementará a medida que la presión del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes más pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D. El líquido condensado moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de líquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transición a las condiciones del separador en la superficie se producirá entonces más hidrocarburos líquidos.
Debido a una posterior reducción de la presión, el líquido retrógrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendrá más hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparación con el petróleo volátil. A medida que el yacimiento continúa en producción, la relación gas-petróleo (RGP) tiende a aumentar por la pérdida de algunos componentes pesados del líquido formado en el yacimiento.
Gas Húmedo Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La
27 gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normales de gas.
Gas seco Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener fluidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas
28 como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.
4.6.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN
Los Mecanismos de Producción se pueden definir como los procesos a través del cual la energía acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a través del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formación de la roca y de acumulación de los hidrocarburos y a las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento. Normalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero sólo uno será dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condición de dominante.
Mecanismo de Empuje Hidráulico Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidráulico llamado también Empuje Hidrostático, tiene una conexión hidráulica entre él y una roca porosa saturada con agua, denominada Acuífero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de él. Cuando el acuífero es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento pudiese ser invadido por esa agua manejando apropiadamente la tasa de extracción. En algunos yacimientos de empuje hidrostático se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petróleo original in situ Las características más importantes que identifican al mecanismo de empuje hidráulico son:
29 La declinación de las presión del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula. La relación gas-petróleo es relativamente baja y cercana al valor de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión inicial del yacimiento. La producción de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petróleo. El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un 80%.
Mecanismo de Empuje por gas en Solución Este mecanismo de producción es el más corriente y generalmente contribuye a la producción de la gran mayoría de los yacimientos. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de las rocas y del petróleo, y de la estructura geológica del yacimiento y generalmente predomina cuando no hay otras fuentes de energías naturales como un acuífero o capa de gas. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase de petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento. Lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empujes por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua. Las características más importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solución son: La presión del yacimiento declina de forma continua.
30 La relación gas-petróleo es al principio menor que la razón gas disueltopetróleo a la presión de burbujeo, luego, se incrementa hasta un máximo para después declinar. El factor de recobro característico de yacimientos bajo este mecanismo está entre 10% y 30%
Mecanismo de Empuje por capa de Gas Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, debe existir una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petróleo es desplazado externamente a través del contacto gas-petróleo (CGP). El tamaño o proporción del volumen de la capa de gas en relación con el volumen de la zona de petróleo, a condiciones de yacimientos, será un indicador de la importancia de este mecanismo
Los yacimientos con capas de gas muy grandes no se consideran buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas y quede entrampado al final de la invasión. Las características más importantes que identifican al mecanismo de empuje por capa de gas son: La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua
31 La relación gas-petróleo depende de la ubicación de los pozos en el yacimiento. El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES. En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro ira aumentando de forma continúa. En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión actual del yacimiento.
Mecanismo por Empuje de Gravedad La Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energía que la gravedad se reconoce por que poseen tasas de producción lenta y constante para periodos muy largos.
El efecto de la gravedad es más marcado en los yacimientos con grandes buzamientos y de grandes espesores dando lugar así a la segregación gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades.
Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregación son los siguientes: Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura. Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo. Aparente tendencia al mantenimiento de la presión. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES.
32
(Carrillo Barandiaran, 2006)
5. DESARROLLO DEL CASO
YPFB hizo este año una ronda internacional para promocionar 15 áreas exploratorias. Además está a la espera de la aprobación de dos contratos exploratorios en la Asamblea Legislativa Plurinacional, uno para el bloque Acero con la petrolera Gazprom y otro en Sanandita, con la compañía Eastern. La actividad exploratoria se intensifico este mes para el inicio de la perforación de tres pozos en el sur del país, cuyo principal objetivo es incrementar las reservar de gas natural y petróleo en Bolivia. El 6 de septiembre iniciara la perforación del pozo Incahuasi-3 (ICS-3), ubicado en el bloque Ipati, Santa Cruz, para confirmar la extensión hacia el sur del reservorio Huamampampa que está conformado por una arenisca ubicada a 5440m de profundidad la base. Se invertirán para ello $us 90 millones en este proceso exploratorio, antes de perforarse el pozo se realizara una cu antificación de reservas para determinar el volumen de hidrocarburo aun presente en el reservorio, el cual cuenta con una presión y temperatura de 5100 Psi y 220 ºF respectivamente. Del testigo no se pudo determinar c on exactitud la porosidad y saturación de agua de la roca, por lo que se decidió correr un registro para poder encontrar dichos datos, los resultados que arrojó la corrida de registro fueron:
33
Porosidad
Saturación de Agua
Espesor
(%)
(%)
(m)
23
48
5,5
21,8
43
6,3
19,7
44
4,8
20,5
58
5,7
19,6
52
6,2
16,3
47
6,7
18,5
61
6,8
Del mapa estructural se obtuvo que la escala era de 1:300000 y se tenía una constante de brazo para encontrar las áreas reales de 0,0913, la equidistancia de las curvas es de 8m y el pozo más alto es de 68m. Las lecturas planimétricas de las áreas de cada una de las curvas eran de 1210, 950, 670, 460, 220, 110, 69, 20 UP respectivamente. La arena Huamampampa produce un fluido de las siguientes características, el líquido tiene 42 ºAPI y la composición del gas es la siguiente:
Composición
%
Metano
79
Etano
2,8
Propano
2,6
Isobutano
2,5
Butano
2,3
Isopentano
1,9
Pentano
1,7
Hexano Plus
2,2
Nitrógeno
2,0
Dióxido de Carbono
1,4
Sulfuro de Hidrogeno
1,6
34 Con los datos de campo, de producción y de laboratorio proporcionados anteriormente determinar: a) El volumen de gas condensado y petróleo que permanece en el reservorio considerando que la producción promedio diaria de gas es de 80MMPCD y petróleo es de 1,5MBPD. b) El volumen de gas de abandono, si se quiere alcanzar una presión de abandono de 400 Psia, considerando que el reservorio produce por energía del acuífero. c) Indicar cuáles serán los factores de recuperación para el gas y para el petróleo si la arena produce por energía propia (considere el empuje mencionado anteriormente). d) Determinar el gas y petróleo producido que se podrá recuperar de la arena productora por primaria.
35
5.1.
RESOLUCIÓN DEL CASO
a) EL VOLUMEN DE GAS CONDENSADO Y PETRÓLEO QUE PERMANECE EN EL RESERVORIO CONSIDERANDO QUE LA PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS ES DE 80MMPCD Y PETRÓLEO ES DE 1,5MBPD. Para el presente caso, se aplicó el método volumétrico debido a la naturaleza de los datos presentados anteriormente (contornos, espesor, porosidad y saturación de agua). “ Los métodos volumétricos calculan las reservas de gas natural en condiciones de reservorio utilizando la siguiente ecuación: “
= ∗ ∗ ∅ OGIP = original gas in place
“ Para calcular las reservas en condiciones estándar o en la superficie se introduce el factor volumétrico del gas natural. Entonces la ecuación para estimar las reservas de gas natural en superficie es: ”
= ∗∗∅ (Sivila Angulo, 2016)
En base a la referencia anterior, determinamos que para calcular las reservas de gas del reservorio se empleara la siguiente ecuación.
∗Ø∗1− =
36
Donde:
Gas in situ = Volumen de gas alojado dentro del reservorio
Vrx = Espacio disponible para hidrocarburos dentro de la roca reservorio (espesor * área).
Ø = Porosidad promedio de la roca reservorio.
Sw = Saturación de agua promedio de la roca reservorio.
Bg = Factor volumétrico del gas dentro del reservorio.
Se procede al cálculo de la primer variable (volumen de roca “Vrx”).
“El método volumétrico usa mapas del subsuelo basados en información obtenida de registros electrónicos, etc. Un mapa de curvas de nivel o de contorno del subsuelo muestra líneas que conectan puntos de una misma elevación a partir de la parte superior del estrato o estrato base, y, por consiguiente, muestra la estructura
geológica.” “Para determinar el volumen aproximado de la zona productiva a partir de las lecturas del planímetro se emplean frecuentemente dos ecuaciones. El volumen de
un tronco de pirámide calculado por:”
= ℎ3 ∗ ( − 1 √ ∗ − 1) “El volumen de un trapezoide se calcula por:”
ℎ = 2 ∗−1 “ Cuando la razón entre las áreas sucesivas es menor o igual a 0,5 como regla general se emplea la ecuación piramidal, y la e cuación trapezoidal, cuando la razón
sea mayor que esa cifra.” (Craft & Hawkins, Jr.)
37 Debido a que las áreas de nuestros contornos ya vienen dadas como datos dentro del caso.
Áreas: 1210, 950, 670, 460, 220, 110, 69, 20 UP respectivamente. El caso no presenta el factor de conversión a escala real (Cte. Planimétrica) pero sí una escala y una constante de brazo, entonces se procede a calcular dicho factor usando la siguiente ecuación:
. = 100 ∗ . Reemplazando los datos obtenemos el siguiente resultado:
300000 . = 100 ∗0,0913=821700→/ Representamos los datos en una tabla y calculamos el volumen de roca (Vrx). Contorno
Lectura
Área real
Planimétrica
Razón
(M2)
Ecuación Espesor
de área
Volumen
(M)
de roca
(UP)
(M3)
0
1210
994257000
8
950
780615000
0,79
T
8
7,10E+09
16
670
550539000
0,71
T
8
5,32E+09
24
460
377982000
0,69
T
8
3,71E+09
32
220
180774000
0,48
P
8
2,19E+09
40
110
90387000
0,50
P
8
1,06E+09
48
69
56697300
0,63
T
8
5,88E+08
56
20
16434000
0,29
P
8
2,76E+08
60
0
0
0,00
P
4
2,19E+07
-
-
Volumen de roca = 7,16E+11 Pies Cúbicos.
-
-
m3
2,03E+10
Pc
7,16E+11
38
Ahora se procede a calcular la porosidad (Ø) y saturación (Sw) de agua promedio del reservorio a través de las siguientes ecuaciones:
“Cada sección del reservorio tiene diferentes características, debido a las variaciones de porosidad y saturación de agua que se dan en todo el reservorio se debe calcular una porosidad y saturación de agua promedio de modo que se pueda estimar las reservas de forma más exacta.
“ La estimación de la porosidad y saturación de agua se la realiza utilizando las siguientes ecuaciones”
∅ = ∑∅∗ ∑
= ∑∗ ∑
(Sivila Angulo, 2016)
Entonces:
Porosidad Saturación Espesor
Ø*e
Sw*e
de Agua (%)
(%)
(m)
23
48
5,5
126,5
264
21,8
43
6,3
137,34
270,9
19,7
44
4,8
94,56
211,2
20,5
58
5,7
116,85
330,6
19,6
52
6,2
121,52
322,4
16,3
47
6,7
109,21
314,9
18,5
61
6,8
125,8
414,8
42
∅ = , =,%
831,78 2128,8
= , =,%
39
Se procede a calcular el factor volumétrico del gas (Bg).
“El factor volumétrico del gas de formación (Bg) está definido como el volumen de gas natural en condiciones de reservorio (temperatura y presión) requerido para producir 1 pie cubico estándar (1 SCF) de gas natural en superficie.”
ú = = ú “Siendo las condiciones estándar: presión (14,7 Psia); temperatura (520 ºR) y el factor de compresibilidad Z = 1. Añadiendo estos valores ecuación nos da como resultado la siguiente ecuación a emplear en el caso. ”
∗ → = ∗∗14,7 =0,02829∗ 1∗∗520 (Sivila Angulo, 2016) Entonces nuestra ecuación es:
ú =0,02829∗ ∗ → ú La
variable
faltante
es
el
factor
de
compresibilidad Z. Para
poder
emplearemos
determinar la
tabla
dicho “Factores
factor de
compresibilidad de gases naturales de Standing y Katz.”
Pero para poder usarla necesitamos determinar primero la temperatura y presión Pseudocriticas.
40 Para ello nos basaremos directamente en la tabla “P ropiedades físicas de hidrocarburos.” (Craft & Hawkins, Jr.)
Y determinamos que: Constantes críticas Compuesto Metano Etano Propano Isobutano n-Butano Isopentano n-Pentano Hexano Plus Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno
%
Críticas leídas
Presión
Temperatura
%*Presión
%*Temperatura
(Lpca)
(ºR)
(Lpca)
(ºR)
79
673,1
343,2
531,75
271,13
2,8
708,3
549,9
19,83
15,40
2,6
617,4
666
16,05
17,32
2,5
529,1
734,6
13,23
18,37
2,3
550,1
765,7
12,65
17,61
1,9
483,5
829,6
9,19
15,76
1,7
489,8
846,2
8,33
14,39
2,2
369,04
1019,9
8,12
22,44
2
492,2
227
9,84
4,54
1,4
1070,2
547,5
14,98
7,67
1,6
1306,5
672,4
20,90
10,76
664,88
415,37
Ppc
Tpc
41 Hexano Plus n-Hexano n-Heptano n-Octano n-Nonano n-Decano
Presión
Temperatura
440,1
914,2
395,9
972,4
363,2
1024,9
334
1073
312
1115
369,04
1019,9
Resultados:
= . = . º
Procedemos a corregir los datos a través de:
Método Carr – Kobayashi - Burrows (1954). “Este método corrige los efectos de los componentes no hidrocarburos (CO2, H2S y N2).) Mediante la siguiente ecuación.”
=− ∗ 0.8 º ∗ 1.3 º − ∗ 2.5 º = ∗ 4.4 ∗ 6 − ∗ 1.7 (Sivila Angulo, 2016) Aplicamos dichas correcciones:
= 415.37 − 1.4 ∗ 0.8 º 1.6 ∗ 1.3 º − 2 ∗ 2.5 º = . º = 664.88 1.4 ∗ 4.4 1.6 ∗ 6 − 2 ∗ 1.7 = . Ahora procedemos a calcular la temperatura y la presión Pseudo-reduc idas.
Temperatura y Presión Pseudo-reducidas. “La temperatura o presión reducidas de un fluido se define como la temperatura o presión actual del fluido dividida entre su temperatura critica. E n forma de ecuación:”
= (Sivila Angulo, 2016)
=
42 Obtenemos los siguientes resultados:
= +. . =.
= + . =.
Ahora que contamos con los datos necesarios, procedemos a calcular el factor de
compresibilidad Z a través de la tabla mencionada anteriormente.
43
Calculando el factor volumétrico del gas (Bg):
=0,02829∗ 0,985∗680 5114,7 = , /
Calculando Gas in Situ:
∗0,198∗1−0,5069 7,1610 = =, 0,0037
Calculando “Petróleo in situ”
Partimos desde la siguiente formula:
→ = = ó Se determina la relación gas/petróleo (RGP) en base a los caudales que el caso presenta:
80000000 = → = 1500 =. Procedemos a determinar el “Petróleo in situ” en base a la misma ecuación :
= ó
44 Despejamos el “Petróleo in situ”:
ó = Procedemos a calcular el “Petróleo in situ”:
1,8910 ó = =, 53333,33 b) EL VOLUMEN DE GAS DE ABANDONO, SI SE QUIERE ALCANZAR UNA PRESIÓN DE ABANDONO DE 400 PSIA, CONSIDERANDO QUE EL RESERVORIO PRODUCE POR ENERGÍA DEL ACUÍFERO.
Calculando presión Pseudo-reducida de abandono:
400 =, = 677.24 Se mantiene la misma temperatura Pseudo-reducida: 1,65 d ebido a que solo cambia la presión.
45
Calculando Z de abandono.
46
Calculando factor volumétrico del gas de abandono:
0,948∗680 =0,02829∗ 400 = , /
Calculando gas de abandono:
∗0,198∗1−0,5069 7,1610 = =, 0,047 c) INDICAR CUÁLES SERÁN LOS FACTORES DE RECUPERACIÓN PARA EL GAS Y PARA EL PETRÓLEO SI LA ARENA PRODUCE POR ENERGÍA PROPIA (CONSIDERE EL EMPUJE MENCIONADO ANTERIORMENTE). “El petróleo crudo original en -sitio representa un 100% del crudo existente en un determinado reservorio. Debido a que no es viable económicamente la extracción del total del petróleo crudo, se debe ingresar una variable que nos permita estimar la cantidad del petróleo crudo que puede ser extraído del
yacimiento, esta variable es el factor de recuperación FR”
ó = ∗∗∅ ∗ (Sivila Angulo, 2016) Simplificando la formula anterior, obtenemos la siguiente formula:
= ∗ Ahora despejamos la variable que se nos pide “FRg”:
= ∗100→%
47 Para hallar la variable faltante en nuestro caso “Gas producido”, debemos
asumir que el pozo dejo de producirse al alcanzar los 400 Psia de presión (abandono). Entonces se dice que el “Gas producido” es el valor resultante de la resta del “Gas de abandono” al “Gas in situ”.
= −
Calculando Gas producido:
= 1,8910−1,4910=,
Calculando el Factor de recuperación del gas (FRg):
1,7410 = 1,8910 ∗100=%
Calculando el factor del recuperación del petróleo (FRo):
Para hallar el factor de recuperación del petróleo se debería partir de la misma forma que para hallar el factor de recuperación del gas, pero no es posible debido a que no contamos con los datos suficientes para hallarlo. Entonces es necesario aplicar los promedios de recuperación de petróleo en base al mecanismo de empuje primario que estos presentan.
48 En la siguiente tabla se presentan las características de los mecanismos de empuje:
(Carrillo Barandiaran, 2006) Y podemos asumir que la eficiencia (Factor de recuperación) por primaria de nuestro petróleo tiene un promedio de 50% en base al mecanismo de empuje “acuífero” del caso.
= % ""
49
d) DETERMINAR EL GAS Y PETRÓLEO PRODUCIDO QUE SE PODRÁ RECUPERAR DE LA ARENA PRODUCTORA POR PRIMARIA.
El gas producido ya fue calculado anteriormente, resultando en:
= ,
Calculando el petróleo producido.
Para hallar el petróleo producido partimos de la fórmula para hallar los factores de recuperación.
∗100→ % = ó ó Y despejamos “ Petróleo producido”.
ó = ó ∗ Habiendo calculado el “Petróleo in situ” anteriormente procedemos a calcular el “Petróleo producido”:
ó = 3,5410∗0,5=,
50
6. CONCLUSIONES A) Se determinó que el volumen de gas “Gas in Situ” que permanece en el reservorio es de:
, →
Se determinó que el volumen de petróleo “Petróleo in situ” que permanece
en el reservorio es de:
, →
B) Se determinó que el “Gas de abandono” a una “Presión de abandono” de 400 Psia fue de:
, → .
C) Se determinó que el factor de recuperación del gas (FRg) fue de: 92% Se determinó que el factor de recuperación del petróleo (FRo) fue de: 50% en base al mecanismo de empuje presente en el reservorio.
D) Se determinó que el “Gas producido” fue de:
. Se determinó que el “Petróleo producido” fue de:
,→ ,→
7. RECOMENDACIONES De acuerdo a los datos observados de los tres anteriores pozos del campo Incahuasi, se puede afirmar que el pozo ICS-3 aportara una buena cantidad de gas condensado (4 millones de metros cúbicos por día ) a la planta de (7 millones de metros cúbicos día) y como es nuevo entonces producirá hidrocarburos por flujo natural (acuífero). Una vez que el pozo ICS-3 entre en depleción realizar un estudio para ver cuál es el problema y de esa forma tomar decisiones correctas.
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