Proyecto Programacion.docx

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS FACULTAD DE INGENIERÍA

FACTOR DE RECUPERACIÓN DE UN RESERVORIO DE PETROLEO SUBSATURADO POR EL MÉTODO DE ARPS Universitario: Carlos Victor Roldan Uscamaita Docente: Ing. Hermas Herrera Callejas Materia: Programacion Aplicada (PET-230) Carrera: Ingeniería Petrolea Fecha: 14 de diciembre de 2018 La Paz – Bolivia

ÍNDICE 1.

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 3

2.

JUSTIFICACIÓN............................................................................................................................. 3

3.

OBJETIVOS ................................................................................................................................... 4 3.1.

Objetivo General ................................................................................................................. 4

3.2.

Objetivos Específicos ........................................................................................................... 4

4.

MARCO TEÓRICO ......................................................................................................................... 4 4.1.

DEFINICÍON DE FACTOR DE RECUPERACIÓN....................................................................... 4

4.2

RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO ..................................................................... 5

4.3

MECANISMO DE EMPUJE Ó DESPLAZAMIENTO .................................................................. 6

4.3.1

EXPANSIÓN ROCA-FLUIDO .......................................................................................... 7

4.3.2

ENPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN .................................................................................. 8

4.4 MÉTODO DE ARPS PARA CALCULAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO ............................................................................................................ 10 5.

DESARROLLO PRÁCTICO ............................................................................................................ 12 5.1.

PASOS DE PROGRAMACIÓN .............................................................................................. 12

6.

ALGORITMO DE PROGRAMACIÓN ............................................................................................ 15

7.

PROGRAMA ............................................................................................................................... 16 7.1.

INTERFAZ DEL USUARIO .................................................................................................... 16

7.2.

CÓDIGO DE PROGRAMACIÓN ........................................................................................... 16

8.

DATOS DE PRUEBA .................................................................................................................... 19

9.

RESULTADOS OBTENIDOS ......................................................................................................... 20 9.1.

CÁLCULO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN CON LA APLICACIÓN .................................... 20

9.2.

CALCULO ANALITICO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN POR DEFINICIÓN......................... 21

9.3.

Comparación ..................................................................................................................... 21

10.

CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 22

11.

BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................................ 22

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1. INTRODUCCIÓN Todos los yacimientos de petróleo poseen mecanismos o energía de desplazamiento que permite la explotación de los mismos, la cantidad de hidrocarburos que se puede recuperar depende principalmente del tipo de mecanismo de desplazamiento con que cuenta cada reservorio. La geología, las propiedades de la roca, de los fluidos y del sistema roca-fluido inciden en la recuperación final de cada yacimiento. Es imposible la recuperación total de hidrocarburos de un reservorio, siempre quedará un volumen remanente de la reserva insitu sin recuperar, la relación entre el volumen total recuperado y el volumen insitu de petróleo es el factor de recuperación del reservorio. El cálculo del valor del factor de recuperación es fundamental para tomar decisiones económicas y decidir si se explota o no el reservorio. Existen varios métodos y correlaciones para calcular el factor de recuperación que se utiliza en base al tipo de reservorio y mecanismo de desplazamiento. En esta presentación nos enfocaremos en el cálculo del factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado (Reservorio con presión inicial del yacimiento mayor a la presión del punto de burbuja del petróleo) mediante el método de Arps planteado para dicho reservorio, Para esto se utilizará Microsoft Visual Basic que es una herramienta de programación con el que crearemos una aplicación que nos permita calcular al instante el factor de recuperación, utilizando datos petrofísicos básicos del reservorio de petróleo subsaturado. Para comprobar la efectividad del programa se utilizará datos de prueba de un reservorio de petróleo subsaturado donde ya se conoce el valor del factor de recuperación, para posteriormente hallar el porcentaje de diferencia.

2. JUSTIFICACIÓN Conocer el factor de recuperación de un reservorio es vital antes de iniciar con la explotación del yacimiento, de acuerdo a este valor se define la factibilidad de recuperación del hidrocarburo, es decir si el factor de recuperación de un yacimiento es muy pequeño exista la posibilidad de que el volumen no sea comerciable o rentable y se tendría que parar la explotación. Su importancia se puede ver con el siguiente razonamiento. El volumen original in situ es un valor conocido; si se pudiera determinar de alguna manera el valor del factor de recuperación, el cálculo del volumen recuperable sería inmediato; por lo tanto el problema consiste en obtener este factor de recuperación por anticipado antes de ingresar al proceso de

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producción. De este modo se pueden elaborar proyectos en base a los perfiles de producción y consiguientes planes de inversión. El factor de recuperación se debe conocer de manera inmediata y lo más preciso posible en el campo, su cálculo por el método de Arps para reservorios de petróleo subsaturado implica la utilización de siete variables y más de cuatro constantes que relentizan su cálculo al utilizar una calculadora, pero con el programa que se creará con Visual Basic se podrá calcular dicho valor de manera práctica y sencilla, solo será introducir datos básicos petrofísicos y del fluido y presionar un botón.

3. OBJETIVOS 3.1.

Objetivo General 

3.2.

Utilizar la herramienta de programación de Microsoft Visual Basic para crear una aplicación que nos permita calcular el factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado.

Objetivos Específicos   

Elaborar el algoritmo de programación Utilizar datos de prueba reales de campos existentes que ya declinaron Comprobar la efectividad del programa mediante una comparación entre el factor de recuperación hallado con dicho programa y el valor ya conocido.

4. MARCO TEÓRICO 4.1.

DEFINICÍON DE FACTOR DE RECUPERACIÓN

En la actualidad la administración de yacimientos requiere de un conocimiento inicial de los volúmenes originales de petróleo y gas in-situ, además de la cantidad recuperable de dichos volúmenes. Lo anterior con el fin de diseñar una estrategia de explotación adecuada. El Oilfield Glossary de Schlumberger define al Factor de Recuperación como: “Cantidad recuperable de hidrocarburos existentes en el lugar”, normalmente se expresa en forma porcentual y se calcula se la siguiente manera: 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =

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𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 ̸ 𝐺𝑎𝑠 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 ̸ 𝐺𝑎𝑠 𝑂𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢

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Donde este factor puede ser expresado en fracción, pero por lo general se lo expresa en porcentaje. En la siguiente Figura se mencionan algunos elementos que influyen en el valor del Factor de Recuperación y si están asociados o no al yacimiento.

4.2

RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO

El estado del petróleo sub-saturado implica que existe una deficiencia de gas y que, si hubiera suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, que no hay capa de gas. Por lo tanto, en estas condiciones el yacimiento se encuentra sobre el punto de burbuja y por lo tanto los hidrocarburos se encuentran formando una sola fase, obviamente no existe casquete de gas original. En el siguiente grafico se puede observar el diagrama de fases y comportamiento del petróleo en función a la temperatura y presión del reservorio, del mismo fluido y en condiciones estándar. Este diagrama refleja el estado del fluido del reservorio a medida que se agota la energía de empuje (presión del reservorio) como consecuencia de la producción (declinación del yacimiento), la temperatura es un factor HP PAVILION

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determinante para conocer el estado (fase) de los fluidos después de un cierto tiempo de producción.

En esta primera etapa los líquidos, petróleo y agua, se encuentran comprimidos al momento de descubrir el reservorio. A medida que se desarrolla la producción, los fluidos salen a superficie principalmente por la descompresión; este período tiene una corta duración y se puede notar que el yacimiento declina muy rápidamente.

4.3

MECANISMO DE EMPUJE Ó DESPLAZAMIENTO

El proceso de desplazamiento, que se lleva a cabo en el yacimiento, para que el hidrocarburo pueda fluir hacia los pozos, se da gracias a la expansión y empuje de diferentes materiales contenidos dentro del mismo, pero el material expulsado hacia los pozos debe ser ocupado por otro material para mantener la presión en el espacio ocupado anteriormente por dicho material y así mantener el flujo de fluidos del yacimiento al pozo. El conocimiento de todos estos procesos de empuje y expansión son necesarios para entender el comportamiento del yacimiento actual y poder pronosticar otros comportamientos en el futuro. HP PAVILION

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Los diferentes tipos de expansión dependen de los materiales del yacimiento, tales como el hidrocarburo contenido, la presión de poro, otros fluidos existentes y hasta el tipo de yacimiento que los contiene. Los mecanismos de desplazamiento para la producción de hidrocarburos en un reservorio de petróleo subsaturado inicialmente son por expansión roca-fluido, luego interviene el mecanismo de empuje por Gas en solución.

4.3.1 EXPANSIÓN ROCA-FLUIDO Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos subsaturados, hasta que se alcanza la presión de burbujeo. La expulsión del petróleo se debe a la expansión de sistema. El petróleo, el agua connata y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la producción es pronunciado, como puede observarse en la figura, su caída de presión es prácticamente lineal, por lo tanto mientras actúe. Este mecanismo de desplazamiento el porcentaje de recuperación es bajo, varía entre 2 a 5 %. La liberación del gas disuelto en el petróleo ocurre en la tubería de producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación. La relación gas-petróleo producida permanece constante durante esta etapa de explotación e igual a la razón de la solubilidad inicial como lo muestra la siguiente gráfica

La saturación de petróleo prácticamente no varía. La porosidad y la permeabilidad absoluta disminuyen ligeramente, así como la viscosidad del petróleo. El factor volumétrico del petróleo aumenta también en forma ligera, debido a estas circunstancias el índice de productividad permanece constante.

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En la siguiente figura se muestra el comportamiento típico de RGP en yacimientos subsaturados

4.3.2 ENPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el petróleo, al alcanzar la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del petróleo se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que, si viene cierto que tanto el agua connata y la roca continuarán expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos. También puede ocurrir flujo de la fase gaseosa discontinua, por separación parcial del gas ocluido, cuando la presión del gas excede a la del petróleo que lo confina. El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el petróleo producido. La saturación de petróleo disminuirá constantemente, a causa de su producción y encogimiento por la liberación del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la permeabilidad al petróleo disminuye continuamente, la permeabilidad al gas aumentará. Debido a que este tipo de mecanismo se presenta generalmente en yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula, las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variando generalmente entre 5 y 35 % del petróleo contenido a presión de saturación.

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Se representa gráficamente las variaciones en la relación gas-petróleo contra la producción acumulativa de petróleo.

Comportamiento de la presión en yacimientos que tienen gas en solución. En la siguiente figura se observa diversos puntos los cuales muestran un comportamiento de la razón gas en solución en función al petróleo acumulado durante la vida productiva del yacimiento. Del punto 1 al 2 se observa que la razón gas-petróleo es invariable, esto debido a que la presión del yacimiento es menor a la presión del burbujeo, motivo por el cual no existe liberación del gas en solución, entonces la razón gas-petróleo en este tramo es constante.

Del punto 2 al 3 la presión declina hasta llegar a la presión de burbujeo y la razón gas-petróleo caerá, esto debido a que el gas se libera, pero este gas no se libera repentinamente y llega a la superficie, sino que se va acumulando en

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el yacimientos en forma de burbujas aisladas hasta llegar a una saturación crítica y de ahí recién comienza a fluir. Características en la producción Los yacimientos de petróleo que tienen como energía de empuje una liberación del gas tienen las siguientes características.  Rápida declinación de la presión.  Poca producción de agua. Mínima producción de agua durante la vida productiva del yacimiento.  Rápido Incremento en la relación gas-petróleo. En todos los pozos aumenta considerablemente la relación gas-petróleo. Siempre y cuando la presión del yacimiento se encuentre por debajo de la presión de burbujeo  Baja recuperación de petróleo en la fase final de explotación del yacimiento. Este mecanismo generalmente es el menos eficiente.

4.4

MÉTODO DE ARPS PARA CALCULAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución.

Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.

A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión HP PAVILION

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del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.

Arps desarrolló una ecuación para estimar la eficiencia de la recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual o mayor a la presión del punto de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:

𝐹𝑅 (%) = 41.815 [

∅ (1 − 𝑆𝑤) 0.1611 𝐾 0.0979 𝑃𝑏 0.1741 ] ×( ) × 𝑆𝑤 0.3722 × ( ) 𝐵𝑜 1.00𝜇 𝑃𝑎

Dónde: FR(%) = Factor de recuperación, porcentaje ∅ = Porosidad, fracción. Sw = Saturación de agua connata, fracción. Bob = Factor volumétrico al punto de burbuja, bl/STB. K = Permeabilidad promedio de la formación, Darcys. µ = Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp. Pb = Presión al punto de burbuja, psig. Pa = Presión de abandono, psig Esta ecuación fue derivada de un estudio estadístico de 67 reservorios de arenisca y 13 reservorios de carbonato y es aplicable solo para reservorios donde el empuje por gas en solución es el único mecanismo de recuperación. Si la presión inicial del reservorio es mayor que la presión de burbuja, entonces se debe adicionar a la recuperación obtenida por la ecuación mostrada, la cantidad de petróleo producido por expansión líquida desde la presión inicial hasta la presión del punto de burbuja. La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja, donde el petróleo es producido por la expansión del fluido líquido en el reservorio cuando se reduce la presión, esta normalmente en el rango de 1 a 3%. Sobre el punto de burbuja, la compresibilidad del petróleo es baja, tal como 5 x 10-4 psi-1, lo cual quiere decir que el petróleo posee una expansión volumétrica pequeña, y la producción de petróleo de este reservorio resultará en una rápida declinación de la presión. La recuperación de petróleo para el mecanismo de gas en solución, es decir cuando la presión cae por debajo del punto de burbuja, usualmente está en el HP PAVILION

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rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.

5. DESARROLLO PRÁCTICO Para el cálculo del factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado con mecanismo de empuje por gas en solución, utilizamos la herramienta de programación Microsoft Visual Basic 6.0 y basándonos primordialmente en la ecuación planteada por Arps. El F.R. mediante el método de Arps implica conocer los valores de siete variables, la porosidad de la roca productora, saturación de agua connata, factor volumétrico al punto de burbuja, permeabilidad de la formación, viscosidad del petróleo al punto de burbuja, presión al punto de burbuja y la presión de abandono del yacimiento que son datos básicos de cualquier reservorio. Para ejecutar la aplicación será necesario conocer los valores de estas variables de entrada en unidades correspondientes.

5.1.

PASOS DE PROGRAMACIÓN

Para la programación seguimos la siguiente secuencia: 1) Seleccionar el comando Nuevo proyecto del menú Archivo, para crear una nueva aplicación. 2) Añadir diez controles Label, ocho controles TextBox y tres controles CommandButton en el formulario. 3) Asignar las siguientes propiedades a cada uno de los controles:

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Control Label

Propiedad Caption

Valor Factor de recuperación de un reservorio de petróleo subsaturado por el método de Arps

Label

Caption

Introduce el valor de las siguientes variables y presione Calcular

Label Label Label

Caption Caption Caption

Label

Caption

Porosidad (%) Sw,Saturación de agua connata (%) Factor volumétrico del petróleo al punto de burbuja (Bbl/STB) Viscosidad del petróleo al punto de 12

Label Label Label Label TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox TextBox CommandButton

Caption Caption Caption Caption Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Nombre Caption

burbuja (Cp) Permeabilidad (Darcys) Presión al punto de burbuja (Psi) Presión de abandono (Psi) FR, Factor de Recuperacion [%] Pa Pb porosidad Sw Bo permeabilidad viscosidad FactorRecuperacion Limpiar Datos

CommandButton

Caption

Ejemplo

CommandButton

Caption

Salir

La interfaz de usuario debe tener el siguiente aspecto:

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4) Como se cuenta con una ecuación ya despejada, el siguiente paso es introducir dicha ecuación que será nuestro código de programación. Se tiene: ∅ (1 − 𝑆𝑤) 0.1611 𝐾 0.0979 𝑃𝑏 0.1741 𝐹𝑅 (%) = 41.815 [ ] ×( ) × 𝑆𝑤 0.3722 × ( ) (1) 𝐵𝑜 𝜇 𝑃𝑎 Hacemos doble click en el comando Calcular y designamos las siguientes variables X = Porosidad, dividido entre 100, que es ∅ en la ecuación Y= SaturacionW, dividido entre 100, que es 𝑆𝑤 en la ecuación Bo1 = FVolumetrico, que es 𝐵𝑜 en la ecuación K = Permeabilidad, que es K en la ecuación Vis = ViscosidadOil, que es 𝜇 en la ecuación P1 = PresionPB, que es 𝑃𝑏 en la ecuación P2 = PresionA, que es 𝑃𝑎 en la ecuación Luego para hacer más simple la operación de multiplicación, separamos la ecuación (1) en constantes designando nuevamente valores, la ecuación equivalente a (1) será: 𝐹𝑅 = 41.815 ∗ 𝐴 ∗ 𝐵 ∗ 𝐶 ∗ 𝐷 (2) Dónde: 𝑋 ∗ (1 − 𝑌) 0.1611 𝐴 = [ ] 𝐵𝑜 1 𝐾 0.0979 𝐵 = ( ) 𝑉𝑖𝑠 𝐶 = 𝑌 0.3722 𝑃1 0.1741 𝐷 =( ) 𝑃2 Una vez que se introduce los valores de las variables mencionadas y presionado el ENTER, se transferirá estos valores a las ecuaciones para calcular los valores de A, B, C y D, luego inmediatamente se realizara la operación correspondiente con la ecuación (2) y finalmente reflejarse el valor de FR en el TextBox llamado FactorRecuperacion, al asignar: HP PAVILION

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FactorRecuperacion.Text = FR De esa manera se desarrolla el programa basándose simplemente en operaciones de multiplicación, división y resta. 6. ALGORITMO DE PROGRAMACIÓN

PresionEnter?

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7. PROGRAMA 7.1.

INTERFAZ DEL USUARIO

7.2.

CÓDIGO DE PROGRAMACIÓN Dim P1 As Double Dim P2 As Double Dim X As Double Dim Y As Double Dim Bo1 As Double Dim k As Double Dim vis As Double Dim A As Double Dim B As Double Dim C As Double Dim D As Double Dim FR As Double Dim G As Double Private Sub ejem_Click() Image1.Visible = True Pb.SetFocus End Sub

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Private Sub limpiar_Click() Pb.Text = " " Pa.Text = " " porosidad.Text = " " Sw.Text = " " Bo.Text = " " permeabilidad.Text = " " viscosidad.Text = " " FactorRecuperacion.Text = " " Image1.Visible = False Pb.SetFocus End Sub Private Sub Pb_Change() If IsNumeric(Pb.Text) And Val(Pb.Text) > 0 Then Else MsgBox "Introduzca solo números positivos", , "Error de ingreso" End If End Sub Private Sub Pb_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then Pa.SetFocus End If End Sub Private Sub Pa_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then porosidad.SetFocus End If End Sub Private Sub porosidad_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then Sw.SetFocus End If End Sub

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Private Sub Salir_Click() End End Sub Private Sub Sw_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then Bo.SetFocus End If End Sub Private Sub Bo_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then permeabilidad.SetFocus End If End Sub Private Sub permeabilidad_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then viscosidad.SetFocus End If End Sub Private Sub viscosidad_KeyPress(KeyAscii As Integer) If KeyAscii = 13 Then P1 = Val(Pb.Text) P2 = Val(Pa.Text) X = Val(porosidad.Text) / 100 Y = Val(Sw.Text) / 100 Bo1 = Val(Bo.Text) k = Val(permeabilidad.Text) vis = Val(viscosidad.Text) A = ((X * (1 - Y)) / (Bo1)) ^ (0.1611) B = (k / vis) ^ (0.0979) C = (Y) ^ (0.3722) D = (P1 / P2) ^ (0.1741) FR = 41.815 * A * B * C * D FactorRecuperacion.Text = FR Image1.Visible = False End If End Sub HP PAVILION

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Private Sub Form_Load() Move (Screen.Width - Width) \ 2, (Screen.Height - Height) \ 2 End Sub Private Sub RCTimer1_Timer() If RCHora.Tag = "Mostrar" Then RCHora.Caption = Time RCHora.Tag = "" Else RCHora.Caption = "" RCHora.Tag = "Mostrar" End If End Sub

8. DATOS DE PRUEBA Para poner a prueba la aplicación elaborada, ejecutaremos el programa utilizando datos reales necesarios de un reservorio de petróleo subsaturado, que tiene las siguientes características Nombre del reservorio: Marina Noreste El reservorio Marina Noreste produce petróleo de 25 a 28 °API. Las propiedades de fluidos, utilizadas para el reservorio Marina son las obtenidas mediante el estudio PVT del pozo, realizado con muestra recombinada. Él estudió definió a este fluido como un petróleo sub-saturado. Los resultados más importantes de este estudio se enumeran a continuación: ESTUDIO PVT RESERVORIO MARINA NORESTE MÉXICO Presión de Reservorio 4833 psig

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Temperatura de Reservorio Presión de Burbuja Volumen de Petróleo Original in situ

208 °F 2150 psig 32285 Mbbl

Volumen total de hidrocarburo acumulado hasta la presión 2040 psig

4509 Mbbl

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Factor Volumétrico de petróleo al punto de burbuja

1.411 bbl/STB

Relación de solubilidad (Rsi)

615 Scf/bbl

Viscosidad del Petróleo al punto de burbuja

0.498 Cp

Factor Volumétrico de Gas (βg)

0.0043 pc/pcs

Gravedad API

27 °API

Gravedad Específica del gas

0.75

Porosidad

19%

Saturación de Agua Connata

32%

Permeabilidad

0.064 Darcys

Presión de abandono

2040 psig

Boi

1.368 bbl/STB

9. RESULTADOS OBTENIDOS 9.1.

CÁLCULO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN CON LA APLICACIÓN

Introducimos los datos necesarios correspondientes y presionamos ENTER

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a

la

aplicación

en

unidades

20

Facctor de recuperacion = 15.37 %

9.2.

CALCULO ANALITICO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN POR DEFINICIÓN

Ahora calcularemos el FR mediante su definicion, es decir 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜 𝐹𝑅 = × 100 % 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑂𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢 Se cuenta con datos del volumen de petroleo original in situ y el volumen de petroleo recuperado o volumen acumulado hasta llegar a una presion de 2040 psi, reemplazando datos 4509 𝑀𝑏𝑏𝑙 𝐹𝑅 = × 100 % 32285 𝑀𝑏𝑏𝑙 𝐹𝑅 = 13.97 %

9.3.

Comparación Método

HP PAVILION

Aplicación, Arps

Factor de Recuperación 15.37

Análitico

13.97

%Diferencia 9.11

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10.

CONCLUSIONES

 Se realizó la programación correspondiente en Microsoft Visual Basic 6.0, donde se obtuvo la aplicación para calcular el factor de recuperacion de un reservorio de petroleo subsaturado.  Para comprobar la efectividad de la aplicación creada, se puso a prueba el programa utilizando datos del reservorio Mexicano Marina Noreste donde se obtiene con el programa un Factor de recuperacion de 15.37 %.  Mediante la definición básica de factor de recuperación, se calculó el valor de F.R. aprovechando los datos de volumen original in situ de petróleo y el volumen acumulado de hidrocarburo hasta la presión de 2040 Psig, mostrando un resultado de F.R. igual a 13.97 %.  Finalmente se hizo una comparación de resultados del Factor de recuperación hallado con la aplicación y analíticamente por definición, donde el porcentaje de diferencia entre ambos valores es del 9.11%, como esta diferencia llega apenas al 9% podemos asegurar que la aplicación creada para el cálculo del factor de recuperación para un reservorio de petróleo subsaturado por el método de Arps, marcha correctamente y es totalmente confiable.

11.

BIBLIOGRAFIA

 Jose Luis Rivero S., Analisis Nodal y Explotacion de Petroleo, 2007  Callejas Herrera Hermas, INGENIERIA DE RESERVORIOS I, Bolivia, La Paz, Marzo de 2009  Callejas Herrera Hermas, COMPUTACION PARA INGENIERIA I Y LABORATORIO, guia y material de estudio, La Paz, Bolivia, Agosto de 2015.  Callejas Herrera Hermas, PROGRAMACION APLICADA, guia y material de estudio, Bolivia, La Paz, 2009  Comisión Nacional de Hidrocarburos, “Documento Técnico 1-Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México”, 2010.  GARCÍA MARTÍNEZ DIEGO ALBERTO, “EL FACTOR DE RECUPERACIÓN; LA INCERTIDUMBRE EN SU CÁLCULO”, UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO, 2016  PEMEX, (2004), “Lineamientos para la Estimación y Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos”, México.  PEMEX., (2013), “Las Reservas de Hidrocarburos”, México.  Apuntes de Principios de Mecánica de yacimientos. Facultad de Ingeniería UNAM. HP PAVILION

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