sábado, 23 de enero de 2010

Pruebas CCE y Pruebas CVD

Pruebas CCE (Constant Composition Expansion)
Este tipo de prueba es utilizado en la industria para determinar entre otras cosas el volumen total de hidrocarburo como función de la presión, factores de compresibilidad de la fase gaseosa y presión de burbujeo, dichas pruebas son realizadas en muestras de gas condensado o de crudo y se basan en la simulación de configuraciones de presión y volumen de las muestras dentro del yacimiento.
El proceso CCE consiste en colocar una muestra recombinada representativa de los fluidos en el yacimiento y calentar la misma a temperatura de yacimiento, la muestra a dichas condiciones se comprime entre 500 y 1000 lpc por encima de la presión de yacimiento. Luego el contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. La celda es agitada hasta que se da el equilibrio en la muestra. La presión de rocío se determina visualizando el momento en que comienza a formarse en la celda la condensación retrograda. Se observara en este punto el enturbamiento de la fase gaseosa, el cual al transcurrir el tiempo desaparece debido a que las gotas se depositan en la parte inferior de la celda.


Pruebas CVD (Constant Volume Depletion)
Este proceso consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, donde el volumen gas + liquido permanecerá constante al finalizar cada desplazamiento. El gas que se retira de la celda a presión constante es llevado a un laboratorio donde se mide su volumen y le es determinada la composición. El factor de compresibilidad (z) del gas retirado y de la mezcla bifásica remanentes en la celda así como el volumen depositado en el fondo de la celda se determinan para cada paso de presión. Este proceso se realiza hasta lograr la presión de abandono.


Las principal desventaja de este métodos es lo pequeño de la muestra recombinada inicial, de tal manera que un error de medida en las muestras de gas y líquido introduce errores muy grandes en la extrapolación de los resultados de laboratorio al campo.

Bibliografia:

* http://www.scribd.com/doc/24632660/Balance-de-Materiales-en-Yacimientos-de-Gas

* Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesos Angel Da Silva, Universidad Central de Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Herramientas Petrofísica


1.- ARI
Imagen de Resistividad Azimutal; es una herramienta de nueva generación del laterolog, hace medidas direccionales profundas alrededor de la perforación con una resolución vertical de 8 pulgadas. Usando 12 electrodos acimutales se incorpora en un arsenal dual del laterolog, la herramienta de ARI proporciona medidas orientadas profundas de las docenas resistencias mientras que retención de las lecturas profundas y de bajas estándar. Una medida auxiliar muy baja se incorpora para corregir completamente las resistencias acimutales para el efecto de la perforación. Durante la perforación, la formación se representa como imagen de la resistividad azcimutal.

La herramienta de Imágenes ARI es un buen complemento de estudio porque su sensibilidad a las características de la formación va más allá del muro de perforación.

* Modo principal de operaciones: La corriente emitida por cada uno de los electrodos, es disponibles en tiempo real. Además, las mediciones convencionales “laterolog” profundas y superficiales (LLD y LLS) están disponibles.
Una copia de seguridad, el modo pasivo, fue concebida para los casos en que la resistividad de lodo está por encima de 2 ohm-m o en un caso en que los bucles de circuito acimutal de electrodos fallan. Si uno de los 12 circuitos acimutal falla mientras la herramienta está funcionando en el modo activo, los bucles restantes no pueden funcionar adecuadamente. En el modo pasivo, si un canal falla no afecta a los canales restantes.
La herramienta se puede cambiar en el fondo del pozo de un modo a otro por el comando de software. La curva lee casi tan profundamente en la formación como una curva profunda LLD laterolog.

* Mediciones auxiliares: Las mediciones de resistividad acimutal son sensibles a la herramienta eccentering en el pozo y la forma de la perforación irregular. Para corregir estos efectos, un auxiliar de medición simultánea se realiza con la matriz a una frecuencia de 71 kHz, lo que es suficientemente alta para evitar interferencias con el 35-Hz De los bucles de control.
La medición auxiliar es muy poco profunda, con una estrecha ruta de acceso actual a la herramienta y la mayoría de la corriente de retorno a la A2, cerca del electrodo de matriz acimutal

Datos arrojados por la herramienta ARI:

* Saturación de la formación: La nitidez de enfoque de la medición LLhr permite evaluar cuantitativamente las formaciones laminadas de hasta 8 pulgadas de espesores, lo que asegura que no pase por alto ningún hidrocarburo y guía la selección de las corridas de los registros subsecuentes.

* Fracturas: La respuesta de cada uno de los 12 registros de resistividad ARI está muy influenciadas por las fracturas conductivas llenas de fluidos. Además, cada traza del registro queda modificada según su posición y orientación con relación a la fracturas. Las fracturas profundas pueden ser identificadas claramente y se diferencian de las grietas superficiales inducidas por la perforación a las cuales la herramienta es insensible.

* Heterogeneidad de la formación: La resistividad promedio puede ser fuertemente afectada por la heterogeneidad de la formación. En estos casos las imágenes acimutales de la herramienta ARI ayudan a interpretar el registro de resistividad.

* Resistividad en los estratos inclinados: Los electrodos ARI colocados en sentido del buzamiento de la formación apenas se ven afectados por la anisotropía de las capas aparentemente inclinadas. Estas lecturas proporcionan una medición de resistividad mucho más precisa en formaciones inclinadas delgadas.

* Pozos horizontales: Las mediciones convencionales profundas no revelan evidencias de perturbación de un estrato cercano. Las mediciones individuales de la herramienta ARI permiten determinar e identificar los estratos vecinos. Esta es una valiosa información para los pozos horizontales.


2.- FMI
Microfilmador del Paso total de Formación, proporciona imágenes de la formación de micro resistividad en el lodo base agua. Este es el enfoque preferido para determinar la remuneración neta en los sedimentos laminados de entornos de sedimentación fluvial y turbiditas.
Por medio de la herramienta FMI, se puede conocer las características geológicas dentro de la formación, y con ello comprender la estructura del yacimiento y determinar si existe fractura dentro del mismo.
El entendimiento de la estructura interna de las rocas yacimiento es necesario para los geólogos e ingenieros de yacimiento.

Las características finas de la formación asociadas a los cambios locales en la porosidad y en la permeabilidad pueden ser reflejadas con los instrumentos basados en principios eléctricos. La exactitud de la descripción proporcionada por la imagen se relaciona con la resolución del sensor. El reconocimiento y la interpretación de los detalles finos de la roca son altamente dependientes del grado de la imagen y de la correlación con otras observaciones.
Una mejor comprensión de la estabilidad de la perforación puede ahorrar millones de dólares durante el desarrollo del campo.

Beneficios:
* En primer lugar, las fracturas bien fotografiadas facilitan la interpretación de la intensidad de la fractura. Las fracturas abiertas naturales son esenciales para el éxito de la operación en la mayoría de las cuencas. La orientación de las fracturas con respecto a las tensiones horizontales y la fractura de minerales de relleno son críticos para la predicción de la productividad de la operación.

* En segundo lugar, la interpretación de la perforación inducida por las fracturas y la ruptura de la perforación indica la orientación y la magnitud relativa de la que hace hincapié en el subsuelo.

* En tercer lugar, las imágenes pueden ser utilizadas en la planificación de la trayectoria del pozo. Pozos Desviado cruzan más fracturas si están perforados perpendicular al conjunto de la fractura dominante, y estas fracturas pueden ser orientadas a partir de imágenes FMI en un pozo cercano.

* En cuarto lugar, las imágenes FMI pueden cuantificar permeabilidad del yacimiento.

* Por último, las imágenes FMI pueden orientar la toma de núcleos convencionales y los flancos, además proporcionar datos de alta resolución en zonas donde la recuperación de muestras es pobre.



Bibliografía:

martes, 19 de enero de 2010

Yacimientos Geotérmicos


La energía geotérmica es aquella energía que puede ser obtenida por el hombre mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. El calor del interior de la Tierra se debe a varios factores, entre los que cabe destacar el gradiente geotérmico, el calor radiogénico, etc.
Geotérmico viene del griego geo, "Tierra", y thermos, "calor"; literalmente "calor de la Tierra".


Tipos de fuentes geotérmicas

Se obtiene energía geotérmica por extracción del calor interno de la Tierra. En áreas de aguas termales muy calientes a poca profundidad, se perfora por fracturas naturales de las rocas basales o dentro de rocas sedimentarios. El agua caliente o el vapor pueden fluir naturalmente, por bombeo o por impulsos de flujos de agua y de vapor (flashing). El método a elegir depende del que en cada caso sea económicamente rentable.
En la mayoría de los casos la explotación debe hacerse con dos pozos (o un número par de pozos), de modo que por uno se obtiene el agua caliente y por otro se vuelve a reinyectar en el acuífero, tras haber enfriado el caudal obtenido. Las ventajas de este sistema son múltiples:

* Hay menos probabilidades de agotar el yacimiento térmico, puesto que el agua reinyectada contiene todavía una importante cantidad de energía térmica.
* Tampoco se agota el agua del yacimiento, puesto que la cantidad total se mantiene.
* Las posibles sales o emisiones de gases disueltos en el agua no se manifiestan al circular en circuito cerrado por las conducciones, lo que evita contaminaciones.

Tipos de yacimientos geotérmicos según la temperatura del agua

Para que exista un yacimiento geotérmico, se necesitan varios parámetros: una capa compuesta de una cobertura de rocas impermeables; un depósito, o acuífero, de permeabilidad elevada, entre 300 y 2000m de profundidad; una falla, es decir, rocas fracturadas que permitan una circulación de fluidos mediante convección; y una fuente de calor magmática (a profundidades entre 3 y 10 km con temperaturas que oscilan entre 500 a 600ºC), necesaria para la transferencia de calor desde la fuente a la superficie.


* Energía geotérmica de alta temperatura: La energía geotérmica de alta temperatura existe en las zonas activas de la corteza. Esta temperatura está comprendida entre 150 y 400 °C, se produce vapor en la superficie y mediante una turbina, genera electricidad. Se requieren varias condiciones para que se dé la posibilidad de existencia de un campo geotérmico: una capa superior compuesta por una cobertura de rocas impermeables; un acuífero, o depósito, de permeabilidad elevada, entre 0,3 y 2 km de profundidad; suelo fracturado que permite una circulación de fluidos por convección, y por lo tanto la trasferencia de calor de la fuente a la superficie, y una fuente de calor magmático, entre 3 y 15 km de profundidad, a 500-600 °C. La explotación de un campo de estas características se hace por medio de perforaciones según técnicas casi idénticas a las de la extracción del petróleo.

* Energía geotérmica de temperaturas medias: La energía geotérmica de temperaturas medias es aquella en que los fluidos de los acuíferos están a temperaturas menos elevadas, normalmente entre 70 y 150 °C. Por consiguiente, la conversión vapor-electricidad se realiza con un rendimiento menor, y debe explotarse por medio de un fluido volátil. Estas fuentes permiten explotar pequeñas centrales eléctricas, pero el mejor aprovechamiento puede hacerse mediante sistemas urbanos reparto de calor para su uso en calefacción y en refrigeración (mediante máquinas de absorción)

* Energía geotérmica de baja temperatura: La energía geotérmica de temperaturas bajas es aprovechable en zonas más amplias que las anteriores; por ejemplo, en todas las cuencas sedimentarias. Es debida al gradiente geotérmico. Los fluidos están a temperaturas de 50 a 70 °C.


* Energía geotérmica de muy baja temperatura: La energía geotérmica de muy baja temperatura se considera cuando los fluidos se calientan a temperaturas comprendidas entre 20 y 50 °C. Esta energía se utiliza para necesidades domésticas, urbanas o agrícolas.


Aprovechamiento

Tal y como se encuentran en la Tierra los recursos geotérmicos no pueden ser aprovechados por el hombre. Para ello es necesario convertirlo en una forma de energía directamente utilizable. Esta conversión dependerá, sobre todo, del nivel térmico del recurso.
El primer paso en esta conversión es trasladar el recurso, que se encuentra a profundidades de 1,5-3 km, hasta la superficie. Esto se consigue por la presencia de un fluido que actúa de vehículo transportador de la energía. Este fluido accede a la superficie mediante los sondeos perforados por el hombre. Para cumplir su objetivo, los sondeos han de reunir las condiciones de dimensión y acabado adecuadas, de manera que duren el mayor tiempo posible, produciendo la máxima cantidad de fluido, con el menor coste de mantenimiento.
El fluido geotérmico, una vez alcanzada la superficie, se ha de someter a las transformaciones necesarias para que su energía térmica potencial pueda ser aprovechada. Los procesos empleados en la transformación dependen del nivel térmico del fluido:
* Los de alta temperatura (T > 150 ºC) se emplean para la producción directa de electricidad.
* Los de media temperatura (100ºC <>
* Los de baja temperatura (T <>
* Los de temperatura muy baja (20-30 ºC), agua caliente sanitaria y aire acondicionado con el empleo de bomba de calor.


Ventajas

* Es una fuente que evitaría la dependencia energética del exterior.
* Los residuos que produce son mínimos y ocasionan menor impacto ambiental que los originados por el petróleo, carbón...
* Sistema de gran ahorro, tanto económico como energético
* Ausencia de ruidos exteriores
* Los recursos geotermicos son mayores que los recursos de carbón, petróleo, gas natural y uranio combinados.[cita requerida]
* No está sujeta a precios internacionales, sino que siempre puede mantenerse a precios nacionales o locales.
* El área de terreno requerido por las plantas geotérmicas por megavatio es menor que otro tipo de plantas.
* No requiere construcción de represas, tala de bosques, ni construcción de tanques de almacenamiento de combustibles.

Inconvenientes

* En ciertos casos emisión de ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal.
* En ciertos casos, emisión de CO2, con aumento de efecto invernadero; es inferior al que se emitiría para obtener la misma energía por combustión.
* Contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico, amoníaco, etc.
* Contaminación térmica.
* Deterioro del paisaje.
* No se puede transportar (como energía primaria).
* No está disponible más que en determinados lugares.

Usos

* Generación de electricidad
* Aprovechamiento directo del calor
* Calefacción y ACS
* Refrigeración por absorción

Contaminación ambiental

Las centrales geotérmicas producen muy poca contaminación ambiental. Las emisiones de CO2 de una central geotérmica son aproximadamente 1/6 de las emisiones de una central térmica a gas por Kwh producido. El vapor usado por las centrales geotér-micas incluye gases incondensables tales como CO2, H2S, NH3, CH4, N2 y H2 en valores entre 2,5 y 47 gramos de contaminante por kg de vapor. El ácido sulfídrico H2S es el contaminante de mayor preocupación en las centrales geotérmicas, ya que afecta corrosivamente a los equipos eléctricos. Esto, se soluciona haciendo uso de sistemas de extracción de gases, además de considerar grados de protección adecuados para las celdas, estañado en los conec-tores, uso de conductores de aluminio en lugar de cobre, lavado periódico de los aisladores o, en su defecto, pintado de éstos con una pintura del tipo polimérica.

Bibliografía:
* http://www.igme.es/internet/Geotermia/Los%20yacimientos%20geot%E9rmicos.htm
* http://www.emb.cl/electroindustria/articulo.mv?xid=307&rank=1



jueves, 10 de diciembre de 2009

Clase 7. Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas


Gases Ideales
El Gas Ideal, es aquel que cumple estrictamente con las leyes enunciadas por Boyle, Charles; etc. y el principio de Avogadro.
* Ley de Boyle-Mariotte: También llamado proceso isotérmico. Afirma que, a temperatura y cantidad de materia constante, el volumen de un gas es inversamente proporcional a su presión:
* Ley de Charles y Gay-Lussac: En 1802, Louis Gay Lussac publica los resultados de sus experimentos, basados en los que Jacques Charles hizo en el 1787. Se considera así al proceso isobárico para la Ley de Charles, y al isocoro (o isostérico) para la ley de Gay Lussac.
* Ley de Avogadro: La Ley de Avogadro fue expuesta por Amedeo Avogadro en 1811 y complementaba a las de Boyle, Charles y Gay-Lussac. Asegura que en un proceso a presión y temperatura constante (isobaro e isotermo), el volumen de cualquier gas es proporcional al número de moles presente, de tal modo que:
Los científicos crearon un modelo de Gas Ideal. Los supuestos relativos a este son los siguientes:
* Todas las moléculas del gas ideal, tienen las mismas masas y se mueven al azar. Las moléculas son muy pequeñas y la distancia entre las mismas es muy grande. Entre las moléculas, no actúa ninguna fuerza, y en el único caso en que se influyen unas a otras es cuando chocan.
* Cuando una molécula choca con la pared del continente o con otra molécula, no hay pérdida de energía cinética. La fuerza gravitatoria, que ejerce la tierra sobre las moléculas, se considera despreciable por lo que a su efecto sobre el movimiento de las moléculas se refiere. Las moléculas se mueven a tal velocidad que chocan con la pared del continente o entre sí antes de que la gravedad pueda influir de modo apreciable en su movimiento.
La ecuación que describe normalmente la relación entre la presión, el volumen, la temperatura y la cantidad (en moles) de un gas ideal es:
PV=NRT
Donde:
P = Presión
V =Volumen
N= Moles de Gas.
R= Constante universal de los gases ideales .
T= Temperatura absoluta

Gases Reales
Haciendo una corrección a la ecuación de estado de un gas ideal, es decir, tomando en cuenta las fuerzas intermoleculares y volúmenes intermoleculares finitos, se obtiene la ecuación para gases reales, también llamada ecuación de Van der Waals:

Donde:
P = Presión del gas ideal
V = Volumen del gas ideal
n = Moles de gas.
R = Constante universal de los gases ideales
T = Temperatura.
a y b= son constantes determinadas por la naturaleza del gas con el fin de que haya la mayor congruencia posible entre la ecuación de los gases reales y el comportamiento observado experimentalmente.

* Factor de compresibilidad Z : Es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se puede tomar como ideal.
La desviación de un gas respecto de su comportamiento ideal se hace mayor cerca del punto crítico.
Remitiéndonos a la sección de gases ideales tenemos:
PV=RT
Introduciendo el factor de corrección Z:
PV=ZRT
Por lo tanto:
Z= PV/RT
El factor Z también se puede entender como:
Z=Vactual/Videal

Donde
Vactual: volumen específico que se tiene del gas.
Videal: volumen específico del gas tomado de la ec. de gas ideal.
Videal= RT/P
Si el valor de Z es igual a 1 esto indica que el gas se comporta como ideal. Si el valor de Z es mayor o menor que 1 el gas se comporta como un gas real. Mientras mas grande sea la desviación del valor de Z con respecto a 1, mayor es la desviación del comportamiento respecto al comportamiento ideal del gas.

*Normalización de la temperatura y la presión
Los gases se comportan de forma similar a temperaturas y presiones normalizadas respecto a sus temperaturas y presiones críticas. Es decir, Z es aproximadamente igual a la misma presión y temperatura reducidas para todos los gases.
Z = f(Psr, Tsr)

Donde:
Psr = P / Psc = Presión Pseudoreducida
Tsr = T / Tsc = Temperatura Pseudoreducida
Psc, Tsc = Presión y Temperatura Pseudocríticas del gas
P, T = Presión y Temperatura absoluta

Cada mezcla de hidrocarburo está compuesta por una determinada fracción molar de determinados componentes de hidrocarburos. De ésta forma:
Psc = ΣPciYi
Tsc = ΣTciYi

Donde:
Yi = Fracción molar del componente i.
Standing y Katz desarrollaron un gráfico y este es el gráfico más utilizado para la determinación del factor de compresibilidad, es en el que se puede determinar el factor de compresibilidad de una mezcla de hidrocarburos a partir de las condiciones pseudoreducida de la mezcla.


Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales

*
Factor Volumétrico de Formación del gas (βg)
βg = Vgcy/Vgsc
Sustituyendo en la Ecuación de los Gases Reales
βg =Z TPsc → βg =Z T(14,7) → βg =0,00504ZT
TscP (520)P P

* Balance del Volumen Original
Gp= G – G (βgi/βg)

* Balance de Volumen de Poros disponibles
Vf = Vi – We + Wpβw
* Balance Molecular
Np = Ni – Nf
N = PV/ZRT → Ni= PiVi/ZiRTy → Nf= PfVf/ZfRTy → Np= PscGp/RTsc

Ecuación General de Balance de Materiales para yacimientos de gas
PscGp/Tsc = (PiVi/ZiTy) - Pf(Vi – We + Wpβw)/ ZfTy
* Para yacimientos volumétricos de gas
Gp= Tsc/Psc (PiVi/ZiTy-PfVi/ZfTy)=(TscPiVi/PscZiTy)-(TscVi/PscTy) Pf/Zf
Donde
(TscPiVi/PscZiTy) = b (TscVi/PscTy)= m
Se puede notar que la EBM toda la forma de la ecuación de una recta
Gp=b- m(Pf/Zf)
Esta Ecuación se puede representar gráficamente
* Para yacimientos de gas con influjo de agua
Gpβg+Wpβw= G(βg-βgi)+We
Si F=Gpβg+Wpβw y Eg=(βg-βgi)
La EBM tomaría la forma: F=GEg+We
Esta Ecuación se puede representar gráficamente

* Conversión de Líquido producido por condensación de gas
Partiéndo de la ecuación de estado de los gases reales, y con ciertos manejos matemáticos
Vce=132990GEo/PMo


Bibliografía:

* Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesos Angel Da Silva, Universidad Central de Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

viernes, 4 de diciembre de 2009

Clase 6.Reservas


Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación.

* Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.
El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:
(1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y
(2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

*Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.


* Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables.
En general, las reservas probables pueden incluir:
(1) Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas,
(2) Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área,
(3) Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado,
(4) Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa, cuando
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas alta que el área probada.,
(6) Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento, cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en reservorios análogos, y
(7) Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

* Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir:
(1) Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada como probable,
(2) Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.,
(3) Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica,
(4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando
(5) Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada.
Para la determinación de Reservas, se usan dos mètodos:

* Método determinístico: Si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos.

En este caso se refiere al cálculo de hidrocarburos presentes en un yacimiento usando la ecuación del método volumetrico, con todos los parámetros basados en promedios, con el fin de obtener un valor único de cada propiedad.

Para el caso de Yacimietos de Petróleo:

Donde:

N= POES (Petróleo original en sitio) [BN].
A= Área del yacimiento [Acres]

h= Espesor de la roca yacimiento [pies].
Ф= Porosidad promedio de la roca yacimiento [Adim.].
1- Sw = Saturación de petróleo inicial promedio, [Aim.].
Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo [BY/BN].


Para el caso de yacimientos de Gas:
Donde:
G= GOES (Gas original en sitio) [PCN].

A= Área del yacimiento [Acres]
h= Espesor de la roca yacimiento [pies].
Ф= Porosidad promedio de la roca yacimiento [Adim.].
Sg = Saturación de gas inicial promedio, [Aim.].
Bgi = Factor volumetrico de formación inicial del gas [BY/BN].


* Método probabilístico: Cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas.
Para el análisis de este tipo, se aplica el Método de Monte Carlo, el cual como herramienta de investigación, proviene del trabajo realizado en el desarrollo de la bomba atómica durante la segunda guerra mundial en el Laboratorio Nacional de Los Álamos en EE.UU. Este trabajo conllevaba la simulación de problemas probabilísticos de hidrodinámica concernientes a la difusión de neutrones en el material de fusión, la cual posee un comportamiento eminentemente aleatorio.

Con la aplicación de este método, se obtendrá una función de distribución acumulada del valor del POES y el GOES, la distribución fácilmente puede ser convertida, en una curva de frecuencia acumulativa que puede ser probada al azar.
La repetida selección hecha al azar de valores y sus probabilidades de cada juego de variables independientes, conduce al cálculo de un número grande de estimaciones volumétricas. Para tal fin se debe realizar una distribución de probabilidad para cada uno de los parámetros involucrados en la ecuación del método volumetrico.
Se repetirá una y otra vez el proceso obteniendo en cada cálculo un valor de N ó G, para finalmente hacer una gráfica de frecuencia acumulada Vs. N ó G. Del gráfico se puede deducir la probabilidad de que el valor del POES sea menor ó mayor a un valor entre 0 y 100% .
Gráfica de frecuencia acumulada Vs. N




En general para llevar a cabo cualquier ejercicio de revisión de reservas de petróleo, se deben tomar en cuenta algunos aspectos fundamentales como:
* La actividad de exploración asociada al descubrimiento de nuevos campos y yacimientos petrolíferos.
* Las definiciones de crudo convencional y no convencional, para considerar reservas probadas.
* El Factor de Recobro (FR) determinante para estimar las cifras de reservas.
* Los efectos de la inactividad creciente de pozos en el recobro de las reservas remanentes.
* Todo lo que esté relacionado a las reservas no desarrolladas en aquellas áreas agotadas en más de un 50%.
* La relación entre la producción y las reservas en los efectos de planificación.


Teoría del pico de Hubbert
Marion King Hubbert (
5 de octubre de 190311 de octubre de 1989) fue un geofísico que trabajó para el laboratorio de investigación de la compañía Shell en Houston, Texas. Realizó diversas contribuciones a los campos de la geología y geofísica, especialmente la teoría del pico de Hubbert, que tiene importantes connotaciones políticas.
La teoría del pico de Hubbert, también conocida como cenit del petróleo, petróleo pico o agotamiento del petróleo, es una influyente teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del
petróleo, así como de otros combustibles fósiles
. Predice que la producción mundial de petróleo llegará a su cenit y después declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico.
Aún siendo controvertida, esta teoría es ampliamente aceptada entre la comunidad científica y la industria petrolera.


Una curva de producción del petróleo, como sugirió originalmente M. King Hubbert en 1956.


Implicaciones del pico del petróleo:
La llegada del pico del petróleo provocaría una escasez de dicho recurso. Pero esta escasez sería diferente a todas las sucedidas en el pasado ya que sus causas serían muy distintas. Los anteriores períodos de escasez tuvieron más que ver con razones políticas que con problemas reales en la extracción de los recursos. Esta vez, en cambio, el motivo fundamental será la falta de crudo suficiente para abastecer a toda la demanda. Los efectos y la gravedad de dicha escasez dependerán de lo rápido que decrezca la producción y de si se adoptaron medidas preventivas para adaptar la sociedad al uso de energías alternativas. Pero puede que esas alternativas ni siquiera lleguen a tiempo. En ese caso todos los productos y servicios que requieran el uso de petróleo escasearán disminuyendo el nivel de vida de todos los países. Los escenarios futuros van desde un más que probable colapso de la sociedad industrializada hasta los que afirman, no sin cierta fe en ello, que la economía de mercado
o las nuevas tecnologías resolverán el problema.


Bibliografía:

*http://yacimientos-de-petroleo.blogspot.com
*http://es.wikipedia.org

jueves, 5 de noviembre de 2009

Clase 5. Análisis de Balance de Materiales


Para estimar el valor de POES y GOES, es necesario tener datos de la Historia de Producción einección; el comportamiento de la presión vs tiempo y datos PVT. Esta estimación debe tener presentos lo siguintes factores:

1. Mínimos Cuadrados: Es un procedimieno matemáico que permite deerminar la curva que mejor ajusta un conjunto de puntos. Para un ajuste lineal, este prcedimiento permite obtener los coeficientes de la ecuación de una linea recta.

Yi = a + bXi

Las condiciones para minimizar esta función están dadas por las derivadas parciales de R en función de a y b

R=∑(Yi - bxi)2, donde δR/ δa= 0 y δR/δb=0
a = (∑Yi - b∑Xi) / n
b = (n∑YiXi - ∑Yi∑Xi ) / (n∑XiXi- ∑Xi∑Xi )

2. Factores de Incertidumbre:

* Datos PVT: Temperatura, relación Gas-Petróleo inicial, gravedad del gas, gravedad del petroleo
* Datos de Presión: Errores de medición errores de estimación de promedios
* Historia de Producción: Petroleo producido, gas producido, agua producida
* Mecanismos de empuje

Métodos de Predicción

* Método de Schilthuis: Este método toma como consideraciones que el yacimiento es volumétrico y está saturado y su presión inicial es la presión de burbuja. Para poder ser aplicado, es necesario conocer las propiedades de los fluidos para cada valor de presión; la presión y temperatura inicial de yacimiento, POES, saturación de agua, relación de permeabilidades.

Procedmiento de solución al Método se Schilthuis

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las que se va a trabajar.
2. Asumir un valor de ΔNp/N
3. Calcular la producción de petróleo Np/N:
Np/N = ∑(Np/N)i
4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés:
Sl= Sw + (1-Sw)(1-Np/N)βo / βob
5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades
Kg/Ko = (1-S*)(1-S*2)/S*4
S*= S0/ (1-Sw)
6. Calcular la Relación Gas-Petróleo instantánea:
Ri= Rs + (Kgµoβo/Koµgβg)
7. Calcular el incremento de la Producción de Gas:
ΔGp/N=ΔNp/N(Riant + Riact)/2
8. Calcular la Producción de Gas acumulada para la presión de interés:
Gp/N = ∑(Gp/N)i
9. Calcular la Relación Gas-Petróleo de Producción:
Rp=Gp/Np
10. Con los valores de Rp yNp/N, calcular:
1= Np/N(βt + βg(Rp-Rsb))/βt-βob
Para considerar que el procedimento es correscto, el valor debe ser cercano a 1, sino se debe
comenzar de nuevo desde el paso 2.
11. Determinar el valor de Np a partir del Np/N asumido
12. Pasar al siguiete valor de presión, comenzando desde el paso 1


* Método de Tarner: El método básicamente consiste en suponer un valor del petróleo producido (Np) y resolver simultáneamente la ecuación de balance de materiales (EBM) y la ecuación de relación gas-petróleo (RGP) para así obtener dos valores del gas producido (Gp) y compararlos de manera de poder determinar si la suposición asumida en principio era correcta o no. Con los cálculos consecutivos se aproxima al valor real.

Procedimiento de Solución al Método de Tarner:

1. Asumir una presión P por debajo de la presión inicial conocida, P*.
2. Suponer un volumen de producción de petróleo (Np) correspondiente a la presión P.
3. Calcular el gas producido (Gp) mediante la EBM.
Gp1=N[(Rsi-Rs) - (ßoi-ßo/ßg] - Np(ßo/ßg - Rs)
4. Calcular Saturación de petróleo
So = (1-Sw)(1-Np/N)ßo/ßoi
5. Obtener el coeficiente de permeabilidades correspondiente
Kg/Ko = (1-S*)(1-S*2)/S*4
S*= S0/ (1-Sw)
6. Determinar la Relación Gas-Petróleo instantánea
Ri= Rs + (Kgµoβo/Koµgβg)
7. Calcular nuevamente la producción acumulada de gas , mediante:
Gp2= Gpi + RpromΔNp
8. Comparar los valores de Gp1 y Gp2. Si el error se encuentra dentro del margen establecido, se ha conseguido el valor de Np correspondiente a la presión, sino, comenzar de nuevo desde el paso 2.


* Método de Pirson: El método basa sus cálculos suponiendo que no existe capa de gas inicial , no hay intrusión de agua y los cálculos se fundamentan en una unidad de petróleo originalmente en sitio.

Procedimiento de Solución al Método de Pirson:

1. Determinar el grupo de intervalos de presión y el grupo de presiones sobre el cual se va a trabajar con los correspondientes datos PVT requeridos.
2. Asumir un valor de ∆Np.
3. Calcular la producción acumulada de petróleo Np
Np/N = ∑(Np/N)i
4. Determinar la saturación de petróleo para la presión en estudio.
So=(ßo/ßoi )(1-Sw)(1-Np)
5. Calcular la saturación de líquido.
Sl=Sw+So
6. Determinar el valor de la relación de permeabilidades
Kg/Ko = (1-S*)(1-S*2)/S*4
S*= S0/ (1-Sw)
7. Calcular la relación gas- petróleo instantánea.
Ri= Rs + (Kgµoβo/Koµgβg)
8. Calcular la relación gas- petróleo de producción.
Rp= (Riant - Riact)/2
9. Sustituir los valores antes encontrados en la siguiente ecuación:
∆Np= [f1(1-Np)- f2ßoi] / (ßo/ßg - Rs) + Rp
f1= (ßo/ßg - Rs) - (ßo/ßg - Rsi)
f2= (1/ßg) - (1/ßgi)
10. El valor recién calculado de ∆Np debe ser comparado con el valor de ∆Np asumido. Si la comparación tiene un minio error, se acepta el valor asumido, de lo contrario se repite el método usando el valor calculado de ∆Np.


* Método de Muskat

* Método de Tracy

jueves, 22 de octubre de 2009

Clase 4. Métodos de Linealización

Para la solución de la EBM, se ha considerado el método de Havlena Odeh y Van Everdingen como el mas sencillo; consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables.

LLamaremos F al Vaciamiento y a los diferentes necanismos de empuje E

F = Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] + Wpßw
Eo = ßo - ßoi + ßg(Rsi - Rs)
Eg = ßoi(ßg/ßgi - 1)
Efw = ßoi (CwSwi + Cf)ΔP / 1 - Swi

De esta forma, la ecuación quedaría escrita:

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We

Bajo operaciones matemáticas y asumiendo que Et = Eo + Eg + Efw, Resulta:
F = NEt + We

Se puede notar que la Ecuación obtenida es la ecuación de una recta Y = AX + B, donde A seria la Pendiente y B el punto de corte con el eje Y, de forma tal que al graficar es posible obtener dichos valores.

Casos de Estudio:

* Método de La Linea Recta

F = NEo + NEg + NEfw + We
F = N(Eo + Eg + Efw) + We
Asumiento que (Eo + Eg + Efw) = Et
F - We = NEt




* Método de la Capa de Gas

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We
F = N(Eo +Efw) + mN( Eg+Efw) + We (Eo+Efw)
Dividiendo la ecuación anterior entre (Eo+Efw)
(F - We)/ (Eo + Efw) = N + mN(Eo + Efw)



*Método del Acuífero

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We
F = NEo+ NEfw + We
Dividiendo la ecuación anterior entre (Eo+Efw)
F / (Eo + Efw) = N + We/(Eo + Efw)




Indices de Producción Según Pirson, la energia total para producir hidrocarburos es la aportada por: Empuje de Gas es Solución. Empuje por Capa de Gas y Empuje de Agua. Los índices de producción son una medida de ka contribución de cada uno de los mecanismos de producción, a la producción total del Yacimientos.

Io = N(ßto - ßti) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]
Ig = mN(ßti/ßgi)(ßg - ßgi) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]
Iw = (We - Wpßw) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]

De tal forma que
Io+ Ig+ Iw = 1

De esta forma es posible manejar la EBM en funcion de la contribución de cada mecanismo de producción individual.



Bibliografía:

- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
- Clases de Introduccion a la Ingeniería de Petróleo, Profesora Lisbeth Miranda, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.