Balance de Materiales

A continuación se muestra la Ecuación de Balance de Materiales: Por medio de la Ecuación de Balance de Materiales se puede describir cualquier yacimiento petrolífero que esté produciendo por una combinación de los mecanismos naturales de producción más importantes, estos son: Mecanismo de agotamiento o gas en solución Mecanismo de empuje de gas o expansión del casquete de gas Mecanismo de empuje de agua. Es importante conocer el porcentaje de contribución de energía que aporta cada uno de los mecanismos para planificar la estrategia de explotación de cualquier yacimiento, por lo cual Pirson planteó el concepto de Índices de Producción para yacimientos con empujes múltiples. Los índices de producción representan los diferentes mecanismos que en forma acumulada contribuyeron individualmente a toda la historia de producción del yacimiento. A partir de la EBM: Ordenando la ecuación y dividiendo entre N p (B t +(R p –R si)B g) Se obtiene: Donde: I o: Indice de Producción por agotamiento

Woods y Muskat Woods y Muskata presentaron un procedimiento de análisis de mínimos cuadrados para resolver la EBM y su aplicación para estimar el petróleo en sitio a partir de observaciones de campo. El estudio concluyó que el balance de materiales por sí mismo no puede, con seguridad, proporcionar una determinación única de las características físicas básicas del petróleo que se produce de un yacimiento. Sin embargo, el método proporciona una herramienta útil para estimar la intrusión de agua o para predecir el comportamiento futuro de un yacimiento, cuando existen datos de control determinados independientemente, tales como valores de petróleo y gas inicial en sitio. Van Everdingen, Timmerman y Mcmahon Everdingen, Timmerman y Mcmahona presentaron una forma modificada de la ecuación de balance de materiales aplicable a yacimientos con empuje parcial de agua. El mótodo combinó la ecuación de balance de materiales con la ecuación de influjo de agua de Hurst-Van Everdingen, para obtener

Coleman, Wilde y Moore Dentro de los primeros trabajos realizados acerca del tema se encuentra el de Coleman, Wilde y Moorea. Su estudio se basó en la declinación de la presión del yacimiento posterior a la producción de petróleo y gas. Presentaron una ecuación que relaciona la presión del yacimiento, la cantidad de petróleo y gas producido, la cantidad de gas en el yacimiento y las propiedades de los fluidos del yacimiento. Odd Olda expuso el uso simultáneo de la EBM y la ecuación de Hurst, aplicado al cálculo de las reservas de hidrocarburos. Estudió el comportamiento de un yacimiento de petróleo y evaluó las fuerzas naturales que actuaban en el yacimiento.Odd afirmó que un uso importante de éste método de análisis consiste en determinar el comportamiento de presión. Schilthuis Schilthuis, presentó una forma modificada de la ecuación de Coleman, Wilde y Moore. La ecuación de Schilthuis se puede describir como un balance volumétrico entre las cantidades de petróleo, gas y agua produci

Propiedades del Agua Subterránea Temperatura . En general la temperatura es muy constante hasta cerca de 100 m de profundidad, estando aproximadamente desde 1 ºC a 1,5 ºC por encima de la temperatura media del aire de la localidad. A mayores profundidades el incremento de la temperatura acompaña al gradiente geotérmico. Salinidad . En general las aguas subterráneas con dulces y aptas para el consumo humano. Pero las aguas subterráneas próximas a las costas son literalmente invadidas por aguas saladas que en algunos casos logran contaminarlas, sin embargo, en otros casos logran rechazar y hasta dominar a las aguas saladas invasoras. Características de la zona de saturación.- Geología del lugar. Presencia de poros (suelo) o intersticios o fisuras (rocas). Recarga o alimentación de las aguas. Desplazamiento o movimiento de las aguas subterráneas debido a la porosidad. Acuífero.- Es una formación geológica capaz de almacenar y transmitir agua. La presión esta en función al espesor de la

Dos incertidumbres potenciales se encuentran en la gráfica presión – profundidad, ilustrada en la Fig. 2.a y b. En el primer pozo hay una columna de crudo, pero la pregunta es, si puede levantarse una capa de gas en el yacimiento. Si Po es la presión medida en la columna de crudo y Pb la presión en el punto de burbuja, entonces el posible incremento de la profundidad en el contacto gas – aceite (GOC), ΔD puede determinarse con la relación: Si el valor calculado de ΔD localiza el GOC dentro del yacimiento, entonces, puede haber una capa de gas libre, pero esto no es seguro. En la ecuación 1, dada anteriormente se asume que el gradiente de presión en el crudo, dP/dD es constante, pero en algunos casos, especialmente en yacimientos con suficiente espesor, las propiedades PVT y por tanto, el gradiente varían con la profundidad, lo cual distorsiona los cálculos de GOC. La única manera segura de encontrar la presencia de capa de gas es perforando un pozo en la cresta del yacimiento. La Fig.

Es como se denomina a la diferencia de presión entre dos puntos. La atmósfera, al ser un fluido y no encontrarse aislado de su entorno, no es una masa homogénea y su forma varia. De esta manera la presión atmosférica se distribuye de manera desigual por la superficie de nuestro planeta. Esa diferencia entre diferentes puntos de la superficie es el gradiente. El gradiente de presión de crudo puede ser calculado como ρor/144, psi/ft. Con la combinación de un solo punto de presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de presión – profundidad, las cuales se interceptan con las líneas de gas localizadas en el contacto crudo – gas. Una de las cosas más importante de la ingeniería de yacimientos es encontrar en un área nueva la tendencia de presión profundidad en un acuífero. Ninguna oportunidad debe ser perdida para la medición de presiones en areniscas productoras de agua para establecer esta relación y determinar si el acuífero está a una presión hidrostática normal o está sobre

Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser muy pequeño, 2°, o puede ser muy empinado, 45° o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo de escurrirse buzamiento abajo. Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por inyección de gas equivaldría a que la masa de gas actuará como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tardarán mucho más tiempo en incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural. En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, la masa de agua está también sujeta a la fuerza que le imprime el buzamiento hacia abajo por lo que su desplazamiento buzamiento arriba se ve afe

Producción actual Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo. El Ministro de Energía y Petróleo informó recientemente del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obli

Mecanismos de producción: Conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución,

El petróleo original en sitio Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio (POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez) y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la producción de Venezuela hasta 2003, ochenta y seis años de explotación con pico de 3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la Faja – 914 MMMB.Las magnitudes del petróleo original en sitio de la Faja, así como sus reservas recuperables son tales, que para cualquier efecto práctico se pueden utilizar cualquiera de las arriba citadas, ya sean las que se han presentado como oficiales por los más altos representantes del Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) y de Petróleos de Venezuela (PDVSA) en sus tantas presen

• Bombeo por Cavidades Progresivas: El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator. Ventajas: - Habilidad de producir fluidos de alta viscosidad. - Buena resistencia a la abrasión. - Bajo mantenimiento y consumo de energía eléctrica. Desventajas: - Tasa de producción limitada (3000 BPD). - Levantamiento limitado (7000 pies). - Resistencia a la temperatura limitada (330 °F). Existen también otros mecanismos de empuje inducido que son los siguientes: • Inyección de Agua : Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que

Además de los mecanismos de empuje natural como lo son: Compresibilidad de la roca y de los fluidos, Liberación de gas en solución, Segregación gravitacional, Empuje por capa de gas y Empuje hidráulico; también existen otros mecanismos empleados cuando el petróleo deja de producirse naturalmente. Los métodos de levantamiento artificial más comúnmente usados para producir crudos pesados y extrapesados son: Levantamiento artificial por gas, Bombeo mecánico, Bombeo electrosumergible y Bombeo por cavidades progresivas. Levantamiento Artificial por Gas: Consiste en la inyección continua de gas a alta presión en el pozo para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Al inyectar gas al yacimiento las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas viscosas, por lo que el gas se desplaza hacia el tope de la est

Flujo Transiente Durante las primeras etapas en la producción de un pozo a tasa de flujo constante, el comportamiento de presión es esencialmente el mismo que el de un yacimiento infinito; éste es el período de flujo transiente. Si graficamos la presión del pozo contra el logaritmo del tiempo obtendremos para el período transiente una línea recta. En las primeras etapas de producción, el comportamiento de la presión puede ser descrito por la ecuación: El comportamiento de presión en ésta etapa es esencialmente el mismo que el de un yacimiento infinito. Flujo de estado Semi-Estable Si no existe flujo a través de los límites de drenaje a medida que avanza el tiempo de producción, el comportamiento de la presión comienza a desviarse del caso de yacimiento infinito; la presión comienza a decaer a una tasa mucho mayor que en el caso de yacimiento, éste período de tiempo se denomina “Transiente Tardío”. Si la compresibilidad es pequeña y constante, la tasa de disminución en la presión se vue

DUREZA Para la selección de una mecha puede establecerse que el peso de esta debe ser proporcional al diámetro y a la dureza de la formación es decir que para formaciones blandas el peso debe ser menor que para formaciones duras pero siempre tomando en cuenta la tasa de perforación. En la perforación rotatoria es muy importante conocer previamente los materiales que se van a perforar, especialmente para elegir el tipo de mecha. Para terrenos blandos, la forma cónica de los rodillos tiene pocos dientes y son largos, aumentando su número y disminuyendo su longitud a medida que aumenta la dureza del terreno. Esta evolución en el diseño va acompañada de una mayor dureza en el acero para hacerlo más resistente al desgaste. Respecto a lo antes descrito, se tiene una clasificación para las formaciones en función de su dureza: • Muy Blando : Formaciones blandas (pizarras arcillosas, margas, arcillas, caliza blanda), formaciones no consolidadas, etc. • Blando : Formaciones de dureza blanda a me

Para un pozo dado, las selecciones de una mecha de perforación se rigen por las características de la formación tales como la resistencia de la roca a la compresión, la abrasividad y la presión entre los estratos. En consecuencia, las formaciones a perforar deben estar plenamente caracterizadas. Los datos de registro del lodo de perforación y los registros obtenidos son imprescindibles y, mediante el análisis y la interpretación de estos registros, puede determinarse la tasa de perforación de una formación en particular. PERMEABILIDAD La permeabilidad determina el comportamiento del yacimiento y del pozo y esta puede ser absoluta o efectiva, horizontal o vertical. La permeabilidad se define como una propiedad de la formación, independientemente del fluido contenido en la misma. El manejo de yacimientos sería mucho más simple si la permeabilidad se distribuyera de manera uniforme, pero en la práctica las formaciones son complejas y heterogéneas, por lo tanto tienen un rango de valores c

Método de Schilthuis para predecir la producción de petróleo Cuando se descubre un yacimiento de hidrocarburos, es de vital importancia conocer la predicción de la producción de petróleo, que generará dicha acumulación de crudo. Tal predicción nos aportará información de la cantidad de crudo que se podrá extraer por medio de mecanismos naturales de producción y basados en un precio por barril de crudo, conocer como será la recuperación de la inversión a hacer para poner en marcha el yacimiento y tener conocimientos de la rentabilidad del negocio.La ecuación de balance de materiales nos proporciona una herramienta para predecir la producción de crudo para una determinada presión y se considera como un método intermedio, entre la predicción por curvas de declinación de producción y la simulación de yacimientos.La ecuación de balance de materiales está sujeta a incertidumbres e idealizaciones de algunos parámetros por ello la predicción será como valor probabilistico en vez de un valor ex

ANALISIS DE BALANCE DE MATERIALES Anteriormente se ha estudiado el uso de la ecuación de balance de materiales, la cual es una gran herramienta a la hora de calcular el petróleo original en sitio (N), los mecanismos de recobro (Io, Ig, Iw) entre otras valores de interés; todos los resultados obtenidos a partir de dicha ecuación arrastran un grado de incertidumbre por lo cual tienen o deben ser verificados para su correcta interpretación a la hora de la toma de decisiones.Esta incertidumbre se debe a distintos factores, dentro de los cuales están: 1-. Datos PVTEstos datos generan incertidumbre debido a que se realizan mediciones de temperatura, gravedad del gas y petróleo, en donde algunos de estas mediciones se realizan en el laboratorio y no a condiciones de yacimiento. 2-. Datos de presión.Al igual que los datos PVT, los errores de medición de presiones difieren mucho dependiendo de los instrumentos y mecanismos que se usen, ya que estos pequeños errores a largo plazo pueden generar

Datos Necesarios para Emplear la Ecuación de Balance de Materiales La Ecuación de Balance de Materiales está referida a un grupo de ecuaciones útiles que son derivadas del reconocimiento de la conservación de la masa. Estas ecuaciones pueden ser deducidas de la ecuación de masa de los fluidos del yacimiento que existen dentro o fuera del yacimiento en diferentes momentos en el tiempo. Sin embargo, es generalmente fácil derivar las ecuaciones por un balance volumétrico de los fluidos presentes en dicho yacimiento.Ralph L. Schilthuis en el año 1941, basándose en la Ley de la Conservación de la Masa desarrollo inicialmente la Ecuación de Balance de Materiales, en donde estableció que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales presentes en el yacimientos y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento será igual a la cantidad de fluidos producidos que están en superficie.Los cálculos que se realizan en la aplicación del Método de Schilthuis no son complicados, más sin embarg

Generalmente, la introducción de productos químicos a un pozo se encuentran precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.) para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos utilizados para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros (usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a

La recuperación asistida de reservorio saturado, consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles(figura 1). Se debe tener en cuenta que la adición de dióxido de carbono es una de las técnicas más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles son: Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo. Aumento del volumen de la fase oleica. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Existen tres tipos de inyección de dióxido de carbono que han sido descubiertas y aplicadas: 1. Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua. 2. Inyección de agua saturada con el dióxido de carbono. 3. Inyección del gas a presión elevada. Existen Diversidad de técnicas que han emergido de métodos térmicos de recup

La recuperación asistida es la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, generalmente se le considera como una producción terciaria. Inicialmente el procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, donde se utilizan los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie. En el momento que se produce una pronunciada disminución de dicha energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Si la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. A partir de éste punto se inicia el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. Es aquí, cuando el pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a ent

Reservas probables 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 co

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. En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO - lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario. Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas. Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, si cumplen: (1) Las ubicaciones son offset

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. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimient