SARARENDA X1

1.

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título: Determinación Determinación de reservas del Campo Sararenda, en base al estudio del Pozo Sararenda, mediante métodos estáticos y dinámicos Autor: Carmen Teresa Medrano Troche Fecha: 14 de Junio 2017 “

”

Código de estudiante: 200121517 Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo Asignatura: Reservorios I Grupo: B Docente: Ing. Ing. Hugo Edwin Chambi Challa Periodo Académico: I/2017 Subsede: La Paz Copyright © (2017) por (Carmen Teresa Medrano Troche). Todos los derechos reservados.

TABLA DE CONTENIDOS

Introducción e información general........................................................................................ 4 CAPÍTULO 1 ......................................................................................................................... 5 GENERALIDADES .............................................. ................................................................................................... ................................................................. ............ 5 1.1. Antecedentes.-..................................................................... Antecedentes.-.............. ............................................................................................ ..................................... 5 1.2. Definición del problema.- ........................................................................................ ........................................... ............................................. 6 1.3. OBJETIVOS.- ............................................................................................... .......................................... ................................................................ ........... 6 1.3.1. OBJETIVO GENERAL:................................................................................ 6 1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.- ..................................................................... 6 1.4. Metodología de trabajo.- .............................................. .......................................................................................... ............................................ 6 1.5. Ubicación.-........................................................ Ubicación.-.. .......................................................................................................... ....................................................... ... 7 1.6. Marco geológico local pozo SRR X-1.-................................................................... X-1.-.............................. ..................................... 9 1.6.1. Formaciones.- .............................................. ................................................................................................. ....................................................... 9 1.6.1.1. Sistema Devonico .................................................... ......................................................................................... ..................................... 9 1.6.1.2. Sistema Carbonifero ................................................ ................................................................................... ................................... 10 1.6.2. Geología del petróleo del pozo.-................................................... ................................................................... ................ 11 1.6.2.1. Roca Generadora......................................................... Generadora................ ......................................................................... ................................ 11 1.6.2.2. Roca sello.- ..................................................... ................................................................................................. ............................................ 11 CAPITULO 2 ....................................................................................................................... 13 MARCO TEORICO. ............................................................................................ ................ 13 2.1. Clasificación de reservas.- ................................................................................... 13 2.1.1. Reservas probadas.- ..................................................................................... 14 .............................................................................. ........................ 14 2.1.2. Reservas desarrolladas.- ...................................................... 2.1.3. Reservas no desarrolladas ........................................................................... 14 2.1.4. Reservas no probadas................................................................................... 14 2.1.5. Reservas probables.-..................................................................................... 14 2.1.6. Reservas posibles.- ........................................................................................ 15 ................................................................................... ........................... 15 2.2. Propiedades petrofísicas.- ........................................................ 2.2.1. Porosidad.- .................................................................................................... 15 2.2.2. Permeabilidad.-............................................................................................. 16 ...................................................................... ............... 16 2.2.3. Saturación de agua connata.- ....................................................... ............................................................................. ............... 17 2.2.4. Índice de productividad.- .............................................................. 2.3. Caracterización de reservorio.- .......................................................................... 17 .............................................................. ................. 17 2.3.1. Etapa de caracterización estática.-............................................. .......................................... ................. 18 2.3.2. Etapa de caracterización dinámica.-........................................................... ................................................................. ............... 18 2.4. Volumen original de hidrocarburos.-.................................................. 2.4.1. Método Volumétrico.- .................................................................................. 19 ....................................................................... ........................ 20 2.4.2. Método Balance de materia.-............................................... 2.4.3. Curvas de declinación.- ................................................................................ 21 CAPITULO 3 ....................................................................................................................... 22

1

TITULO: “DETERMINACIÓN “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO C AMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS” DINÁMICOS”

MARCO PRÁCTICO........................................................................................................... 22

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

2

TITULO: “DETERMINACIÓN “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO C AMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS” DINÁMICOS”

3.1. Datos de Pozo SRR X-1.- .............................................. ........................................................................................ .......................................... 22 3.1.1. Profundidad del pozo.- ................................................. ..................................................................................... .................................... 22 3.1.2. Datos de perforacion.- .................................................... ...................................................................................... .................................. 25 3.1.3. Prueba Lick Lick Off Test.- ................................................... ...................................................................................... ................................... 27 3.1.4. Datos petrofísicos del pozo.- .......................................................... .......................................................................... ................ 28 3.1.5. Sísmica 3D.- ............................................................................................... ....................................... .............................................................. ...... 29 3.1.6. Modelación de pozo.- .................................................... ....................................................................................... ................................... 30 3.2. Datos de Reserva de pozo.- ....................................................... ................................................................................. .......................... 32 3.3. Calculo del Volumen In situ del petróleo.-............................................................ 32 3.4. Calculo del volumen In-situ In-situ del Gas.- ............................................... ................................................................ ................. 33 CAPITULO 4 ....................................................................................................................... 38 CONCLUSIONES................................................................................................................ 38  BIBLIOGRAFIA  BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 39

INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1.-Ubicacion Pozo Sararenda X-1................................................................................... 7 Ilustración 2.- Ubicacion Pozo Sararenda X-1 ................................................................................. 8 Ilustración 3.- Ubicacion Satelital Pozo Sararenda X-1 ................................................................ 8 Ilustración 4.- Alcances geograficos del pozo................................................................................... 23 Ilustración 5.- Diseño de la trayectoria ............................................................................................... 24 Ilustración 6.- Programa de perforacion.............................................................................................. 26 Ilustración 7.- Prueba Lick Off Test de Pozo SRR X-1................................................................ 27 Ilustración 8.- Datos petrofisicos de Pozo SRR X-1....................................................................... 28 Ilustración 9.- Vista Sismica de geologia atravesada ........................... ....................................... ...................... ........................ ..................... ....... 29 ................................... ...................... .................. .................... ...................... .......... 30 Ilustración 10.- Modelo 3D coordillera Sararenda....................... Ilustración 11.- Sismica 3D pozo SRR X-1 ....................................................................................... 31

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.- Profundidades de pozo........................................................................................................... 22 Tabla 2.- Diseño de la cañeria del pozo .............................................................................................. 25 Tabla 3.- Areas y espesores de pozo SRR X-1 ................................................................................. 32 Tabla 4.- Composicion de Gas de Pozo .......................... ........................................ ............................ ........................... ........................ ....................... ................ .... 34

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

3

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Introducción e información general El 22 de abril de 1996 se rúbrica un contrato de asociación petrolífera entre YPFB (50%) y Petrobras (50%), para la exploración y producción de hidrocarburos en el denominado Bloque San Antonio, dentro del cual se ubica el Anticlinal de San Antonio y donde en 1998 se perforó el SBL-X1 que fue descubridor del Campo Sábalo. El 29 de julio de 1996 se suscribió un contrato de conversión al régimen de Riesgo Compartido. El 10 de octubre de 1996 se constituye como fecha efectiva de la migración del contrato de asociación inicialmente firmado a un contrato de riesgo compartido, modificandose la participación accionaria de la manera siguiente: Andina S.A. con el 50% de las acciones, Petrobras operador del Bloque con el 35% y Total Fina Elf con el 15 % restante. Al 2006 se tenían 5  pozos productores, uno listo para entrar en producción y uno en etapa de perforación, además de una capacidad de planta instalada de 670 MMpcd. En base a la información obtenida en el proceso de auditoría, más algunos datos actualizados, se presenta una descripción de las características geológicas del Campo, las operaciones de perforación realizadas, la  producción del campo y las reservas estimadas. En el presente trabajo se realiza el análisis de la prueba de formaciones del pozo Sábalo X-2 tomando como datos principales, las presiones de la prueba de restitución, las cuales se registran después del período de limpieza después de la prueba de flujo tras flujo. Realizando un análisis y determinando el tipo de reservorios, las propiedades deformación, el efecto de daño, el potencial de la producción para la formación Icla a una profundidad de 4116 metros.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

4

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

CAPÍTULO 1 GENERALIDADES 1.1. Antecedentes.Los trabajos de prospección geológica en busca de hidrocarburos en el área se iniciaron el año 1923 por la compañía Estándar Oil Company, que a la postre

condujo al

descubrimiento del Campo Camiri en el año 1927, con la perforación exitosa del pozo exploratorio CAM-X1. Entre los años 1939 y 1940, YPFB, ya estructura da como empresa, perforó su primer  pozo en el campo Camiri, el CAM-5, que resultó productor. El Campo Guairuy, fue descubierto posteriormente en el año 1947, con la perforación exploratorio del pozo GRY-X1. Desde esa época hasta los años 60 la actividad exploratoria y de desarrollo se en marcó a los nivel es someros de la estructuras. En el año 1963 se hace el primer intento para explorar objetivos más profundos, como el Devónico Medio, con el pozo CAM-X201 que resultó negativo. Con el pozo GRY-X24, en los años 90, se descubre por primera vez la presencia comercial de hidrocarburos bajo un gran corrimiento desarrollado en la Faja Subandina. Este hecho marcó un nuevo rumbo en la exploración de la faja plegada. Los descubrimientos de yacimientos profundos de Gas y Condensado como Bermejo y San Alberto empiezan a darle importancia al Gas y por ende a la exploración de reservorios profundos como las areniscas de las Formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

5

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Los descubrimientos de Itaú, Sábalo, Margarita y los últimos de Tacoboy Huacaya han  permitido aumentar el conocimiento de la geología de la cuenca subandina. Esto ha significado reestudiar los prospectos profundos en base a nuevos reprocesamientos sísmicos ya modelos estructural es que han dado por resultado la consolidación del  proyecto Sararenda en el mismo trend estructural productivo de Margarita-Huacaya.

1.2. Definición del problema.Para este trabajo de investigación, sin descubrir mucho, se establece la siguiente cuestionante: ¿Cuál es la cantidad exacta de reservas de hidrocarburos existentes en el campo Sararenda, en base al estudio del pozo SRR-X1, mediante métodos estáticos y dinámicos basados en el estudio teórico y práctico avanzado, con la cual podamos hacer un análisis económico para estimar la rentabilidad de los pozos del campo de estudio que aporte a la economía Boliviana?

1.3. OBJETIVOS.1.3.1. OBJETIVO GENERAL: “Determinar las reservas del campo Sararenda por medio del pozo Sararenda X-1 (SRR X-1), por métodos estáticos y dinámicos”.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.Determinar los tipos de reservas en el capo y el pozo Sararenda. Estudiar al pozo Sararenda X-1 para estimación de reserva. Certificar las reservas del campo Sararenda y del pozo Sararenda X-1. Determinar propiedades del pozo. Determinar las propiedades físicas de los fluidos. Realizar un análisis económico de reservas del pozo.

1.4. Metodología de trabajo.La metodología de la reinterpretación del SAL-14 se hizo de la siguiente manera:

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

6

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

En primer lugar se realizó unas recopilaciones e informaciones  bibliográficas, cartográficas públicas y de información inédita que incluyen temas relacionados a los trabajos geológicos, de perforación del pozo Sararenda, tales como las tesis publicadas en ing. Petrolera, informes de campo de las perforaciones, revistas, publicaciones gubernamentales, y otros. Luego se hizo una correlación de las diferentes informaciones tomadas de todos los trabajos anteriores, donde se procede unir las informaciones que tomaron pero en forma separada cada autor, finalmente se hizo un análisis e reinterpretación de todos datos que se tomaron o se hicieron estudios del pozo SRR –  X1.

1.5. Ubicación.El pozo Sararenda X-1, se ubica en la serranía Sararenda, al sur del Campo Guairuy, en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Ilustración 1.-Ubicacion Pozo Sararenda X-1

Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

7

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Ilustración 2.- Ubicacion Pozo Sararenda X-1

Fuente: Y.P.F.B. Andina Ilustración 3.- Ubicacion Satelital Pozo Sararenda X-1

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

8

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

1.6. Marco geológico local pozo SRR X-1.1.6.1. Formaciones.1.6.1.1.

Sistema Devonico Formación Santa Rosa.- Descrito por (Ahlfeld, F. & L. Branisa, 1960). Las Areniscas Basales Santa Rosa están expuestas en un espesor de unos 120 m en los profundos cañones que forman el Río Icla y el Río Huacasamayo. En la región de Icla no se puede ver la base de esta formación. La parte inferior de las areniscas se presenta estratificada en bancos gruesos y se compone de granos de cuarzo de tamaño mediano y fino de colores claros. Estratificación entrecruzada es corriente en ciertos horizontes. Hacia arriba esta arenisca pasa a una arenisca arcillosa de colores más oscuros grises verduscos, estratificada en láminas de colores delgados. Las areniscas no son fosilíferas. Formación Icla (Steinmann, 189).- El complejo de las Lutitas Icla (300 400m.) se divide según Steinmann en dos partes. La superior conteniendo nódulos de caliza de donde proviene la gran cantidad de los fósiles investigados y que se denominan Capas con Conularias puesto que se ha encontrado mucha cantidad de conularias. En el límite superior hacia las Areniscas Huamampampa se encuentra un banco de menos espesor de calizas margosas que contienen gran cantidad de restos de crinoideos. La base de las lutitas Icla está formada por caliza arenosa - gris rojiza oscura, capas de donde  provienen fósiles. Formación Huamanpampa.- (López-Murillo & Tufiño, 1980) Areniscas agrupadas en tres potentes bancos con características texto estructurales diferentes a las de la Formación Pojo. Estas areniscas son de coloración gris clara a verdosa; de grano fino a muy fino, sub-redondeado y de regular a  buena selección, presentando matriz arcillosa abundante y cemento silíceo. Son duras y compactas, por sectores poco micáceas y se presentan estratificadas en capas de 0.30 a 1.20 m de espesor, masivas y agrupadas en bancos potentes que alcanzan los 50 a 60 m de espesor limitados por cuellos

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

9

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 pelíticos constituidos por lutitas y limolitas grises cuyos espesores varían entre 30 y 50 m. El pase formacional con las unidades litoestratigráficas supra e infrayacentes es claro y tajante. La palinología que caracteriza a esta formación está dada por la zonación de Emphanisporites. Formación Los Monos.- (Ahlfeld, 1946) Esta serie consiste en esquistos micáceos carbonosos, deleznables, generalmente de colores oscuros, con capas delgadas de areniscas cuarcíticas en sus pisos superiores. Los esquistos siempre se hallan fuertemente contorsionados, dislocados y perturbados, algunas veces metamorfoseados. Con tal motivo los fósiles que por sí se hallan raramente, muestran mala conservación. La potencia verdadera de los esquistos de Los Monos en el espacio Subandino es desconocida, pues su límite inferior no está expuesto. Los afloramientos del Devónico alcanzan su máxima extensión en el cañón del río Grande donde afloran 1200 m de esquistos micáceos y de areniscas. (Pero no se sabe si los pisos inferiores pertenecen al mismo horizonte que en la quebrada de Los Monos o a series más antiguas). En el núcleo del anticlinal de Camiri, los esquistos de Los Monos fueron reconocidos en el cañón del río Parapetí en 400 m de espesor Formacion Iquiri.- (Oblitas et al., 1972) Se considera como Formación Iquiri, a la facies arenosa superior del Devónico de la Faja Subandina del Sur, que apoya en forma concordante sobre las sedimentitas de la Formación Los Monos y que se halla por su techo en contacto discordante con las sedimentitas del Carbónico. Litológicamente se halla constituida por paquetes de areniscas, gris claras y de tonos verdosos, de grano fino bien seleccionado, limpias, estratificadas en capas delgadas y gruesas, las que se encuentran interestratificadas con horizontes de lutitas gris oscuras. Algunos niveles arenosos de esta unidad son productores de petróleo en los campos de Camiri y Tatarenda. El espesor promedio de esta unidad es de 400 m. 1.6.1.2. Sistema Carbonifero

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

10

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Formación Itacua.- (White, 1929) Bancos de areniscas, diamictitas y arcillitas con evidencias de resedimentacion, color gris oscuro a verdoso con niveles  peliticos, con un espesor de 200m. Formación Tupambi.- (White 1929) Bancos de areniscas, diamictitas grises que forman bancos irregulares gruesos intercalados con lutitas se presume que  pertenece a un ambiente marino de plataforma somera con influencia deltaica, con un espesor de 500 m. Formación Itacuami.- (White, 1929) Lutitas, limolitas que pueden cambiar lateralmente a areniscas, color gris a rojo oscuro con un espesor de 130m. 1.6.2. Geología del petróleo del pozo.El reservorio tiene propiedades petrofísicas pobres, incrementadas por la deformación tectónica, que Mejora la permeabilidad efectiva. 1.6.2.1.

Roca Generadora

En la Fm. Los Monos, bajo COT (marino, 1 %) pero ampliamente distribuida. 1.6.2.2.

Roca sello.Buena distribución, no aflora.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

11

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 Ilustración 4.- Columna Estratigrafica Pozo Sararenda X-1

Fuente: Y.P.F.B. Andina

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

12

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

CAPITULO 2 MARCO TEORICO. 2.1.

Clasificación de reservas.Las reservas son cantidades de volúmenes de hidrocarburos (Petróleo o Gas) originalmente en IN-SITU (en sitio), presentes en un reservorio, siendo estos comerciales e económicamente rentable, cuando son extraídas en superficies, asimismo es un concepto ligado intrínsecamente a lo monetario pues en muchos casos hay aumento en las mismas debidos a las fluctuaciones del mercado y no debido a nuevos descubrimientos. Supongamos que se tiene un pozo que produce diez barriles al día de petróleo (10 BPD) y el precio actual del petróleo en el mercado es de diez dólares americanos por  barril de petróleo (10 $us/Bbl), pero por otro lado el costo de producción por barriles  producidos es de quince dólares americano por barriles (15 $us/Bbl), en este caso no es beneficioso producir de ese pozo pues es más el gasto que genera que la ganancia,  por lo que se procede al cierre del mismo hasta que las condiciones del mercado sean las correctas para su producción. Por tanto la extracción de ese Hidrocarburo no es rentable desde un punto de vista económico. A hora supongamos que el precio del  petróleo aumenta a cuarenta y cinco dólares americano por barriles de petróleo (45 $us/Bbl), en estas condiciones la producción del pozo antes mencionado si es rentable ya que se obtendrá una ganancia. Asimismo, las reservas

de hidrocarburos se tienen que tener en cuenta varios

conceptos basados en las probabilidades y estadísticos, porque es por esta rama de la matemática que rige la clasificación de reservas, es decir según el grado de certeza tenga la existencia de cierta cantidad de hidrocarburo por debajo de la superficie. Se llama así al volumen de hidrocarburos medidos a condiciones atmosféricas, que se  puede producir con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables,

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

13

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

con ser: Métodos mecánicos, Métodos Recuperación Primaria, Métodos de Recuperación Secundarias.

2.1.1. Reservas probadas.Son los volúmenes de hidrocarburos (Petróleo o Gas) estimados con razonable certeza y recuperables de un reservorio de hidrocarburos existente, cuya existencia ha sido comprobada mediante la aplicación de pruebas de producción, además han sido  basados en una completa información geológica y de ingeniería de yacimiento que han permitido obtener un mayor grado de certeza del noventa por ciento (90%), lo cual nos indican la factibilidad de su recuperación bajo condiciones económicas y operativos existentes. Las reservas probadas son sub-divididas en Reservas Desarrolladas y Reservas no Desarrolladas.

2.1.2. Reservas desarrolladas.Son aquellas reservas probadas que se espera sean recuperables mediantes pozos o instalaciones existentes, una vez que las mismas han sido acentuados o cuando los costos por hacer son relativamente menores. Para la estimación de estas reservas debe tomarse en cuenta los pozos activos e inactivos, las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizada como productoras y no productoras.

2.1.3. Reservas no desarrolladas.Son aquellas reservas probadas de las cuales es factible su recuperación comercial, mediante pozos adicionales aun no perforadas y futuras instalaciones de producción adicionales, asimismo en la profundización de pozos existentes o donde requieren de altos costos para dar inicio a actividades de recuperación mejorada.

2.1.4. Reservas no probadas.Estas están basados en datos de geología e ingeniería de reservorio, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas. Pero incertidumbres técnicas, contractuales, económicos o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como reservas probadas. Las reservas probadas son sub-clasificaciones en Probadas y Posibles. Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

14

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

2.1.5 Reservas probable.Cantidad estimada de volumen de hidrocarburo (Petróleo o Gas) contenido en un área donde la información geológica y de ingeniería de yacimientos indica que desde el  punto de vista de recuperación existe un nivel de certeza de cincuenta por ciento (50%).  No obstante dicha certeza no es lo suficiente significativa como para ser clasificada como reserva probada, por lo general para determinación se supone condiciones de mercado e económicos futuros.

2.1.6. Reservas posibles.Cantidad estimada de volumen de hidrocarburos (Petróleo o Gas) en un yacimiento de hidrocarburos, que después de haber realizado un estudio geológico e ingeniería de yacimiento completo que son menos ciertos a ser recuperados

que las reservas

 probables. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos debe existir una  probabilidad de diez por ciento (10%). Por tanto las definiciones de reservas es de gran importancia para el Ingeniero de yacimientos ya que es fundamental el conocer estos volúmenes (Petróleo o Gas) originalmente en In-situ, sin embargo no es el volumen lo que verdaderamente importa para fines económicas, sino que porcentaje o cantidad aproximada de estos volúmenes puede realmente extraerse debido a que finalmente son esas fracciones los que se comercializan.

2.2.

Propiedades petrofísicas.-

2.2.1. Porosidad.La porosidad es el porcentaje de espacios vacíos o poros presentes en la roca que  pueden estar interconectados entre si o aislados y se expresan en porcentaje. La porosidad se subdivide en primaria, que es aquella que se desarrolla u origina en el momento de formación o depositacion del estrato. La porosidad secundaria que puede ser el resultado de procesos de fracturación, disolución re cristalización o cementación. Parámetros de la porosidad

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

15

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

La porosidad efectiva en la mayor parte de las rocas de reservorio varían entre 5 y 30%, y generalmente cuando la roca de reservorio tiene una porosidad inferior al 5% el reservorio de hidrocarburos es descartable para su explotación comercial. Los  parámetros de la porosidad son: 

Porosidad Baja < 20%



Porosidad Buena 20 –  30 %



Porosidad Alta > 30%

2.2.2. Permeabilidad.La permeabilidad es una medida de la capacidad de la roca para permitir el flujo, esta permeabilidad disminuye a medida que el tamaño del grano disminuye. La  permeabilidad de los líquidos es menor a la permeabilidad del gas si el contenido de arcillas y material cementante o partículas que se encuentran en suspensión en el líquido o empaquetamiento de líquido como saturación residual del gas. La permeabilidad en las rocas de reservorios se puede presentarse en permeabilidad vertical (Kv) y horizontal (KH). En muchos casos la permeabilidad vertical es aproximadamente un décimo de la permeabilidad horizontal (10Kv = KH), estos es razonable cuando no se tiene datos. Existen tres tipos de permeabilidad, la permeabilidad absoluta o específica que se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluido a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido, la permeabilidad efectiva, que es cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por más de dos fluidos. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es una función de la saturación de la fase; y la permeabilidad relativa que es la razón de la permeabilidad efectiva, esta permeabilidad se puede utilizar tres bases diferentes, dependiendo del uso de los cálculos.

2.2.3. Saturación de agua connata.Es la saturación de agua inicial en cualquier punto del reservorio. Esta saturación de agua connata alcanza un valor de saturación de agua irreducible solo sobre la zona Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

16

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

de transición. La saturación y distribución de los fluidos en los reservorios depende de: 

Presión capilar:



Humectabilidad: es la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.



Tensión superficial e interracial: es la energía de superficie relacionada con las interfaces de dos fluidos inmiscibles que coexisten en un medio poroso. Esta energía influye en su saturación, distribución y desplazamiento.

La saturación del agua connata en un reservorio, para una altura determinada está controlada por: - Estructura porosa de la roca. - La densidad de los fluidos. - Las características de energía superficial.

2.2.4. Índice de productividad.Este índice es una propiedad de los pozos, o una medida del potencial o de su capacidad de producir; responde a una disminución de la presión de fluencia. Puede variar y depende de factores como: 

Permeabilidad de la roca,



Saturaciones



Regímenes de producción



Estado de agotamiento del yacimiento



Viscosidad de los fluidos



Resistencias al flujo etc.

Para determinarlo es necesario conocer la presión estática de la formación y medir, a distintos regímenes de producción, el caudal producido en superficie y la presión de fluencia frente a los baleos de la formación productora.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

17

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

2.3.

Caracterización de reservorio.-

2.3.1. Etapa de caracterización estática.En esta etapa se define la geometría del reservorio y se describen los parámetros  petrofísicos. Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son la  porosidad, permeabilidad, saturación y distribución de fluidos, conductividad eléctrica de los fluidos y de la roca.

2.3.2. Etapa de caracterización dinámica.Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del reservorio, el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manera integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso.

2.4.

Volumen original de hidrocarburos.Con el fin de pronosticar el comportamiento de un reservorio petrolífero, se necesita conocer el volumen original de hidrocarburos en el reservorio, así como también la energía disponible para expulsar el petróleo y el gas. Los métodos para cuantificar el calculo de las reservas petrolíferas y gasíferos son: 

Metodo Volumetrico



Ecuaciones de balance de materiales



Curvas de declinación



Simulación numérica y/o matemática de reservorios.

Para el calculo o evaluación de las reservas, es necesario comprender al reservorio en su totalidad, con el aporte de equipos multidisciplinarios, para evaluar las reservas. Esmuy importante contar con la interpretación completa de: 

Sismica 3D



Tectonica regional



Geometría de la s rocas



Perfiles eléctricos



Coronas



Informes de perforación y terminación



Ensayos de presión



Perfiles de producción

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

18

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”



Controles de pozos frecuentes y precisos



Caudales y presiones de boca de pozo

También se deben modelar los parámetros económicos, como los costos de perforación, fracturación, instalaciones de superficie, precio del gasy petróleo y condiciones del mercado. La aplicación de los métodos tradicionales de la ingeniería de reservorios para el calculo de reservas de gas y petróleo, no son rigurosos, y se presentan los siguientes problemas. 

Los cálculos volumétricos tienen la imprecisión del área de drenaje, que es en general desconocida y muchas veces también del espesor útil.



El balance de materiales tienen la incertidumbre de las presiones promedio del reservorio,  porque en general los pozos no se pueden correr por intervalos lo suficientemente largos como para obtener una buena estimación.



Las curvas de declinación convencional, y específicamente el hiperbólico, es el que mejor copia el comportamiento de los pozos, pero no es preciso en su pronóstico.



El análisis declinatorio avanzado, como por ejemplo el de FetKovich, presenta el inconveniente de que asumen una presión de fondo constante y el flujo por condiciones de borde, en la concavidad hacia abajo.



La simulación numérica de reservorio ya no se utiliza para simular la totalidad de yacimiento, sino para pozos individuales.

El cálculo de reservas más preciso, es el análisis de la producción mediante el uso de modelos. La teoría y los métodos del análisis de evaluación de reservas ya están desarrollados, la clave está en monitorear la calidad de los controles diarios de producción, caudales y presiones.

2.4.1. Método Volumétrico.El cálculo volumétrico de petróleo y gas es una de las herramientas para la estimación de reservas. El método volumétrico para el cálculo de petróleo y gas original se hace atraves de las siguientes formulas:

Ec. 1

 N = 7758 * Axh * Ø * (1-Sw)

Donde:

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

19

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 N = es el petroleo original in  –  situ (BBl@ c.y.)  Axh = es el volume bruto de la roca (Acres) Sw = saturacion del agua inicial (fraccion)

Ec. 2  N@ c.s. =

8∗ℎ∗∅∗(−) 

Donde:  N @c.s. = es el petroleo original in-situ (Bbl) 

 βoi = Factor volumetrico del petroleo (  ) 

Ec. 3 G@ c.y. = 43560*Axh*Ø*(1-Sw) Donde: G = volume del gas inicial in-situ (Bbl) Vr = Axh = es el volume bruto de las roca (Acres  –  pies)

Ec. 4

[email protected]. = (43560*Axh*Ø*(1- Sw)) * βgi

Donde: G = volume del gas inicial in  –  situ (pcs) @c.s.  βg = factor volumetrico del gas

 

2.4.2. Método Balance de materia.Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que: 

Es la aplicación de la ley de conservación de la materia a la producción de fluidos de un reservorio.



Balance entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie).



Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1 , T1). Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio.

La ecuación de balance de materiales se usa para : 

Determinación del petróleo Original en sitio (POES) o del Gas Original en sitio (GOES).

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

20

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”



Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio (acumulada de producción versus  presión)



Determinar la inferencia de agua



También se pueden cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio La conservación de la materia aplicada a yacimientos de gas da el siguiente balance de materiales: |Masa de gas producido| = |Masa de gas inicialmente en el yacimiento| + |Masa de gas remanente en el yacimiento|

Es necesario comprender que el te rmino final denota una etapa posterior de produccion y no una etapa d e abandono necesariamente. Por último, podemos hacer un balance de materiales en términos de moles de gas, así: Np = Ni + Nf

Donde:  Np = número de moles producidos  Ni = número de moles iniciales  Nf = número de moles finales.

Si el yacimiento es no volumétrico, con intrusión de agua, y es el volumen poroso inicial disponible para gas en pies cúbicos, y si a una presión final entran pies cúbicos de agua al yacimiento y se producen pies cúbicos de agua del mismo, entonces el balance de materiales para el volumen final después de producir pies cúbicos normales de gas es: Vf = Vi  –  We + BwWρ

2.4.3. Curvas de declinación.En las curvas de declinación se grafican los datos de rata contra tiempo y por medio de la extrapolación de la curva obtenida se estima la producción en un determinado tiempo, esto no requiere ninguna suposición a cerca A, h, ¢, Sw o FR, ya que los datos que se requieren

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

21

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

son los de producción. Las curvas de declinación proporcionan un fácil análisis y a menudo dan  buenos resultados. Su mayor desventaja es su aparente facilidad. Las curvas de declinación no son simplemente curvas, en efecto, ellas pueden ser consideradas más difíciles de analizar que las pruebas rata-transiente.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

22

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

CAPITULO 3 MARCO PRÁCTICO 3.1. Datos de Pozo SRR X-1.3.1.1. Profundidad del pozo.Tabla 1.- Profundidades de pozo

Prognosis Sararenda X1 (kb 1200 msnm) Formaciones MD Fm. Tupambi 0 Fm Iquiri 280 Fm. Los Monos 960 F. Fm. Los Monos 1630 Emsiano 2490 Falla Mandiyuti/ (Fm. Chorro) 2640 Fm Tupambi 2660 Fm Iquiri 3010 Fm. Los Monos 3520 F. Fm. Los Monos 4200 Emsiano Bloque Bajo 4315 Fm. Huamampampa 4520

TVDSS -1200 -920. -240. 430 1290 1440 1460 1810 2324 3000 3115 3320

Fm Icla Profundidad Final

3600 360

4800 4800

% de error +- 0,5% +- 0,5% +-1% +-1% +-1% +-3% +-3% +-3% +-3% +-3% +- 5%

DIPS 5 - 10 E 0 - 10 E 10 - 40 E 0-20 E 0-10 W 20-30 W 0-5 E 5-10 E 10-20 E 10-20 E 10-20 E 15-20 E

Puntos de

Objetivo

decision

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

23

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 Ilustración 5.- Alcances geograficos del pozo

Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

24

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 Ilustración 6.- Diseño de la trayectoria

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

25

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.1.2. Datos de perforacion.Tabla 2.- Diseño de la cañeria del pozo

 Ilustración 7.- Programa de perforacion Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

26

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

27

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.1.3. Prueba Lick Off Test. Ilustración 8.- Prueba Lick Off Test de Pozo SRR X-1

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

28

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.1.4.

Datos petrofísicos del pozo. Ilustración 9.- Datos petrofisicos de Pozo SRR X-1

Fuente: Y.P.F.B. Andina

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

29

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.1.5. Sísmica 3D. Ilustración 10.- Vista Sismica de geologia atravesada

Fuente: Y.P.F.B. Andina

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

30

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.1.6. Modelación de pozo. Ilustración 11.- Modelo 3D coordillera Sararenda

Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

31

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 Ilustración 12.- Sismica 3D pozo SRR X-1

Fuente: Y.P.F.B. Andina Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

32

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

3.2. Datos de Reserva de pozo.3.2.1. Volumen Bruto del yacimiento.Tabla 3.- Areas y espesores de pozo SRR X-1

Area

Razon de

(acres)

areas

Base

6065.2121

1

No.

Vb

Espesor (ft)

Metodo

0.8940

0

Trapezoidal

5743.5865

3546.7256

0.8286

10

Trapezoidal

32427.252

2

2938.7248

0.7897

20

Trapezoidal

26298.4185

3

2320.9589

0.7051

30

Trapezoidal

19787.29

4

1636.4991

0.6169

40

Trapezoidal

13230.805

5

1009.6619

0.5416

50

Trapezoidal

7782.71

6

546.8801

0.486

60

Piramidal

3979.455457

7

265.8081

0.4046

70

Piramidal

583.9557304

8

107.5437

0.1915

80

Piramidal

91.83652376

9

20.5965

0.071

90

Piramidal

91.83652376

10

1.4647

0

100

Piramidal

3.90547608

Tope

0

(acres*ft)

Volumen Bruto del yacimiento total 124602.5608 Fuente: Informe Sararenda E.M.I.

3.3. Calculo del Volumen In situ del petróleo. 3.3.1. Calculo de volumen de petróleo a condiciones de yacimiento.-

Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento: Datos:

 [email protected]. = 7758*Axh*Ø*(1 - Sw)

 [email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 8%

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

33

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Aplicando la formula:  [email protected]. = 7758 * 124602.5608 [äcre - pie] * 8% * (1  –  55%) N = 32.64 MMBbl.

3.3.2. Calculo del Volumen de petróleo a condiciones de superficie.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento:  [email protected]. = 7758 * Axh * Ø * (1 –  Sw) βoi

Datos:  [email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 8% Sw = 55%  βoi = 1.076 BY 

 BS Aplicando la formula:  [email protected]. =

8∗.8 [− ]∗8%∗(−%) .

 

[email protected]. = 30.342007,44 [M MB bl]

3.4 Caldulo del volumen In-situ del Gas.3.4.1. Calculo del volumen In-situ del Gas a condiciones de yacimiento.Por medio del método volumétrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento: Datos:

[email protected]. = 43560 * Axh * Ø * (1-Sw)

[email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5608 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 0.8% Sw = 55%

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

34

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Aplicando la formula: [email protected]. = 43560 * 124602.5608[acre-pie] * 8% (1-55%) [email protected]. = 1.28827 Tcfs

3.4.2. Calculo del volumen In-situ del Gas a condiciones de superficie.3.4.2.1. Calculo del Factor volumétrico del gas.La composición del gas es la siguiente: Tabla 4.- Composicion de Gas de Pozo

Componentes

Porcentaje molar

Vol. Liquido (GPM)

 Nitrógeno

0,870

Dióxido de carbono

1,865

Metano

86, 954

Etano

6,217

Propano

2,299

0,632

Isopentano

0,397

0,130

Butano

0,607

0,191

Isopentano

0,239

0,087

Pentano

0,176

0,064

Hexano

0,175

0,072

Heptano

0,170

0,081

0,029 Total

100.000

Gravedad especifica

0,660

Poder calorifico

1,113,57

1,257

Fuente: Informe Sararenda –  E.M.I. Por medio de graficos de correlaciones para coordenadas pseudocriticas se obtiene los siguientes datos: Psc = 670 PSI Tsc = 375 °R Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

35

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

Realizando la correction de estos datos:  Psc –  corr = Psc +4.4 * CO2 + 6.0 * SH + 1.7 * N2  Psc –  corr = 670 + 4.4 *1.865 + 6.0 * 0 + 1.7 * 0.870  Psc – corr = 679.685 PSI ≡  680 PSI Tsc –  corr = Tsc - 0.8 * CO2 + 1.3 * SH + 2.1 * N2 Tsc –  corr = 375  –  0.8 * 1.865 + 1.3 * 0 +2.1 * 0.870 Tsc – corr = 375.335 °R ≡ 375 °R

Hallando las propiedades Pseudoreducidas: Py

 =

 =

P−

 Tsc−corr

=

 =

  8 

 + 

 = 6.6176

= 1.6266

Hallando el Factor de compresibilidad: Z = 0.92 Hallando el Factor Volumetrico:

 =

  ∗∗ ∗

Datos:  Pcs = 14.7 PSI  Z = 0.92 Tr = 150 °F Tcs = 60°F  Pri = 4500 PSI

 =

 .∗.9∗+ +∗ 

 = 0.0035254

 

Por medio del método volumetrico ya estudiado, se tiene el siguiente procedimiento:

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

36

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

[email protected]. = (43560 * Axh * Ø * (1- Sw)) * βgi

Datos:  [email protected]. = ? Vb = Axh = 124602.5602 (acre * pie) Ø = 3.6 + 3.6 + 0.4 + 0.4 = 8% Sw = 55%  βgi = 0.0035254

 

Aplicando la formula: [email protected]. = (43560 * 124602.5608 * 8% * (1-55%)) * 0.0035254 [email protected]. = 2.88827 Tcfs

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

37

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

CAPITULO 4 CONCLUSIONES Se determinó que el pozo Sararenda X-1, contiene en su formación objetivo, una reserva de 34.8 millones de Barriles de petróleo, y una reserva de 1.28827 Trillones de pies cúbicos de gas. El objetivo de esta exploración es investigar los reservorios naturalmente fracturados de la Fm. Huamanpampa e incorporar una reserva de aproximadamente de 1.28827 TCF de gas y 32.44MMbbl de condensado. Esta reserva servirá para asegurar el cumplimiento de los compromisos de venta de gas natural a los mercados de exportación, además de proveer al mercado interno. El éxito de las labores del proyecto conlleva un costo de 55 millones de Dólares. El pozo Sararenda X-1, según la pruebas realizadas en este estudio, se confirmó que tiene capacidad de ser productora en este reservorio. Las curvas tipo indican que se llega a una penetración parcial no llegando a atravesar la la arena productora o que otra formación estaba aportando a travez de una falla. El análisis de la prueba de restitución indica que la formación Icla del pozo Sararenda X- 1 indica que el reservorio es homogéneo con alta Presion (4500) Psi, y una capacidad de producción buena (4,33 MM m³ S/D para gas y 6,91M³ S/D para condensado) El análisis de sísmica 3D es parte de la prueba de formación que nos permite evaluar directamente la potencialidad de producción en base al volumen del reservorio, y estimar la presión del reservorio y estimar las reservas probables. El pozo exploratorio profundo SRR-X1, de acuerdo a la propuesta geológica de  perforación tenía como profundidad final 4800 metros, ya que los reservorios de la Fm. Huamampampa estarían a la profundidad de 4520 metros; sin embargo actualmente se llegó a 5735 metros de profundidad, sin tocar las areniscas naturalmente fracturadas de la Fm. Huamanpampa.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

38

TITULO: “DETERMINACIÓN DE RESERVAS DEL CAMPO SARARENDA, EN BASE AL ESTUDIO DEL POZO SARARENDA MEDIANTE MÉTODOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS”

 BIBLIOGRAFIA

ht tps://www.clubensayos.com. (25 de agosto de 2013). Recuperado el 25 de octubre de 2016, de ht tps://www.clubensayos.co m: ht tps://www.clubensayos.com/Ciencia/Calculo-De-Petroleo-In-Situ Formula/980631.html  Ortiz, G. P. (2016). erminacion Pozo Sararenda X-1. La Paz. TRIVIÑO, D. F. (2015). https://es.scribd.com/. Recuperado el 25 de octubre de 2016, de https://es.scribd.com/: https://es.scribd.com/document/107016491/Metodovolumetrico Y.P.F.B.Andina. (2009). Proyecto Sararenda. Tarija. Y.P.F.B. Andina. (2014). Ingeniería de control de pozos. Santa Cruz. https://es.scribd.com/(28de agosto de 2015). Recuperado el 25 de octubre de 2016, de https://es.scribd.com/doc/149202086/Campos-Gasiferos-y-Petroliferos-de-Bolivia.

Asignatura: Reservorios I Carrera: Ing. En Gas y Petroleo

39