Metodologíaparala Estimacióndel VolumenOriginal de...

10/10/2014

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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Metodología para la Estimación del Volumen Original de Aceite y Gas

a través deBalance Materia, Casos en Pemex

M.I. Raúl Barrón Torres

Ing. Francisco Reyes Alanís

Pemex Exploración y Producción

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”

6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

Contenido

Objetivo

Metodología propuesta

Análisis y validación de la información. (historias de presión y producción,

propiedades de los fluidos).

Identificación de mecanismos de producción.

Diagnóstico de flujo pseudo-estacionario.

Aplicación de la Ecuación de Balance de Materia.

Estimación de resultados.

Ajuste de historia de presión.

Casos en Pemex

Conclusiones

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Objetivo

Contar con metodologías confiables y de

implementación sencilla, para la estimación del volumen

original de hidrocarburos en yacimientos de aceite y

gas.


Contenido

Objetivo









Casos en Pemex

Conclusiones

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Análisis y validación de la información


La historia de presión y producción que se

utilicen deben estar actualizadas y validadas.

Para ello es importante verificar si la

información es consistente o si la información

requiere depuración. La información depropiedades de los fluidos se toma apartir de un análisis PVT validado.

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

PRESIÓN (PSIA)

FA

CT

OR

Z

PR ESIÓN D ER OC IO

Z 2 f

DOS FASES

Z f

UNA FASE

Ilustrativo




En una gráfica de presión contra producción acumulada, se determinan los mecanismos de

producción, de acuerdo al comportamiento del yacimiento. En ella cada cambio de tendencia en

la curva, nos indica que esta comenzando a actuar otro mecanismo de producción, que puede

ser el predominante a las condiciones actuales de explotación.

Ilustrativo

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La gráfica de diagnóstico para

determinar el flujo pseudo-estacionario

en el yacimiento, está basada en una

gráfica de Np vs (Np ∆p / ∆ Np) en

escala doble logarítmica.

En esta gráfica se observa una

pendiente unitaria que corresponde a

flujo pseudo-estacionario. El flujo

pseudo-estacionario se observa cuando

el disturbio de presión, generado por la

extracción de hidrocarburos ha

alcanzado todas las fronteras del

yacimiento, y es cuando se considera

aplicable el balance de materia.

Ilustrativo




La aplicación de la ecuación de balance de materia y los parámetros a utilizar en la ecuación

deben estar congruentes con el tipo de yacimiento y del mecanismo de producción

predominante, es decir se debe considerar si el yacimiento es de aceite saturado o bajo

saturado, es de gas y condensado o de gas seco, si tiene empuje importante del acuífero y si

tiene inyección de fluidos.

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] pS1/CSCNBm1

BWW

RRBNRRNBB/BmNBBNNmNBNB

wifwiwoi

wpe

spgpsisggigoiOPoioi

∆−+++−+

−−−++−=+

roshidrocarbude

impregnadazonaladeporosovolumendelreducción

acuíferodelnetaaguadeentrada

roshidrocarbuderemanentevolumenroshidrocarbudeoriginalVolumen

++

=

Ilustrativo

wi

fwiwe S

CSCC wf

−+

=1

,

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Las gráficas específicas se utilizan para estimar en primer lugar, la compresibilidad efectiva del

sistema y posteriormente la estimación de volumen original de hidrocarburos en el periodo de

flujo pseudo-estacionario.

Ilustrativo




Posteriormente se confirma el valor del volumen original de hidrocarburos, y estima el valor de

la entrada de agua al yacimiento a través de la ecuación de balance de materia, sin considerar

el modelo del acuífero; posteriormente a través del modelo de Fetkovich se determinan las

características del acuífero tales como la máxima expansión y la productividad.

Ilustrativo

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El último paso que es el

ajuste la historia de presión

por medio de la comprobación

de resultados. Esta se hace a

través de la misma ecuación

de balance de materia

despejando la presión del

yacimiento y dejándola en

función de todos los

parámetros ya estimados.

Py = Pi - NpBo (We- Wp)Bw

NBoiCef,w

(Bo - Boi)

NBoiCef,wBoiCef,w

+ +Py = Pi - NpBo (We- Wp)Bw

NBoiCef,w

(Bo - Boi)

NBoiCef,wBoiCef,w

+ +

BLOQUE AIIIComportamiento de la presión

0

100

200

300

400

500

600

700

70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92

Fecha (años)

Pre

sión

(kg

/cm

2 )

Datos medidos Ajuste

Ilustrativo


Contenido

Objetivo









Casos en Pemex

Conclusiones

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Casos en Pemex

Esta metodología se comenzó a emplear en el año 2002 con datos de algunos yacimientos

utilizados en la literatura especializada y posteriormente se empezó su aplicación en campos

de Pemex con buenos resultados, como es el caso de los campos Paredón, Luna y Jujo-

Tecominoacán, desde entonces se aplicado en otros campos de los Activos:

• Abkatún-Pol Chuc,

• Bellota-Jujo

• Muspac

• Samaria - Luna

• Macuspana

• Ku-Maloob-Zaap

• Veracruz

• Poza Rica - Altamira


Contenido

Objetivo









Casos en Pemex

Conclusiones

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Conclusiones

Entre los resultados que se pueden mencionar con la aplicación de esta metodología, de

manera cualitativa, se encuentran los siguientes:

• Estimar con mayor precisión el volumen original de hidrocarburos utilizando un método

dinámico así como determinar la compresibilidad del sistema (incluyendo medios de doble

porosidad), la entrada de agua y la caracterización del acuífero asociado.

• Optimizar el desarrollo del campo en cuanto al número de pozos y las dimensiones de la

infraestructura en superficie. Esta metodología al ser integrada con otras metodologías, o

modelos dinámicos de yacimientos, puede utilizarse para elaborar pronósticos de

producción y estimar reservas de hidrocarburos a recuperar.

• Contar con una herramienta confiable y sencilla que pueda ser manejada por los

ingenieros de yacimientos, sin que se tenga la necesidad de contar con la licencia de algún

software comercial para la aplicación del balance de materia.

Esta metodología esta documentada como una mejor práctica en Pemex desde el 2005.

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