calculo de reservas de petroleo

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RESERVAS DE LOS YACIMIENTOS.
Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados por técnicas tradicionales o recobro primario.
CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS.
Se tiene varios criterios para la clasificación, pero el más importante es Según la cantidad y el grado de exactitud de losdatos.
BALANCE DE MATERIALES
Reservorios de Petróleo
Este Método constituye la aplicación en conjunto de dos principios básicos: la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. Mediante el cual se pueden obtener deducciones cuantitativas y predicciones, que son de gran ayuda para el análisis de yacimientos. En general, se hace un balance entre los fluidosremanentes y los producidos.
Volumen inicial = Volumen Producido + Volumen Remanente
Reservorio de Gas
En este caso para calcular el gas inicial en el yacimiento, se debe usar el método de "balance de materiales”, sin embargo, este método se aplica "solo para la totalidad del yacimiento", por la migración del gas de una parte del yacimiento a otra tanto en yacimientos volumétricos (por expansióndel gas) como en aquéllos con empuje hidráulico. El método de balance de materiales puede ser utilizado además para estimar el área del yacimiento, la recuperación última que se espera y los efectos de la entrada de agua en el yacimiento.
Aplicación de la Ecuación Balance de Materiales.
Es una herramienta muy útil para entender los mecanismos de producción que operan en el yacimiento.Determina el petróleo y gas originalmente en sitio.
Caracteriza el acuífero asociado al yacimiento en caso de existir.
La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. Donde la cantidad de fluidos producidos corresponderá a la contribución de todos los mecanismos de producción.
La ecuacióngeneral de balance de materiales:

Donde:
Gp: Gas producido acumulado hasta una presión P,
Bg: Factor volumétrico de gas a (P, T), .
Wp: Agua producida acumulada hasta una presión P.
Bw: factor volumétrico del agua a (P, T) .
Cf: compresibilidad de la formación, lpc-1
Swi: saturación inicial de agua
Cw: compresibilidad del agua, lpc-1
We: intrusión de agua.
MÉTODO VOLUMÉTRICO.Consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculos de áreas, se aplica los métodos de geometría, trapezoidal y piramidal, dependiendo de las relaciones de área de los contornos. Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o degas,) y conociendo los datos de petrofísica: como la porosidad, el espesor de la formación, saturación de agua connata.
Petróleo

Gas

Donde:
N = Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales
G =Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales
(Ø) =porosidad
Swc = saturación de agua connata
h = espesor de la formación
βoi = factor volumétrico de laformación.
Técnica Monte Carlo.
En este caso es utilizado a nivel de análisis de yacimientos, por lo que su uso consiste en tomar muestras de la distribución de probabilidad de cada uno de los parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la ecuación del método volumétrico para obtener un valor de N. Después de repetir el proceso anterior, un número significativo de veces (1000 o más),los valores de Ni, son ordenados en sentido creciente, asignándole a cada uno, un valor de frecuencia acumulada igual a:
i/n+1
donde n es el número de valores de N obtenidos. Luego si se grafica la frecuencia acumulada vs. N, se obtendrá una función de distribución acumulada de estos valores.
CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Se conoce como curvas de declinación de producción a la...