Los yacimientos de gas tienen como mecanismos de producción primaria la expansión del gas y el empuje hidráulico, este último se pude subdividir en empuje parcial y empuje total. Se clasifican en volumétricos cuando el volumen de gas en el yacimiento permanece constante, por lo que no existe intrusión de agua por parte de un acuífero; en cambio si existiera invasión de agua el yacimiento pasaría a clasificarse no volumétrico. Existen varios métodos determinismos para la estimación del Gas Original en Sitio (GOES o G), las reservas de gas, y la recuperación del gas para depleción volumétrica y el mecanismo de intrusión de agua, entre de los que se destaca principalmente el método volumétrico y el método de balance de materiales.
Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas y pueden ser aplicados independientemente, pues cada uno utiliza datos diferentes, gracias a esto estas técnicas pueden ser utilizadas para comparar los diferentes resultados (cotejar).
El método volumétrico permite la estimación del hidrocarburo original en sitio a partir de la determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. A diferencia del método volumétrica, la Ecuación de Balance de Materiales necesita de datos para la aplicación del método como los proporcionados por los PVT, históricos de presión y producción del yacimiento confiables.
Explique y documente cada procedimiento realizado y los conceptos empleado de ser necesario:
- De los estudios de caracterización de un yacimiento se disponen de los siguientes datos:
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1.1. Proporcione el nombre de la acumulación de hidrocarburos. (0,5 Pts)
Como se observa en el mapa isópaco-estructural la acumulación de hidrocarburos está delimitada de la siguiente manera:
Al Norte por un acuífero
Al Este por un acuífero
Al Sur por un acuífero
Al Oeste por una falla estructural.
Con esta información el yacimiento se puede clasificar, de acuerdo a la geología, como un yacimiento de tipo estructural, la falla estructural se representa con el bloque levantado hacia el Oeste y el bloque deprimido hacia el Oeste (zona donde se ubica la estructura en estudio)
El yacimiento se puede clasificar de la siguiente manera: desde el punto de vista del tipo de fluido un YACIMIENTO DE GAS SECO dado que el prospecto está delimitado por líneas y puntos de color rojo. Desde el punto de vista de las definiciones de reservas (Norma Nacional, MENPET 2005) deberá clasificarse como RESERVAS POSIBLES, ya que esta delimitado por líneas y puntos consecutivos, además de SERIE 600, debido a que el pozo probado UDO 36 no pasó la evaluación económica.
Serie 600: Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas.
De acuerdo a la Norma Nacional, los Yacimientos clasificados con reservas probadas o posibles se deben considerar como Prospectos, y dicha palabra se antepone al nombre que se construye con el siguiente nemotécnico:
{FORMACIÓN / MIEMBRO / ARENA / LENTE / SUBLENTE} + POZO5 + (SERIE)
En la columna estratigráfica del Miembro Inferior de la Formación Carapita no se cuenta con arena, lentes ni sublentes por lo que el nombre es como sigue: PROSPECTO CRPI UDO 36 (SERIE 600). Se coloca el nombre del pozo probado UDO 36.
1.2. Calcule el gas original en sitio en MPCY y MPCN de gas, si el área del yacimiento (con alta incertidumbre) se estimó en 115 acres. (1pto)
Definido el tipo de fluido se procede a calcular el Gas Original en Sitio (GOES) por ser un yacimiento de gas seco. Se utiliza el método volumétrico para estimación de reservas (método oficial en la República Bolivariana de Venezuela) por la razón de no disponer de historia de producción ni datos PVT para realizar un Balance de Materiales. Para la estimación del GOES se utiliza la siguiente ecuación:
Donde:
GOES = Gas Original en Sitio, MPCN
( = Porosidad promedio, fracción
Swi = Saturación de agua inicial, fracción
A = Área, acres
H = Espesor promedio, pies
𝛽gi = Factor volumétricos del gas a la presión inicial, PCY/PCN
Se determina la porosidad y saturación promedio del prospecto, ya que el cálculo a realizar es de tipo determinístico. Se utilizará el método ponderado por espesor, para ello se construirá la siguiente tabla:
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Se tiene mayor volumen de GOES en PCN (condiciones de superficie) debido a la expansión del gas provocado por la disminución de la presión desde el yacimiento hasta condiciones de tanque.
1.3. Por la presencia del acuífero se asume producción por empujes combinados: expansión de gas y empuje hidráulico parcial. Determine las reservas y su clasificación si la EV = 0,7 y la arena es consolidada. Justifique la clasificación de reservas.
Si ocurre influjo de agua, el área, espesor y saturación cambiaran a lo largo de la vida productiva del yacimiento. La producción de un yacimiento por empuje hidráulico, implica actividad constante del acuífero por lo que existe intrusión de agua. Si se trata de un empuje hidráulico parcial, en la que la presión del yacimiento desciende, pero luego se estabiliza a una presión determinada. Bajo estas condiciones ocurrirá una variación de presión y de saturación de agua, producto de la actividad del acuífero.
Debido a la heterogeneidad del yacimiento (Ejemplo: fracturas naturales, estratificación) y discontinuidad (Ejemplo: fallas sellantes y zonas de baja permeabilidad), la invasión de agua no abarre algunas porciones del yacimiento de una manera efectiva, lo que resulta en una alta saturación residual de gas en aquellas áreas no barridas y una mayor presión de abandono que los yacimientos volumétricos de gas seco. Para tomar en cuenta la porción no barrida del yacimiento, se introduce una eficiencia volumétrica de barrido, Ev, en la ecuación volumétrica.
Las reservas se definen, desde el punto de vista matemático, como la fracción del gas originalmente en sitio (GOES) que será producido desde un tiempo en adelante al momento de su estimación, bajo las condiciones de abandono. A través de la siguiente ecuación se puede estimar:
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Las reservas del prospecto CRPI UDO 36 se clasifica de tipo Posible serie 600, por la razón del pozo perforado que fue probado (UDO 36) no pasó la prueba económica para su producción.
1.4. Asuma depleción volumétrica y empuje hidráulico total, para calcular nuevamente las reservas y compare los resultados con los obtenidos en el ítem anterior. Explique brevemente a que se deben estos resultados.
Por medio de la misma ecuación utilizada para el cálculo con empuje hidráulico parcial se puede estimar de las reservas iniciales. La diferencia principal entre ambos es que el empuje parcial la presión de abandono es más baja que el empuje total por la energía que este último está restaurando al yacimiento. Es por esta razón que para cálculos se considera que la presión de abandono en E.H.T es igual o cercana a la inicial, por lo que se considera constante, a este punto se pude asumir que.
Asumiendo la misma Ev = 0,7 y Sgr = 0,6519:
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Cuando existe mecanismo por empuje hidráulico total la eficiencia en el recobro del gas es menor debido a que al presentar mayor energía y diferencia de densidad, en vez de barrer el gas, el agua se canaliza hacia el pozo dejando en el camino zonas de entrampamiento de gas que dificultan su movilidad. Este comportamiento se evidencia en los resultados obtenidos donde la recuperación de gas es mucho mayor en empuje parcial que en empuje total.
El entrampamiento del gas a presiones relativamente altas detrás del frente de invasión de agua, deja saturaciones de gas remanente de hasta 40% (magdalena), por ende los casos donde se presente empuje parcial o total de agua, el factor de recobro será menor que por agotamiento natural causado por la expansión del gas.
El yacimiento caracterizado en el ítem 1, fue abierto a producción y se clasificaron las reservas como probadas. Después de 6 años de producción se cuenta con la siguiente historia de producción.
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Para visualizar que mecanismo de producción es el que se encuentra sometido el yacimiento se utiliza el método gráfico de balance de materiales, ya que se cuenta con suficiente historia de producción y presión. Para ello se realiza un gráfico de P/Z vs Gp.
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Como se pude observar los valores de GOES fluctúan entre 7,7 y 8 MMMPCN dando una línea recta suponiendo que no existe intrusión de agua al yacimiento. Dado de que existe producción acumulada de agua puede ser indicio de actividad del acuífero pero de manera muy leve, por lo que se puede concluir en un principio de que el mecanismo de producción predominante es el de Expansión del gas debido al comportamiento de depleción volumétrica.
Con los métodos determinísticos aplicados los Ingenieros de Yacimientos pueden elaborar un plan de explotación para obtener un estimado de los volúmenes de hidrocarburos que esperan extraer con el desarrollo del campo, los cuales deben justificar o no la puesta en marcha de dicho plan.
Dichas estimaciones siempre llevan un grado de incertidumbre que por lo general se van reduciendo a medida de en cuanto a estrategias y reducción de costos.
ENGLISH
Gas reservoirs have as primary production mechanisms gas expansion and hydraulic thrust, the latter can be subdivided into partial thrust and total thrust. They are classified as volumetric when the volume of gas in the reservoir remains constant, so there is no water intrusion from an aquifer; on the other hand, if there is water invasion, the reservoir would be classified as non-volumetric. There are several deterministic methods for the estimation of Original In-Situ Gas (GOES or G), gas reserves, and gas recovery for volumetric depletion and water intrusion mechanism, among which the volumetric method and the material balance method stand out.
Each of these methods has its advantages and disadvantages and can be applied independently, as each uses different data, so these techniques can be used to compare the different results (cross-checking).
The volumetric method allows the estimation of the original hydrocarbon in place from the determination of the volume of rock that makes up the reservoir, the storage capacity of the rock and the fraction of hydrocarbons present in the pores of that rock. Unlike the volumetric method, the Material Balance Equation requires data for the application of the method such as those provided by PVTs, reliable reservoir pressure and production histories.
Explain and document each procedure performed and concepts used if necessary:
- The following data are available from reservoir characterization studies:
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1.1. Give the name of the hydrocarbon accumulation.
As shown in the isopach-structural map the hydrocarbon accumulation is delimited as follows:
To the north by an aquifer.
To the east by an aquifer
To South by an aquifer
West by a structural fault.
With this information the reservoir can be classified, according to the geology, as a structural type reservoir, the structural fault is represented by the raised block to the West and the depressed block to the West (area where the structure under study is located).
The reservoir can be classified as follows: from the fluid type point of view a DRY GAS DEPOSITION since the prospect is delimited by red lines and dots. From the point of view of the reserve definitions (National Norm, MENPET 2005) it should be classified as POSSIBLE RESERVES, since it is delimited by consecutive lines and dots, as well as SERIES 600, due to the fact that the well tested UDO 36 did not pass the economic evaluation.
Series 600: Volumes supported by production or formation tests that cannot be produced due to economic conditions at the time of estimation, but would be profitable using reasonably certain future economic conditions.
According to the National Standard, Reservoirs classified with proved or possible reserves are to be considered as Prospects, and such word is prefixed to the name which is constructed with the following mnemonic:
{FORMATION / MEMBER / SAND / LENS / SUBLENTE} + WELL5 + (SERIES).
In the stratigraphic column of the Lower Member of the Carapita Formation there is no sand, lens or sublens so the name is as follows: CRPI PROSPECT UDO 36 (600 SERIES). The name of the tested well UDO 36 is placed.
Calculate the original gas in place in MPCY and MPCN of gas, if the reservoir area (with high uncertainty) was estimated to be 115 acres. (1pt)
Once the fluid type is defined, the Original In-Situ Gas (GOES) is calculated because it is a dry gas reservoir. The volumetric method is used to estimate reserves (official method in the Bolivarian Republic of Venezuela) for the reason of not having production history or PVT data to perform a Material Balance. The following equation is used to estimate the GOES:
Where:
GOES = Original In-Situ Gas, MPCN
( = Average porosity, fraction
Swi = Initial Water Saturation, fraction
A = Area, acres
H = Average thickness, feet
𝛽gi = Volumetric factor of gas at initial pressure, PCY/PCN
The average porosity and saturation of the prospect is determined, since the calculation to be performed is deterministic. The thickness-weighted method will be used, for which the following table will be constructed:
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There is a greater volume of GOES at PCN (surface conditions) due to gas expansion caused by the decrease in pressure from the reservoir to tank conditions.
1.3. Due to the presence of the aquifer, production by combined thrust is assumed: gas expansion and partial hydraulic thrust. Determine the reserves and their classification if EV = 0.7 and the sand is consolidated. Justify the classification of reserves.
If water influx occurs, the area, thickness and saturation will change over the life of the reservoir. The production of a reservoir by hydraulic thrust implies constant aquifer activity, so there is water intrusion. If it is a partial hydraulic thrust, in which the reservoir pressure drops, but then stabilizes at a certain pressure. Under these conditions a variation of pressure and water saturation will occur, resulting from aquifer activity.
Due to reservoir heterogeneity (e.g., natural fractures, layering) and discontinuity (e.g., sealing faults and low permeability zones), water invasion does not effectively cover some portions of the reservoir, resulting in high residual gas saturation in those unswept areas and higher abandonment pressure than volumetric dry gas reservoirs. To account for the unswept portion of the reservoir, a volumetric sweep efficiency, Ev, is introduced into the volumetric equation.Reserves are mathematically defined as the fraction of gas originally in place (GOES) that will be produced from a time forward at the time of estimation under abandonment conditions.
Through the following equation it can be estimated:
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The reserves of the CRPI UDO 36 prospect is classified as Possible 600 series type, for the reason the drilled well that was tested (UDO 36) did not pass the economic test for production.
1.4. Assume volumetric depletion and total hydraulic thrust to recalculate reserves and compare the results with those obtained in the previous item. Briefly explain the reason for these results.
By means of the same equation used for the calculation with partial hydraulic thrust, the initial reserves can be estimated. The main difference between the two is that the partial thrust abandonment pressure is lower than the total thrust because of the energy that the latter is restoring to the reservoir. It is for this reason that for calculations it is considered that the abandonment pressure at E.H.T is equal or close to the initial one, so it is considered constant, at this point it is considered that the abandonment pressure at E.H.T is equal or close to the initial one.
When there is a total hydraulic thrust mechanism, gas recovery efficiency is lower due to the fact that when there is a greater energy and density difference, instead of sweeping the gas, the water is channeled towards the well, leaving gas trapping zones along the way that hinder its mobility. This behavior is evidenced in the results obtained, where gas recovery is much higher in partial thrust than in total thrust.
The gas trapping at relatively high pressures behind the water invasion front, leaves remaining gas saturations of up to 40% (magdalena), therefore the cases where partial or total water thrust is present, the recovery factor will be lower than by natural depletion caused by gas expansion.
The reservoir characterized in item 1 was opened to production and the reserves were classified as proven. After 6 years of production the following production history is available.
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Para visualizar que mecanismo de producción es el que se encuentra sometido el yacimiento se utiliza el método gráfico de balance de materiales, ya que se cuenta con suficiente historia de producción y presión. For this purpose, a graph of P/Z &GP.
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inglés (EE.UU.)
As can be seen, the GOES values fluctuate between 7.7 and 8 MMMPCN giving a straight line assuming that there is no water intrusion to the reservoir. Given that there is accumulated water production, it may be an indication of aquifer activity but in a very slight way, so it can be concluded in principle that the predominant production mechanism is that of gas expansion due to the behavior of volumetric depletion.
With the deterministic methods applied, Reservoir Engineers can elaborate an exploitation plan to obtain an estimate of the hydrocarbon volumes that they expect to extract with the development of the field, which must justify or not the implementation of such plan.
Such estimates always carry a degree of uncertainty that is generally reduced as strategies and cost reduction are implemented.