1.1.1 RESERVAS

Las reservas, son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento que son

factibles de recuperación a condiciones económicas y tecnológicas del momento, y por tanto es

importante calcular y analizar el comportamiento de drenaje de los reservorios frente al Área

limitada por los mismos.

1.1.1.1 Petróleo Original En Sitio (POES)

El petróleo original en sitio, es el volumen inicial u original del petróleo existente en las

acumulaciones naturales.

1.1.1.2 Reservas Probadas

“Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones”1. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.

1

1.1.6.3 Reservas Probables

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las probables.

2.1.1.1. Índice de Productividad

El Índice de Productividad, es una medida del potencial del pozo o de su

capacidad de producir, utilizada para determinar la rata óptima de producción del

pozo y para ello es necesario construir la curva IPR (realizadas en el Anexo No.2),

en base a los parámetros del yacimiento obtenidos en los B’UP, siendo el de

mayor utilidad el relacionado con el índice de productividad del pozo (IP o J), que

se lo puede calcular con la siguiente ecuación:

IP= QPR−PWf

(2.1)

Para los pozos seleccionados, el índice de productividad se va a mantener

constante debido a que éstos producirán sobre la presión de burbuja.

2.1.1.2. Producción al Punto de Burbuja

Para evitar daños en una bomba electrosumergible, es necesario seleccionar una

presión de entrada a la bomba mayor que la presión de burbuja. Por consiguiente,

la profundidad de asentamiento de la bomba en aquellos pozos seleccionados,

está en función de la presión de succión, se considera como factor de seguridad

200 psi sobre la presión de burbuja, para evitar que la bomba cavite.

2.1.1.3. Relación Gas-Petróleo (GOR)

Se define como el número de pies cúbicos estándar de gas que pueden disolverse

en un barril estándar de petróleo, cuando ambos son llevados a las condiciones de

presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento; viene expresado en (PCS /

BF).

El sistema electrosumergible maneja una menor cantidad de gas libre; debido a

que en presencia en grandes cantidades de gas, ocasiona severos problemas,

especialmente: cavitación en la bomba y disminuye su eficiencia; para evitar este

tipo de problemas, se instala un separador de gas.

2.1.1.4. Permeabilidad de la Formación

La permeabilidad, se define como la capacidad que tiene una roca porosa de

movilizar fluidos de la formación hacia el pozo, por lo que es necesario considerar

valores altos. Siempre que se tenga un buen medio de comunicación entre la

formación y el pozo, y un buen empuje hidráulico, se obtendrá como resultado un

considerable volumen de llenado en el pozo.

3.1.1. DENSIDAD ( ρ )

Se conoce como peso específico, y es el peso por unidad de volumen de una

sustancia. La densidad del petróleo puede variar, dependiendo de las condiciones

de presión y temperatura existentes; también la densidad va a depender de la

cantidad de gas que esté en solución. Si la presión de interés se encuentra por

encima de la presión del punto de burbuja, todo el gas disponible se encuentra en

solución.

3.1.2. GRADIENTE DE PRESIÓN

Es definido como la presión que ejerce cada pie de altura de la columna de un

fluido. Cuanto mayor sea la densidad de un fluido, mayor será el gradiente de

presión que ejerza. El agua fresca ejerce un gradiente de presión de 0.433 [psi/ft].

El gradiente de presión para diferentes fluidos, puede ser hallado con la siguiente

ecuación:

Gradiente de Presión=γ fluido×0.433( psipie ) (3.1)

Donde:

γ fluido→ Gravedad Específica del Fluido

3.1.3. GRAVEDAD ESPECÍFICA (γ )

Se define como la razón de densidad de un fluido para la densidad de algún fluido

de referencia, medidas a la misma condición de presión y temperatura. En los

líquidos, el agua es el fluido de referencia y en los gases, el aire es el gas de

referencia.

γ o=ρ fluidoρw

(3.2)

3.1.4. VISCOSIDAD (μ )

La viscosidad de un fluido, es una medida de la fricción interna o resistencia que

ofrecen sus moléculas a fluir.

Debido a que el petróleo tiene una mayor resistencia al flujo en una tubería, esto

causa una serie de problemas, debido a que las bombas requieren mayor potencia

para vencer la resistencia creada por los líquidos viscosos. La unidad de medida

de la viscosidad es el centipoise (cp), y varía inversamente con los cambios de

temperatura.

a) Relación de Gas-Petróleo en Solución (Rs)

Representa el volumen de gas disuelto en el petróleo, a las condiciones

prevalecientes del yacimiento y viene expresado en (PCS / BF).

La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: presión, temperatura y

composición de fluidos.

Si se mantiene la presión constante para un mismo petróleo, la solubilidad

disminuye al aumentar la temperatura, por el contrario, si la temperatura se

mantiene constante y aumenta la presión, la solubilidad aumenta.

Figura 3.1 GRÁFICO DE SOLUCIÓN GAS-PETRÓLEO (Rs)

FUENTE: Calos Bánzer S., “Correlaciones numéricas P.V.T”.

Esta propiedad se puede calcular con la correlación de Standing:

R s=γ g×[( Pb

18.2+1.4)×10 (0.0125× API−0.00091×T ) ]

1.2048

(3.6)

Donde:

R s→ Relación Gas-Petróleo en Solución (PCS/BF)

γ g→ Gravedad específica del gas

Pb→ Presión de burbuja (psi)

° API→ Gravedad API del petróleo

T→ Temperatura del yacimiento (°F)

b) Factor Volumétrico del Petróleo

El factor volumétrico del petróleo (Bo), también conocido como factor volumétrico

de la formación; se define como el volumen que ocupa a condiciones de presión y

temperatura del yacimiento, un barril estándar de petróleo más su gas en solución

(petróleo saturado), por unidad volumétrica de petróleo a condiciones estándar.

Figura 3.2 CORRELACIÓN DE STANDING PARA DETERMINAR Bo.

FUENTE: Carlos Bánzer S., “Correlaciones Numéricas, P.V.T”

Un ajuste de la correlación de la gráfica anterior (Standing), está dado por la

siguiente ecuación:

Bo=0.9759+(12×10−5 )×F1.2 (3.7)

F=R s×( γ gγ o )0.5

+ (1.25×T ) (3.8)

Donde:

Bo→ Factor volumétrico del petróleo (BLS/BF)

R s→ Relación Gas-Petróleo en solución (PCS/BF)

T→ Temperatura del yacimiento (°F)

γ g→ Gravedad específica del gas

γ o→ Gravedad específica del petróleo

c) Factor Volumétrico del Gas

Relaciona el volumen del gas en el yacimiento, al volumen del mismo en

superficie, es decir, a condiciones normales.

Generalmente, se expresa en pies cúbicos o barriles de volumen en el yacimiento

por pie cúbico de gas a condiciones normales, o bien como sus recíprocos, en

pies cúbicos a condiciones normales por pie cúbico o barril de volumen en el

yacimiento. Se expresa por la siguiente fórmula:

Bg=P sc×z×T

T sc×P (3.9)

Cuando la Tsc = 60°F y la Psc = 14.7 psia, se tiene:

Bg=0.00503z ×TP

,[ BlsPCS ] (3.10)

Bg=198.8P

z×T,[ PCSBls ] (3.11)

Donde:

Bg→ Factor volumétrico del gas

z→ Factor de compresibilidad del gas, (adimensional)

P→ Presión de entrada de la bomba, (psi)

T→ Temperatura del yacimiento (°R)

d) Volumen Total de Fluidos

Una vez que se conocen la Relación de Gas-Petróleo en Solución (Rs), el Factor

Volumétrico del Petróleo (Bo), y el Factor Volumétrico del Gas (Bg), los volúmenes

y porcentajes de agua, petróleo y gas pueden ser determinados.

El volumen total de gas libre y en solución a la profundidad de asentamiento, se

puede calcular como sigue:

GasTotal=GOR×Qodeseado

1000[MPC ] (3.12)

Gas enSoluci ón=R s×Qodeseado

1000[MPC ] (3.13)

El Gas Libre que ingresa a la bomba, se calcula con la siguiente expresión:

Gas Libre=GasTotal−Gas en Solució n (3.14)

El volumen de petróleo (Vo) a la entrada de la bomba, es igual a los barriles

producidos por el Bo.

V o=Qodeseado×Bo [BOPD ] (3.15)

El volumen de agua (Vw) a la entrada de la bomba, es igual a los barriles

producidos por el Bw.

V w=Qw×Bw [BAPD ] (3.16)

El volumen de gas (Vg) a la entrada de la bomba, es igual a la cantidad de gas

libre por el Bg.

V g=Gas Libre×Bg [BGPD ] (3.17)

Por lo tanto, el volumen total de fluido que manejará la bomba es:

V T=V o+V w+V g (3.18)

El porcentaje de Gas libre presente a la entrada de la bomba, con respecto al

volumen total del fluido es:

% deGas Libre=V g

V T

×100 % (3.19)

El gas libre que ingrese a la bomba, debe ser menor al 10%, caso contrario, se

necesita instalar un separador de gas, especialmente en bombas que tienen

etapas con impulsor de flujo radial.

- Cálculo de la Presión de Cabeza

Es la presión requerida para vencer la fricción del sistema de superficie (línea,

conexiones y válvulas), y llegue a las facilidades de producción. Se debe

transformar las unidades de presión a unidades de altura de presión, usando la

siguiente ecuación:

Pc (pies )=Pc ( psi)

0.433×γmezcla