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FACTOR DE RECUPERACION DE UN RESERVORIO DE PETROLEO




Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Pocos cursos han tenido más atención en la literatura técnica que en los factores de recuperación—la razón del petróleo in situ a esas las cuales pueden ser recuperadas en los tanques de stock. La influencia de muchas propiedades de ambos, la formación y los fluidos que están ahí, y el grado de tal influencia en la recuperación del petróleo han traído una nueva y especializada profesión—que la misma ingeniería de reservorios. El ingeniero geólogo o de petróleo en el trabajo de exploración rara vez tiene o suficiente información básica o el tiempo para aplicar estos procedimientos ingenieriles. El debe confiar en la riqueza de su experiencia y conocimiento general y, con prudencia y sabiduría, solamente predecir sin vacilar el probable factor de recuperación. Estos reservorios de petróleo han sido clasificadas de acuerdo a las siguientes categorías: Solución de la capa de gas, empuje de la capa de gas, y empuje hidráulico. Estas categorías son descriptivas y practicas. El tipo de mecanismos establece las características operativas del reservorio y a grandes cantidades determina el último recuperamiento.
  1. En los reservorios de empuje de solución de gas (también llamado mecanismo de agotamiento), la fuerza que conduce el petróleo al pozo es desarrollada por la expansión volumétrica del gas al mismo tiempo que la presión se reduce y se escapa del petróleo. El drenaje por gravedad ingresa la figura al mismo tiempo que la energía solución de gas de expansión disminuye. Este mecanismo o este reservorio tiene bajas recuperaciones. Características predominantes de este tipo de producción son rápidos y disminuye continuamente la presión, una ligera elevación en la razón de gas/petróleo, y la producción de poco agua.
  2. En los reservorios de gas-cap drive, la fuerza predominante es derivada de la expansión del gas recostado sobre el petróleo. Obviamente más energía es permitida y la recuperación del petróleo es mayor de alguna forma a comparación del reservorio de gas solution drive. Características predominantes de este tipo de producción son moderadas pero la disminución continua en la presión, incremento de la razón de gas/oil mientras que el gas de expansión alcanza el pozo y poca producción de agua.
  3. En los reservorios water drive, la fuerza predominante de producción es el frente del agua invadiendo la porción de petróleo del reservorio. Este tipo de mecanismo permite mayor cantidad de recuperamiento de petróleo que los mecanismos de “solution gas” o “gas-cap”. Sin embargo, para tomar bastante ventaja del mecanismo natural “empuje hidráulico” es importante determinar presión balanceada apropiada del reservorio y ajustar el promedio de retirada de petróleo para ser encajado junto con el ligero promedio de agua. Por ende, el promedio de producción viene a ser un factor influyente en la recuperación final.

En la práctica, muchos reservorios son producidos por combinaciones de éstos mecanismos de impulso. Por ejemplo, un reservorio profundo en la zona Costa del Golfo podría tener una capa de gas, así como un empuje hidráulico efectivo. Es evidente que las 3 fuerzas de producción toman parte en el proceso total de producción de petróleo.

Si no se encuentra capa de gas perforando en la formación productiva, se asumen mecanismos de empuje por gas en solución. Si la reserva es conocida por tener una capa de gas, se supone una recuperación algo mayor de dichos depósitos. Si el empuje efectivo de agua se prevé, se puede esperar una recuperación aún mayor. La existencia de un establecimiento de empuje hidráulico en otra parte no es sencilla. Por lo general, formaciones blanket que producen tienen empujes hidráulicos mayormente. Esta información se aplica a las arenas e incluye a las formaciones de piedra caliza Ellenberger y Devonian de la cuenca del Pérmico. Pequeña, lenticular, aislada, o cerca de los reservorios, incluidos los arrecifes del coral, rara vez tienen empuje natural de agua. Una de las características que generalmente excluye la posibilidad de empuje hidráulico, es la presión anormal, que no se ajusta a la profundidad normal del gradiente. Un conocimiento profundo del funcionamiento de reservorios similares no puede ser sobre-estimado en decidir si un empuje hidráulico será efectivo. Si existe duda, debe tenerse en cuenta sólo a la menor de las recuperaciones obtenidas por mecanismos de empuje del gas libre o gas en solución. Pocas críticas vendrán después de quien revise y/o corrija la estimación al alza de los reservorios; pero lo contrario, rara vez es cierto. El objetivo, sin embargo, es acercarnos en lo posible a la medida de la respuesta correcta en la primera estimación.

La guía es necesaria para la persona con menos experiencia en la predicción de recuperación probable de petróleo. No existe una única propiedad o un simple grupo de características de un reservorio o fluidos que definan concisamente la recuperación del petróleo de un yacimiento. Sin embargo, como guía, es un valor en el conocimiento conocer las recuperaciones de los mayores campos en los que existan similitudes en sus propiedades y las de un nuevo campo en cuestión. Desde este punto de vista, por desgracia, son pocos los campos agotados que existan con datos completos del reservorio y cálculos precisos de reservas que están disponibles. La mayoría de los importantes campos petroleros del país siguen produciendo. Por lo tanto, la dependencia debe de ser calculada sobre la recuperación de datos en los campos que han sido investigados a fondo y que se precisan para las estimaciones de recuperación que se han hecho. Esta investigación se resume en parte del cuadro 25-2, donde los datos pertinentes y las estimaciones de recuperaciones de petróleo se muestran por una serie de campos de gas que tienen gas en solución, empuje por gas libre y empuje hidráulico. Esta es una lista parcial seleccionada de una investigación dirigida por Craze y Buckley (1945) y patrocinado por el Instituto Americano de Petróleo en un pozo espaciado. En ausencia de cualquier otro criterio y sin una gran experiencia, puede ser tenido como una considerable ayuda en la predicción de la recuperación de petróleo mediante la comparación de las características de los reservorios que se evaluó con tabulaciones, como en el cuadro 25-2.

El cuadro 25-3 también puede ser útil para aquellos que son menos experimentados en la toma de estimaciones de las reservas. Muestra algunas de las características básicas promedio de varios pozos con formaciones conocidas y un promedio aproximado de recuperación que cabe esperar de cada uno. En la recuperación de barriles por acre-pie F o como una fracción decimal R se muestran en ambas tablas 25-2 y 25-3. Si sólo el volumen macizo del reservorio, área A, a veces espesor t, se conocen, el recobro F expresado en barriles por acre-pie, puede ser usado en la fórmula 25-1. Sin embargo, si se conoce la porosidad y el contenido de agua intersticial, la mayor parte del volumen del reservorio se puede convertir en la parte que contiene petróleo. En este caso, el factor de recuperación como una fracción decimal R, se puede aplicar en las fórmulas 25-2 y 25-3 para proporcionar una mayor precisión. Los cálculos de las reservas aquí descritas se refieren a tanques de almacenamiento para petróleo crudo remanente tratado en el reservorio, y obviamente, si un reservorio se ha producido antes de cualquier estimación de reservas, el petróleo retirado acumulado se resta de las estimaciones del total de recuperación final para alcanzar las reservas actuales.



FACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION – RESERVAS DE PETROLEO




Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Crudo de petróleo en el reservorio, los cuales dependen de un grado considerable sobre la temperatura del subsuelo, la presión y la gravedad del petróleo, contienen gas disuelto. Produciendo este petróleo en el suelo permite que mucho de este gas se escape, por ende reduce el volumen del petróleo restante. El petróleo cuyo rendimiento es de un productor, es el petróleo en el tanque de stock, y se ha vuelto habitual hablar de reservas de petróleo para referirse al petróleo del tanque de stock. La relación del volumen del reservorio original de petróleo y el volumen reducido de petróleo del tanque de stock es llamado factor de volumen de formación (FVF-Bo). Si el petróleo del reservorio tiene una muy baja gravedad y esta a profundidades someras las cuales no permiten altas presiones de subsuelo, el factor de volumen de formación excede la unidad por una pequeña cantidad. Los petróleos muy volátiles bajo grandes presiones en el reservorio se pueden comprimir al llegar al suelo y al tanque de stock a menos de la mitad del volumen original y, en casos raros, aun más. Entonces el factor del volumen de formación puede ser tan alto como 2 o aun mas.
El factor del volumen de formación puede ser determinado con mucha precisión desde una investigación de laboratorio de una muestra actual de petróleo del subsuelo. En la ausencia de una muestra de subsuelo actual, una muestra de subsuelo sintético puede ser preparada obteniendo muestras de separador de petróleo y gas en el pozo y combinando las proporciones adecuados de cada uno en un bomba o celda en el laboratorio. Tales muestras sintéticas son denominadas “muestras recombinadas”. Este tipo de investigación de laboratorio es hecha en un contenedor de presión alta conocido como celda de presión volumen y temperatura (celda PVT) en el cual la presión es reducida a una temperatura apropiada y el volumen de cada fase, gas y liquido, es medida. Muy frecuentemente sin embargo, este trabajo de laboratorio no es completado y la predicción del FVF debe ser hecha desde otra información la cual ha sido tomada durante la evaluación de la producción inicial y del flujo del pozo.

Una predicción razonable de FVF puede ser hecha desde la razón de efluente del pozo gas/petróleo. Donde hay una garantía razonable de que las razones determinadas son razones de soluciones de gas (sin incluir grandes cantidades de gas libre desde la capa de gas), las siguientes tabulaciones nos dan una aproximación suficiente para su uso.


Razón Gas/Petróleo (cu pies por barriles — FVF
100 –1.10
200 — 1.15
300 — 1.20
400 — 1.26
500 — 1.31
600 — 1.36
700 — 1.42
800 — 1.47
900 — 1.52
1000 — 1.59
1500 — 1.85
2000 — 2.00

Tabla 25-1

Frecuentemente usado para estimaciones cercanas, es una correlación de FVF con razón de gas/petróleo, gravedad especifica del gas, gravedad API del petróleo, y la temperatura del reservorio.

EL AGUA INTERSTICIAL EN EL RESERVORIO DE PETROLEO




Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

El agua el cual ocupa algunos de los espacios porosos en el tiempo en que el reservorio es descubierto, se determina agua intersticial Sw. Esta agua reduce el espacio poroso permitido para la acumulación de petróleo o gas. La información más fiable en cuanto al agua intersticial contenido en el volumen poroso, viene de la determinación de núcleos actuales. Muchos métodos son usados en hacer estas determinaciones como se describen en el capitulo 22. Un procedimiento ampliamente aceptado es para medir el volumen grueso de una muestra de núcleo y luego someterlo a calor en una retorta o en una destilación.

Los vapores de agua y petróleo son condensados y medidos separadamente, cediendo así información en el agua intersticial la cual estuvo presente en el núcleo.

Obtener núcleos apropiados para esta evaluación de saturación de agua es difícil. Gran parte de la superficie exterior del núcleo está contaminada con fluidos de perforación y agua de otras formaciones durante el proceso de muestreo de pozo. Como una medida remedio, los operarios a veces recurren al fluido de perforación base petróleo durante la toma de núcleo de tal forma que las aguas foráneas no choquen los núcleos. Los núcleos tomados con tal especial cuidado son usualmente sellados, recubiertos y también congelados rápidamente para preservarlo lo mas que se pueda a su contenido original.

Donde las técnicas especiales de toma de núcleos no son factibles, muchos laboratorios usan el proceso de “estado restaurado” para determinar el agua intersticial. Las muchas variaciones de este procedimiento son complicadas pero generalmente envuelven una completa extracción del núcleo, restauración con agua salada y luego permitiendo una presión de capilaridad apropiada para ser ejercida, por ende remover el agua salada a un punto correspondiente a las condiciones iniciales de reservorio.

El hombre de exploración frecuentemente recurre a interpretaciones de encuestas electrónicas. Muchas combinaciones de curvas bajo diferentes condiciones permite un estimado razonable de contenido de agua intersticial usando correlaciones empíricas de lecturas de registro vs. Información experimental de saturación de agua. El contenido de agua intersticial de núcleos usualmente esta entre 0.2 y 0.4, pero hay excepciones. En reservorios anchos y permeables, las fuerzas capilares, las cuales ayudan a sostener el agua dentro de los espacios porosos, son pequeñas. En tales reservorios, excepto por esa zona justo arriba de la interfase agua petróleo, el agua intersticial frecuentemente cae tan bajo como 0.05.

LA POROSIDAD EFECTIVA EN EL CALCULO DE RESERVAS

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Este importante factor convierte todo el volumen grueso del reservorio al vacío o espacio poroso el cual contiene los fluidos agua, petróleo o gas. Aquí relativamente diminutas muestras en proporción al reservorio total, son evaluados y los resultados son asumidos a ser la representación del reservorio en su totalidad. Esto es peligroso. Extremo cuidado debe tenerse en seleccionarse las muestras de núcleo a evaluar de tal forma que tenga el grado de representación máximo de todo el reservorio.

Hay dos tipos de porosidad: efectiva y absoluta. La porosidad absoluta es todo el espacio vacío sin considerar la interconexión de los poros vacíos. La porosidad efectiva es ese volumen poroso el cual esta interconectado y no sellados, por donde pueda ceder el petróleo o gas. La porosidad efectiva es usada en cálculos de reservas. Numerosos métodos son usados para calcular la porosidad efectiva. Algunos son más adaptables al laboratorio y otros para rápidas evaluaciones en campo. Algunos se usan con arenas y otros son mejor usadas en largas muestras de núcleo, particularmente en piedras calizas. En el cálculo de reservas, porosidad ϕ es el volumen poroso efectivo dividido por el volumen grueso. Métodos aceptables para determinar la porosidad efectiva están descritas en el capitulo 22 y por Pirson (1958).

Geólogos capacitados en el arte de interpretar registros eléctricos hacen un reconocido trabajo estimando la porosidad desde registros. El registro neutrón mide la saturación de hidrógeno o la saturación de la roca. La porosidad puede ser estimada calibrando la lectura de neutrón de la roca con sus conocidas características físicas como fueron determinadas en el laboratorio. Por medio de una similar calibración apropiada los microregistros pueden estimar la porosidad. Pero es altamente recomendable obtener unos cuantos núcleos del reservorio donde se piensa determinar la porosidad, a fin de verificar los resultados obtenidos por los diferentes tipos de registros. Capítulos 19, 20, y 21 discuten la aplicación de varios procedimientos de registros.

METODOLOGIA EN LA DETERMINACION DEL VOLUMEN TOTAL DEL RESERVORIO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo
Estimar el área y espesor a fin de determinar el volumen grueso del reservorio es frecuentemente el único método posible durante la perforación inicial en el campo. Donde el área en cuestionamiento es solo una pequeña parte de todo el campo, el espesor del reservorio productivo bajo esa pequeña área puede ser estimada con una precisión razonable. Tan pronto como sea necesario evaluar las reservas para todo el reservorio o una parte de esta, un proceso mas fiable y preciso puede ser tomado en cuenta.

Tal procedimiento es calcular el volumen del reservorio desde un mapa isópaco. En trabajo de reservorio, el mapa isópaco es construido para mostrar la extensión superficial y espesor del reservorio productivo. El área delimitada por cada contorno sucesivo indica el espesor del reservorio dentro del área.

Los mapas elaborados se contraen o expanden cuando la humedad cambia. Antes de que un planímetro sea usado para determinar aéreas delimitadas por varios contornos, debe estar calibrada.

FIGURA 25-1. Mapa isópaco y perspectiva ampliada del segmento de un reservorio simplificado.

Esto se hace circunscribiendo una parcela en el mapa cuya área a sido designada, por ejemplo, una sección de 640 acres, y aplicando la corrección apropiada a la lectura de las áreas de contorno. Las áreas dentro del contorno cero y cada contorno sucesivo del mapa isópaco son luego determinadas y tomadas como a0,a1, a2, a3, …, an. El volumen grueso del reservorio es calculado por el uso de una regla trapezoidal, la cual sostiene que:

Donde:

Vo = Volumen grueso del reservorio en acres-pies
C = Factor de corrección de calibración del planímetro, uno mas o menos en fracción decimal
h = Intervalo de contorno en pies
a0 = Área dentro del cero o el contorno base en acres
a1, a2, etc. = Área dentro de los contornos sucesivos en acres
an = Área dentro del contorno tope en acres
tn = Espesor promedio de la formación sobre el contorno n en pies

Figura 25-1 muestra un mapa isópaco de un reservorio simple apareciendo sobre una mesa de agua y teniendo una capa de gas. También muestra una vista perspectiva de un segmento CAB del reservorio. En la determinación del volumen grueso del reservorio de petróleo, el contacto agua petróleo es el contorno cero y el contorno a 30 pies es el contorno n. El intervalo de contornos h son 10 pies. El espesor promedio de la formación sobre el contorno n es el espesor de esa capa de reservorio de petróleo entre los 30 pies o el contorno n y el contacto gas petróleo aproximadamente a 34 pies. Es obvio que mientras mas pequeño sea el intervalo de contorno h en el mapa isópaco, mas grande es la precisión de la determinación del volumen grueso.

Conforme se vaya desarrollando el campo, más precisión significa ser empleado calculando el volumen del reservorio. Por ejemplo, la regla de Simpson para áreas irregulares (Perry, 1950) es considerada mas precisa que la regla trapezoidal. Luego a veces una modificación es hecha en el mapa isópaco y un mapa isovol es construido. Sobre esto, las líneas de contorno representan valores iguales del producto de porosidad y espesor neto petrolífero. Usando un planímetro en este tipo de mapa y aplicando la regla trapezoidal da una respuesta la cual es el volumen poroso efectivo de todo el reservorio en vez de solo el volumen grueso. Estos refinamientos usualmente deben esperar a un mayor desarrollo del el campo y no son ampliamente usados por el geólogo o ingeniero de exploración.