Presentacion Magistral Yacimientos. Teoria

Universidad de OrienteNúcleo Anzoátegui

Áreas Especiales de GradoIngeniería de Yacimientos de Gas

DETERMINACIóN DEL GAS ORIGINAL EN SITIO (GOES) POR EL MÉTODO

VOLUMÉTRICO-RESUMEN

Profesor:

Jairo Uricare Grupo # 1

Integrantes:Brito Gabriela C.I:20.343.355

Mejías Juan C.I:21.068.340

Serrano Argelis C.I:20.184.461

Barcelona, Febrero 2016

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DETERMINACIÓN DEL GAS ORIGINAL EN SITIO (GOES) POR EL MÉTODO VOLUMÉTICO

TABLA DE CONTENIDO

Objetivos……………………………………………………………………………………………………4

Reservas…………………………………………………………………………………………………….5

Clasificación de las Reservas……………………………………………………………………..5

Método Volumétrico………………………………………………………………………………….6

- Determinación de la Geometría del Yacimiento……………………………………8- Determinación del Volumen de Roca……………………………………………………10- Determinación de la Porosidad Promedio…………………………………………….19- Determinación de la Saturación de agua inicial…………………………………….25- Determinación Factor Volumétrico del Gas…………………………………………..25

Ejercicio Práctico……………………………………………………………………………………….32

Conclusiones………………………………………………………………………………………………39

Bibliografía……………………………………………………………………………………………..…40

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Introducción

Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento,

Una preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio.

Una vez que se ha descubierto un yacimiento de gas es necesario un estimado de sus reservas. Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).

A continuación se presentan las diferentes pruebas y análisis aplicadas en yacimientos de gas con el objetivo de calcular el gas original en sitio.

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OBJETIVOS

Objetivo General:

Determinación del Gas Original En Sitio (GOES) por el Método Volumétrico.

Objetivos Específicos:

Identificar los parámetros que intervienen en la Ecuación del GOES por el Método Volumétrico.

Estudiar los distintos métodos existentes para la determinación de dichos parámetros.

Determinar cuantitativamente el GOES Volumétrico a un Yacimiento dado.

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RESERVAS

Las reservas de hidrocarburos, se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. En pocas palabras, el concepto de reservas constituye tan sólo la parte recuperable y explotable de los recursos petroleros en un tiempo determinado.

Por tanto, es importante aclarar que algunas de las partes no recuperables del volumen original de hidrocarburos pueden ser consideradas como reservas, dependiendo de las condiciones económicas, tecnológicas, o de otra índole, que lleguen a convertirlas en volúmenes recuperables. Así que podemos decir que una de las tareas básicas de un ingeniero de yacimientos es la obtención de un estimado de estos volúmenes, lo cual permite clasificar yacimientos, de acuerdo con su tamaño y así poder ranquear proyectos de explotación.

Tabla 1. Clasificación de la reservas

Reservas Probadas de Hidrocarburos

Las reservas probadas se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán recuperadas en una fecha específica, con una incertidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería. Existen dos tipos de reservas probadas:

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Reservas desarrolladas: Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes con adecuados métodos de operación y con costos moderados de inversión.

Reservas no desarrolladas: Que se definen como el volumen que se espera producir con métodos adecuados de operación y en pozos futuros.

Reservas Probables De Hidrocarburos

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Es decir, que son las reservas de hidrocarburos estimadas con un bajo grado de probabilidad, insuficiente para definir si pueden ser recuperadas. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. Las reservas probables, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.

Reservas Posibles De Hidrocarburos

Estimado de reservas de aceite o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas. Son las reservas de hidrocarburos con menor grado de certeza de ser recuperadas, que las probadas y las probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores. Consiguientemente, las reservas posibles se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles.

METODO VOLUMETRICO

La interpretación geológica de un yacimiento no puede ser preparada hasta que suficientes pozos hayan sido perforados para delinear su geometría areal y espesor.

Después de la perforación de varios pozos productores, los registros de pozos proveen información de subsuelo, la cual permite una asignación de área (acres) y de espesor (pies) o una interpretación geológica del yacimiento. La información para el análisis volumétrico puede incluir registros de pozos, análisis de núcleos, muestras de pared y mapas del yacimiento. La estimación volumétrica de los hidrocarburos contenidos en el

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yacimiento, consiste en la determinación del volumen de petróleo y/o gas que saturan la roca. Se realiza combinando los mapas isópacos de arena neta de hidrocarburos y el mapa estructural con las propiedades promedios de la roca y de los fluidos.

El método volumétrico para estimar petróleo y/o gas originalmente en sitio, requiere de los siguientes pasos:

1. Determinar la geometría del yacimiento.

2. Determinar el volumen de la roca.

3. Porosidad promedio.

4. Saturación inicial promedio de agua.

5. Factores volumétricos de los fluidos y la solubilidad del gas en el petróleo, a las condiciones iniciales de presión y temperatura del yacimiento.

6. En el caso de yacimientos de gas húmedo o condensado, se requiere adicionalmente, la relación gas/condesado (relación gas/líquido) a las condiciones iniciales, la gravedad y el peso molecular del condensado.

Esta lista de parámetros puede simplificarse dependiendo del tipo de yacimiento en estudio y las fases existentes. En nuestro caso, estudiaremos el método volumétrico para un yacimiento de gas, en el cual el volumen de gas en sitio, se calcula de la siguiente manera:

GOES=43560∗Vb∗ϕ∗(1−Swi)

Bg(EC .1)

Donde:

GOES= Gas Original En Sitio, PCN

Vb= Volumen Bruto, acres-pies

𝛟= Porosidad Promedio del Yacimiento, fracción

Swi=Saturación de agua Inicial, fracción

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Bg= Factor Volumétrico del Gas, PCY/PCN

A continuación se presentan los métodos para determinar los parámetros existentes en la Ecuación (1):

1. Determinación de la Geometría del Yacimiento

Para tener una representación geométrica del yacimiento con sus límites, es necesario preparar una combinación de varios mapas. Los mapas más utilizados en geología son el mapa estructural y el mapa isópaco.

Mapa Estructural

El mapa es uno de los productos finales de la interpretación geológica, prácticamente todas las fases del desarrollo de los recursos mineros o de hidrocarburos, requieren para su diseño y control de esta herramienta de trabajo. En el caso del petróleo, puede decirse que la mayor parte de las propiedades que define morfológicamente los yacimientos son susceptibles de ser representados mediante uno o más mapas y nos estamos refiriendo a área, espesor, volumen, forma de la superficie, limites, orientación. Propiedades internas de las rocas como porosidad y permeabilidad, estado, conducta y tendencia de los fluidos presentes, contactos entre ellos, migración, continuidad, etc., propiedades del ambiente tales como presiones y temperaturas y muchas otras características pueden ser representadas cartográficamente.

La formación que constituye al yacimiento de hidrocarburos tiene en cada punto de su superficie una profundidad, que se extiende y mide hasta el fondo con respecto a un punto superior o plano superior de referencia.

Generalmente, las profundidades se miden muy aproximadamente, primero utilizando datos geográficos obtenidos mediante levantamientos primarios de exploración, referidos al nivel del mar. Este procedimiento puede ser muy útil cuando la confiabilidad de los datos está avalada por una adecuada técnica de adquisición de información, apoyada en una evaluación y una interpretación muy seguras de todas las relaciones interdisciplinarias que convergen hacia la obtención de un buen estudio de yacimientos.

Las fuentes principales de información son el análisis de la información sísmica y de los registros de los pozos perforados. Adicionalmente el conocimiento que se tenga de las áreas cercanas y en muchos casos, de datos de producción y presión que se tengan, contribuye a una mejor interpretación. (Ver Figura1).

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Figura 1. Mapa Estructural

Mapa Isópaco de Arena Neta de Hidrocarburos

Determina la geometría de la arena neta saturada de hidrocarburos. Es a partir de este mapa que se evalúan los volúmenes de hidrocarburos. En él se exhiben los espesores netos de la formación que contienen hidrocarburos, en forma de líneas de isoespesor. El contaje de arenaneta de hidrocarburos (petróleo y/o gas) a través de la interpretación de los registros de los pozos, permiten la construcción del mapa isópaco de arena neta de hidrocarburos.

Del mapa estructural, se lleva al mapa isópaco las curvas correspondientes a profundidades del contacto agua-petróleo (CAPO) y/o del contacto gas/petróleo (CGPO), así como los otros factores estructurales que determinan la delimitación del yacimiento completándose así el modelo geológico. De esta manera se obtiene el mapa Isópaco-Estructural (Figura 2).

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Figura 2. Ilustración de un Mapa Isópaco-Estructural.

2. Determinación del Volumen de Roca

A partir del mapa isópaco de arena neta de hidrocarburos, se obtiene el volumen bruto del yacimiento en acres-pies. Para hallar volúmenes a partir de mapas geológicos se utiliza el planímetro, con este dispositivo se miden las áreas de cada contorno. Los volúmenes se proyectan (Figura 3a y b) de modo que tengan áreas para leer.

Figura 3a. Proyección de Áreas.

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Figura 3b. Proyección de Áreas.

El Planímetro

Para los casos en los que se necesita calcular superficies irregulares o en perspectiva, como mapas o manchas, la geometría clásica o incluso la geometría analítica no son suficientes y no prestan mayor utilidad. Por ello es necesario recurrir a una herramienta de medición específica para tal fin, el planímetro es una buena y fácil alternativa.

El planímetro es un instrumento que da el área comprendida dentro de líneas cuando la punta del mismo recorre el contorno, moviendo la punta trazadora (o la lente) por el contorno de la figura, el área de ésta se puede leer directamente sobre la rueda medidora y su indicador.

Tipos de planímetros:

1.-Planímetro polar.

2.-Planímetro digital.

Consta de las siguientes partes:

Un polo que se fija en su posición sobre el papel con una aguja fina.

Un brazo polar, el cual se pivotea en un extremo sobre el polo y sobre el otro en la unidad integradora.

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Un brazo trazador (que puede ser de longitud fija o variable) unido en un extremo a la unidad integradora y que en el otro extremo presenta el punto trazador o trazador óptico.

Una unidad de medición que consta de un disco integrador de acero endurecido sobre pivotes, Conectado al eje del disco, está un tambor primario dividido en 100 para obtener lecturas de ¡/1000 de revolución del disco integrador mediante una marca de índice o un vernier sobre un tambor opuesto. Otro indicador proporciona el número de revoluciones completas del disco.

Figura 4. Planímetro Polar

Una de las condiciones para que esta técnica sea más precisa es que los brazos formen un ángulo casi recto al principiar la operación. Si por la forma de la figura estos quedaran a menos de 45°, sería preferible dividir la superficie en dos o más porciones y determinar cada subárea por separado, moviendo el polo del aparato cada vez a una nueva posición.

En todos los planímetros el movimiento de la punta trazadora ocasiona la rotación del tambor y el número de revoluciones de esta depende de la distancia recorrida y del ángulo formado entre su eje de rotación y la dirección del movimiento. Si la punta trazadora se mueve en sentido al movimiento de las manecillas de un reloj, las lecturas van en aumento y si es al contrario, disminuyen.

http://www.megaone.com/deposito/antigua.htm#planimetro

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Forma de utilización del planímetro polar

1.-Preparación del instrumento para la medición (es válido tanto para planímetros polares como digitales). Cuando se emplea la tabla de constantes que trae el planeamiento, se gradúa el brazo trazador colocándolo en la posición correspondiente a la escala del mapa.

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2.-Se debe verificar rápidamente que el brazo podrá recorrer todo el perímetro, en caso de que esto no sea posible se deberá dividir el área total en pequeñas áreas donde sea posible medir sus áreas de forma separada, y el área total será igual a la suma de todas estas áreas.

3.-Como ya se indicó se debe marcar un punto del perímetro y se debe ubicar el trazador en ese punto.

4.-Realizar la primera lectura (L1) en el disco graduado del instrumento.

5.-Recorrer el perímetro de la figura en sentido horario hasta llegar al punto de partida.

6.-Realizar la segunda lectura (L2). El primer área leída del planímetro será: AP1=L2-L1.

7.-Repetir el paso 5.

8.-Realizar la tercera lectura (L3). La segunda área leída del planímetro será: AP2=L3-L2

9.-Obtener al menos 3 áreas del planímetro.

Ejemplo de lectura:

Primera lectura sobre el disco

Segunda lectura sobre el tambor (escala grande)

Tercera lectura sobre el tambor (escala pequeña)

Cuarta lectura sobre la escala del nonius.

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Figura 5. Parte del Planímetro Polar

4.) La diferencia entre las dos lecturas, multiplicado por el factor de escala, proporciona el área.

Él área se calcula según la ecuación: A = K . L

Dónde: A = áreaK = escala del mapaL = lecturas del promedio con el planímetro, de la figura cuya área se desea conocer.

Figura 6.Planímetro Digital

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El volumen de un cuerpo irregular tridimensional se halla aproximándolo a una serie de figuras incrementales, a cada una de las cuales se le aplica una regla en específico, entre estas se tienen:

Método Piramidal

Este método supone para fines de cálculo, que el yacimiento puede ser dividido en láminas horizontales y que cada lámina corresponde en volumen a una pirámide truncada. El volumen puede ser calculado por la regla piramidal, en el cual se aproxima el volumen entre dos curvas de igual espesor por el de una pirámide de la siguiente manera:

V 1=( h3 ) [ A1+A2+√A1 A2 ] Para lasCurvas A1 y A2(Ec .2)

(Ver Figura 5).

Donde:

A1= Área de la cara inferior.

A2= Área de la cara superior.

h= Diferencia entre dos líneas isópacas consecutivas.

Para ilustrar este tipo de cálculos se pueden utilizar las figuras 7,8 y 9, las cuales muestran la sección del mapa de Isoespesores que divide el yacimiento en láminas horizontales para el cálculo por el método piramidal.

Las áreas A0, A1…An corresponden a las áreas dentro de una línea isópaca. El volumen total bruto es igual a la sumatoria de todas las pirámides truncadas equivalentes, expresado así:

V b=( h3 ) [ A0+2 A1+…+2 An−1+An+√A0 A2+…+√An−1 An+dn An ](Ec .3)

Donde:

dn= Promedio entre las diferencias entre el espesor máximo y el valor presente si hubiese información de pozos con h > hn.

An= Área encerrada por la línea de espesor hn.

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Figura 7. Vista de un Domo.

Figura 8.Esquema del Mapa de Isoespesores que Divide el Yacimiento en Láminas Horizontales.

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Figura 9. Esquema de Corte de una Sección a lo largo del eje A-A ̓ en la figura 4.

Método Trapezoidal

El volumen puede ser calculado con menos exactitud por la regla trapezoidal, el cual supone para fines de calculo que yacimiento se puede dividir en láminas horizontales y que cada lamina corresponde al volumen de un trapezoide (Ver Figura 8).

El método aproxima el volumen entre dos curvas de igual espesor por una relación similar a un trapecio.

V 1=( h2 ) [ A1+A2 ] Para las Curvas A1 y A2(Ec .4 )

El volumen de una serie de trapezoides es:

V b=( h2 ) [ A0+2 A1+2 A2+…+2 An−1 An ]+hn An(Ec .5)

Donde:

A1, A2, h, An y hn, tienen las mismas definiciones anteriores.

La tabla 2 muestra la representación de los métodos antes descritos. El método trapezoidal tiene cierto grado de error por la aproximación que se hace utilizando trapezoides equivalentes.

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El error que se introduce es del orden del 2% cuando la razón entre áreas sucesivas es de 0.5. Cuando la razón es inferior al valor de 0.5 se recomienda utilizar el método piramidal.

Tabla 2. Ecuaciones para el Cálculo de Volumen de Roca

Aproximación Piramidal Aproximación Trapezoidalh A Volumen Volumenh1 A1 - -h2 A2 V 2=(1 /3 ) [ [ A1+ A2+ A1 A2 ](h2−h1)] V 2=(1 /2 ) ¿

h3 A3 V 3= (1 /3 ) [ [ A2+ A3+ A2 A3 ](h3−h2)] V 3= (1 /2 ) ¿

- -hn An V n= (1 /3 ) [ [ An−1+ An+ An−1 An ](hn−hn−1)] V n= (1 /2 )¿

∑ Vb Vb

3. Determinación de la Porosidad Promedio

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir de registros los cuales, son técnicas geofísicas en las cuales se utilizan herramientas para obtener parámetros físicos y geológicos de la formación de interés, tales como: resistividad de la roca, saturación de los fluidos presentes, etc. Loa registros utilizados para determinar porosidad son el registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad.

Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al pozo. Su profundidad de investigación es de solo unas cuantas pulgadas y por lo tanto esta generalmente dentro de la zona invadida.

Otras mediciones petrofísicas, como la micro resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de la roca.

Registro Sónico

En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para

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atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de tránsito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios.

El principio consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por la propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

En el caso de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas.

Evaluación de Porosidad

1. Areniscas Consolidadas y Compactas: después de pruebas de laboratorio, M.R.J. Wyllie llegó a la conclusión que en formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos uniformemente, existe una relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito.

∅=∆ t log−∆ tma

∆ tt−∆ tmaEc .8

Donde:

∆ t log= lectura del perfil sónico, en μ seg/pie

∆ tma= tiempo de tránsito en la roca matriz

∆ t t= alrededor de 189 μ seg/pie (que corresponde a la velocidad del sonido en el fluido para Vf de más o menos 5300 pie/seg.

Generalmente estas areniscas consolidadas y compactas tienen porosidades en la gama de 18 a 25%.

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Figura 11. Registro Sónico

Registros de Densidad

Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas.

El principio consiste en una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía. Se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación. Con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida, esta clase de interacción se conoce como efecto Compton. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación.

Evaluación de Porosidad

Para fluidos que saturan los poros (excepto gas e hidrocarburos livianos) y para matrices de los minerales comunes:

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∅=ρma−ρb

ρma−ρfEc .9

Dónde:

ρma= densidadde la matrizρb= densidad totalρ f= densidad promedio.

La porosidad aparente de un hidrocarburo, tal como lo ve el perfil de densidad, está dado por:

∅Dh=( ρma )a−( ρh )a( ρma)a−( ρmf )a

=( ρma )e−( ρh )e(ρma )e−( ρmf )e

Ec .10

Donde los subíndices, a, indicas densidades aparentes vistas por el perfil de densidad y donde la expresión de la derecha se determina por la siguiente ecuación:

ρa=1.0704 ρe−0.1883 Ec .11

Registros Neutrónicos

Estos registros se utilizan principalmente para delinear las formaciones porosas y para determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrogeno en la formación. Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido.Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad e identificación litológica aún más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrogeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de bolas de billar. Con cada colisión, el neutrón pierde algo de energía.

Evaluación de la Porosidad

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La cantidad de energía perdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón. La mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrogeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón. Por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrogeno de la formación.

Otra forma de obtener la porosidad de las rocas es a través de técnicas de laboratorio, para ello se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo.

La medición de la porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, los cuales son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando herramientas de corte especiales.

Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.A continuación se presenta un resumen de algunos métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo:

Método de inyección de mercurio: Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

Método del porosímetro de helio:Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.

Método de Saturación de Barnes: Este método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

La porosidad empleada en el método volumétrico de gas original en sitio proviene de expresiones estadísticas donde se considera indistintamente la porosidad efectiva y no efectiva y asume una misma porosidad para toda la formación, a la cual se le cataloga con el término de promedio, y como su nombre lo indica, es el promedio de las distintas porosidades en un pozo. Estas pueden ser:

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Porosidad promedio por pozo

Aritmético Ponderada por espesor

Φ=∑i

n ∅ in

(Ec .12)Φ=

∑i

n

∅ ihi

∑i

n

hi(Ec .13)

Donde:

Φi: porosidad de cada intervalo evaluado en el pozo.

n: número de intervalos evaluados.

h: espesor de cada intervalo evaluado.

Porosidad promedio del yacimiento

Aritmético Ponderada por espesor

ϕ=∑i

n ∅ in

(Ec .14)Φ=

∑i

n

∅ ihi

∑i

n

hi(Ec .15)

Ponderada por área de drenaje de cada pozo

Ponderada por volumen de drenaje de cada pozo

ϕ=∑i

n ∅ iAiAi

(Ec .16)Φ=

∑i

n

∅ iAihi

∑i

n

Aihi(Ec .17)

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Donde:

n: número de pozos con información de porosidad.

Φi: porosidad promedio del pozo evaluado.

h: espesor del pozo

A: área de drenaje del pozo

4. Determinación de la Saturación de agua inicial

Partiendo de que este método emplea propiedades promedios, el principio estadístico usado para el cálculo de la porosidad, también es válido para la determinación de la saturación promedio inicial. Considerando que en este caso interviene el volumen poroso que es igual a: ∅ ihiAi.

Saturación inicial de agua ponderada por volumen poroso

Swi=∑

i

n

Swi∅ iAihi

∑i

n

Aihi∅ i(Ec .18)

Saturación inicial de agua promedio

Swi=∑

i

n

Swi

∑i

n

n(Ec .19)

Donde:

Swi: saturación inicial del agua en cada pozo.

n: número de pozos.

hi: espesor de arena del pozo.

Ai: Área de drenaje del pozo.

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Φ: Porosidad de cada pozo.

5. Determinación Factor Volumétrico del Gas

Esta es una propiedad del gas que relaciona su volumen a nivel de yacimiento a determinada presión y temperatura, con respecto al volumen que ocuparía en la superficie, es decir, condiciones normales. Entonces:

Otambién:

Estas ecuaciones parten del principio donde:

Bg= Vg@ P y TVg@14,7 lpca y 520° R(cn)

En donde Vg @ cn y Vg @ P y T es obtenido de la ecuación de los gases ideales con la intervención del factor de compresibilidad Z. Como se puede ver, para calcular Bg es necesario contar con un valor de Z, el cual es posible calcularlo por el método de standing siempre y cuando se cuente con la gravedad específica del gas.

Las ecuaciones para la determinación de Psc y Tsc según Standing a partir de la gravedad específica del gas son las siguientes:

Gas pobre

Psc=677+15 γ g−37.5 γ g2 para γ g<0.75(Ec .22)

Tsc=168+325 γ g−12.5 γ g2 paraγ g>0.75(Ec .23)

Gas rico

Bg=0 .02827 zTP ( PCY

PCN )(Ec .20)

Bg=0.00504zTP ( BY

PCN )(Ec .21)

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Psc=706−51.7 γ g−11.1 γ g2 para γg<0.75(E c .24 )

Tsc=187+330 γ g−71.5 γ g2 para γg>0.75(Ec .25)

Sabiendo que: γg=Mg28.96

También es posible obtener la presión y temperatura seudocrítica o temperatura y presión crítica promedio molar de la mezcla de hidrocarburos a partir de su composición, esto gracias a la reglan de Kay:

Psc=∑i=1

n

Y i Pci(Ec .26)

Donde:

Psc: presión seudocrítica de la mezcla de hidrocarburos, lpca.

Tsc: temperatura seudocrítica de la mezcla de hidrocarburos, °R.

Pci: presión crítica del componente i, lpca. (Valores tabulados)

Tci: temperatura crítica del componente i, °R.(Valores tabulados)

Yi: fracción molar del componente i en la mezcla.

Si se encuentran presentes hidrocarburos del C7 en adelante, estos se trataran como un solo compuesto (C7

+¿¿o seudocomponente), la presión y temperatura seudocríticas del seudocomponente se determina por las ecuaciones a continuación:

TscC 7+¿=608+364 log¿ ¿¿

PscC7+¿=1188−4.31 log ¿¿¿

Tsc=∑i=1

n

Y iTc i(Ec .27)

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Como es común, además de hidrocarburos del C7 en adelante, el gas natural posee impurezas tales como CO2 , H2 S, H2 O y N2 .Razón por la cual la Tsc y Psc de una mezcla de hidrocarburos es necesario corregirse por presencia de impurezas y seudocomponentes, esto se hace a partir de Carr- Kobayachi y Burrows (con %N2 mayor o igual a 2):

Donde:

YN2 , YCO2, YH2S : fracción molar del N2 , CO2 y H2 S respectivamente

Psc)c y Tsc)c: presión y temperatura seudocríticas corregidas

Psc)sc y Tsc)sc: presión y temperatura seudocríticas sin corregir calculados.

Carr, kobayashiy Burrows no fueron los únicos investigadores que dieron a conocer ecuaciones para corregir un gas natural que contenga impurezas y seudocomponentes, tambien se cuenta con el método de Wichert y Aziz , (con %N2 menor a 2) el cual es:

Psc¿¿c=Tsc ¿c Psc ¿¿c¿

Tsc ¿c+B(1−B)∈¿(Ec .33)

∈=120¿)+15(B0.5−B4¿ (Ec .34)

A= YCO2 +YH2S , fracción.(Ec .35)

B= YH2S, fracción.(Ec .36)

Donde:

Psc¿¿c=Psc¿¿sc−166Y N 2+440Y CO 2+600Y H 2O(Ec .30)

Tsc ¿¿c=Tsc ¿¿sc−250Y N 2+83.3Y CO 2+130Y H 2O(Ec .31)

Tsc ¿¿c=Tsc ¿¿sc−∈(Ec .32)

29


Tsc ¿¿c=¿Temperatura seudocrítica corregida, °R.

Psc¿¿c=¿ Presión seudocrítica corregida, lpca.

Tsc ¿¿sc=¿ Temperatura seudocrítica sin correguir, °R.

Psc¿¿sc=¿ Presión seudocrítica sin correguir, lpca.

∈, A y B= Parámetros de correlación.

Ya conocidas las ecuaciones de Tsc y Psc o Tsc)c y Psc)c, según sea el caso, es importante dar a saber que todos los métodos sencillos de cálculo de Z se basan en el principio de Estados Correspondientes de Van Der Waals, el cual establece: dos sistemas (mezclas de hidrocarburos) tienen propiedades similares a determinadas condiciones correspondientes, con referencia a cierta propiedad base, tal como las condiciones críticas. Para el caso de gases, se emplea como condición correspondiente, la presión y temperatura reducidas. Es decir, todos los gases tienen el mismo factor de compresibilidad a iguales condiciones de temperatura y presión reducidas.

Donde:

Pr: presión reducida

Tr: temperatura reducida

Pc: presión crítica absoluta del gas, lpca

Tc: temperatura crítica absoluta del gas, °R

T: temperatura absoluta del sistema, °R

P: presión absoluta del sistema; lpca.

Kay adoptó el principio de los estados correspondientes de la siguiente forma: ¨ A las mismas condiciones de presión y temperatura seudoreducidas, todas las mezclas de

Tr= TTc

(Ec .37) Pr= PPc

(Ec .38)

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componentes de hidrocarburos parafínicos tienen el mismo factor de compresibilidad. Razón por la cual es posible contar con las siguientes ecuaciones:

Con los valores de Tsr y Psr y la gráfica de Standing y Katz se intersecta Z y ese es el último termino necesario para determinar el Bg y posteriormente el GOES. El método de Standing y Katz ha sido significativamente aceptado en la industria del petróleo por su sencillez al momento de ejecutar los cálculos y por arrojar una exactitud dentro de un 3% en relación a los valores experimentales de Z.

Adicionalmente a esto, dicho método tiene las siguientes limitaciones:

La mezcla debe ser rica en metano (C1 mayor a 80%). El gas no debe poseer compuestos pesados e intermedios en gran proporción. El gas no debe tener hidrocarburos aromáticos. Si el gas tiene un 20% de N2 el error alcanzaría el 4% aproximadamente. La presencia de CO2 produce un error en el cálculo de Z igual al porcentaje de CO2

en la mezcla. No arroja buenos resultados a presión y temperatura igual a las críticas. Se puede utilizar para hallar Z hasta presiones de 10000 lpc.

Psr= PPsc

(Ec .40)Tsr= TTsc

(Ec .39)

31


Figura 12.Correlación de Standing y Katz.

32


Líneas (ft) Espesor (ft) Área (acres) Porosidad (%) Swi (%)

0-65 (base) 65 180 15 12

65-80 15 100 20 15

80-90 10 80 15 20

90-105 (tope)

15 20 18 15

Ecuación del Goes:

,Área Área Encerrada Razón de Área (Ai/Ai-1)

A1 180 -

A2 100 100/180=0.55

A3 80 80/100=0.8

A4 20 20/80=0.25

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V1= 0

VT=Vb=V2+V3+V4=2100+900+700= 3700 acres-pies.

Cálculo de Swi:

34


Cálculo de Bg:

Con los valores de Tsr y Psr se obtiene Z y con dicho Z se calcula Bg. Por la gráfica de Standing, el factor de comprensibilidad del gas resultó ser: 0.9.

35


Gráfica de Standing

36


SE PROCEDE A ITRODUCIR LOS VALORES EN LA ECUACION.

37


38


Es asumible, en este caso, que la fracción molar de N2 es menor al 2%, asi que:

B= 0.0316 A=0.0316

Con los valores de Tsr y Psr se obtiene Z y con dicho Z se calcula Bg. Por la gráfica de Standing, el factor de comprensibilidad del gas resultó ser: 0.87.

39


CONCLUSIONES

1. El cálculo de reservas por el método volumétrico arroja valores aproximados al real, sabiendo que, emplea propiedades promedio.

2. El GOES volumétrico nos da una idea de las reservas presentes en el yacimiento a pesar de no ser exacto.

3. Es necesaria una buena interpretación geológica para poder llevar a cabo este método.

4. Para obtener valores más exactos de porosidad y saturación de agua inicial, se deben usar las ecuaciones de promedio ponderado por volumen ya que, arrojan valores más reales.

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BIBLIOGRAFÍA

1. Ing. Gregorio J. Bruzual. “Caracterización Física de Yacimientos”. Agosto 2007.

2. Ing. Jesús E. Manucci V. “Caracterización Energética de Yacimientos”.

3. Efraín E. Barberii. “Yacimientos de Hidrocarburos”. Fondo Editorial del Centro de Educación y Desarrollo (FONCIED). Caracas, septiembre de 2001.

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