Métodos De Cálculos De Reservas

METODOS DE CALCULOS DE RESERVA

Balance de materiales
El concepto de balance de materiales se asocia en ingeniería de yacimientos con el equilibrio volumétrico que existe en el yacimiento entre los fluidos que originalmente contiene y los que quedan en él, después de haberse producido una determinada cantidad de petróleo debido a una declinación de la presión. Generalmente la producción depetróleo origina la entrada de fluidos provenientes de una capa de gas o de un acuífero, de la expansión de los fluidos inicialmente presentes en el yacimiento y de la expansión de la roca, los cuales pasan a ocupar el espacio poroso dejado por el petróleo.
La EBM (ecuación de balance de materiales) se reconoce desde hace mucho tiempo como una de las herramientas básicas para interpretar y predecirel comportamiento de los yacimientos, utilizando para ello un modelo tipo tanque que los describe basándose en la relación que debe existir siempre en un yacimiento de petróleo y gas que produce en condiciones de equilibrio. En otras palabras, las variaciones de presión y saturación se consideran uniformes en el tiempo, pero no en posición.
La EBM se puede utilizar para:
* Estimar el petróleo(POES) y el gas (GOES) en sitio
* Estimar el tamaño de la capa de gas
* Estimar la presencia, tipo y tamaño de un acuífero
* Predecir el comportamiento de presión conociendo la historia de producción del yacimiento
* Estimar las profundidades de los contactos agua-petróleo, gas-petróleo y agua-gas
* Predecir el comportamiento futuro de los yacimientos

Ecuación de balancede materiales
N= NpBt+Rp-RsiBg-We-WpBwBt-Bti+mBtiBgBgi-1+Bti1+mCwSwc+cf1-Swc∆p
Donde
N petróleo inicial en sitio, BN
Bg factor volumétrico del gas en la formación, BY/ PCN
Bgi factor volumétrico del gas inyectado en la formación BY/ PCN
Bw factor volumétrico del agua en la formación, BY/ PCN
Bt factor volumétrico total de la formación, BY/PCN
m relación entre el volumen de gas dela capa de gas y el volumen de petróleo
∆p Caída de presión, Lpc
Rsi Solubilidad del gas a la presión inicial del yacimiento, PCN/ BN
Rp relación gas-petróleo acumulado producida, PCN/ BN
Np el petróleo acumulado producido, BN
Swc saturación de agua connata
Wp volumen acumulado de agua que ha sido producida del acuífero, BN
We volumen de agua proveniente de un acuífero que haentrado al yacimiento y se ha acumulado, BN

Curvas de declinación
El análisis de las curvas de declinación, ha sido el método más utilizado para predecir la producción de campos de petróleo y gas.
La curva típica del análisis de declinación que realiza un ingeniero de yacimientos consiste en representar en papel semilog la tasa de producción vs el tiempo y tratar de ajustar los datos enuna línea recta. Este método de análisis extrapola las observaciones de la historia de producción para estimar el comportamiento de la producción futura. Además de la tasa de producción versus el tiempo existen otros tipos de tendencias que permiten analizar las historias de producción, las cuales incluyen la tasa de producción vs petróleo acumulado, el agua acumulada vs producción de petróleo y larelación gas-petróleo vs la producción acumulada.
La estimación de las tasas de producción se realiza para los siguientes fines:
* Pronosticar las reservas remanentes
* Planificar a largo plazo las operaciones
* Estimar algunas propiedades
* Calcular las posibles cargas fiscales
El análisis de curvas de declinación se aplica a la producción de petróleo o de gas de pozosindividuales, de grupos de pozos o de la totalidad de un yacimiento, pero no a la primera fase de vida de un yacimiento pues en ésta no hay suficientes datos de producción sobre los cuales basar las predicciones. También es aplicable en aquellos pozos cuyo comportamiento pasado, presente y futuro tiene una tendencia natural de declinación y no están sujetos a cambios operacionales. Ahora bien, la...