yacimientos de gas

1. REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION
UNEFA: UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LA FUERZA
ARMADA
PETROLEO D-1 SEMESTRE 7
TUCUPIDO, EDO-GUARICO.
CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS
Y CÁLCULO DE HIDROCARBUROS EN SITIO
MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Y
BALANCE DE MATERIALES
PROFESOR:
Efraín Ortiz
INTEGRANTES:
Sandoval Elio C.I 23.953.061
Rodríguez Angelo C.I 20.525.948
Rodríguez Yessica C.I 20.260.164
Requena Ángel C.I 19.374.455
Ojeda Javier C.I 18.834.775
Andrade Luis C.I

2. INTRODUCCIÓN:
La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena
factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el
hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el
hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar
a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo.
Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de
petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas
ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.
Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales
indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente
explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de
yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de
laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.
La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para
buscar un resultado, posee también componentes, los cuales en modo de
ejemplos pueden estar determinados cómo se distribuye la mano de obra entre los
diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre
consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la
generación de productos para el autoconsumo y para la venta, entre otras.
También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir
con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos
serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el
último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se
extrae naturalmente.

3. Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos
fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base
al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de
los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo.
A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan
saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de
una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las
cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de
los fluidos producidos por el pozo.

4. CONITEIDO:
CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE
HIDROCARBUROS EN SITIO MEDIANTE MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Y
BALANCE DE MATERIALES:
DIAGRAMA DE FASE PRESIÓN TEMPERATURA:
Los diagramas de fase son representaciones gráficas de las fases que existen
en un sistema de materiales a varias temperaturas, presiones y composiciones.
Los diagramas, en su mayoría, se han construido en condiciones de equilibrio (Los
diagramas de equilibrio de fases se determinan mediante la aplicación de
condiciones
de
enfriamiento
lento),
y
son
utilizados
por
ingenieros
y científicos para entender y predecir muchos aspectos del comportamiento de los
materiales.
La calificación de metales y aleaciones es uno de los procesos que más
identifica a la Metalurgia. Los procesos de solidificación implican el conocimiento y
control de las variables involucradas (por ejemplo, temperatura, composición,
Velocidad de flujo, etc.) en el procesamiento de los materiales metálicos para
obtener la estructura, la composición y la forma deseada de ellas.

5. TIPOS DE YACIMIENTOS:
Yacimiento, depósito o reservorio petrolífero: es una acumulación natural de
hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca
almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural,
son retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad.
El petróleo crudo encontrado en depósitos de petróleo se forma en la litosfera
a partir de los restos de organismos del pasado (fósiles), depositados en grandes
cantidades en fondos anóxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico y
cubiertos
por
espesas
capas
de
sedimentos.
Millones
de
años
de
transformaciones químicas (craqueo natural), debidas al calor y la presión durante
la diagénesis, cambiaron los restos de microorganismos (animales y vegetales) en
petróleo y gas natural. Roy Murmi, un consejero de Schlumberger, describió el
proceso de la siguiente manera: «Plancton y algas, proteínas y la vida que flota en
el mar, cuando mueren caen al fondo, y estos organismos son el origen de nuestro
petróleo y gas. Cuando se entierran con el sedimento acumulado y llegan a una
temperatura adecuada, algo por encima de 50 a 70 °C comienzan a cocinarse.

6. Esta transformación, este cambio, los convierte en hidrocarburos líquidos que se
mueven o migran, llegando a formar nuestros depósitos de gas y petróleo».

7. Yacimientos de gas
Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la
temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en
yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.
Yacimientos de gas seco: Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial
excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros
de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta
energía cinética de las moléculas y a su baja tracción, no alcanzan la forma de
líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén.
Yacimientos de Gas Húmedo: Son aquellos yacimientos que su temperatura
inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por
hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero
si lo hacen en superficie ( en el separador Como consecuencia de la disminución
en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas originando un
aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido.

8. Yacimiento de gas condensado: Estos están constituidos por los fluidos tal que
por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que
puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de
yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión
se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil,
esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos.
Yacimientos Saturados: Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la
presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona

9. gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el
crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas
de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La
zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento
subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está
en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas).
yacimiento subsaturado: Son yacimientos que se encuentran en condiciones de
presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de
gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo
de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la
relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado
que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el
yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de
hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del
volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a
profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los
sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un
pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden

10. originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución en la presión también
origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expansión de los
fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional", puede ocurrir en
este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia cuando se
maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la
presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede
ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.
MECANISMOS DE EMPUJES NATURALES POES GOES:
Los mecanismos de empuje son los responsables de aportar la energía
necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es decir,
para que los fluidos puedan ser explotados. El empuje del petróleo hacia los pozos
se efectúa inicialmente por la presión natural que tiene el yacimiento.
El GOES puede ser hallado por métodos analíticos o volumétricos.Con el método
volumétrico se tiene que:

11. Para deducir la EBM para este tipo de yacimientos se necesita balancear
respecto al volumen original, al volumen de poros disponibles y al número de
moles. En este punto sería recomendable considerar las condiciones del
yacimiento. Si el yacimiento es volumétrico, entonces
Si se continúa desarrollando la ecuación y se sabe que se puede obtener de
manera general
Cuando el yacimiento no es volumétrico entonces una de las maneras de
conocer el GOES es aplicar el método de la línea recta. Si se presenta el caso de
un yacimiento de gas húmedo, donde ocurre una condensación de líquido durante
la circulación en tubería debido al cambio de la condiciones de temperatura y
presión, se producirá en superficie cierta cantidad de ese líquido, pero que debe
ser contabilizado como parte del Gp, ya que a condiciones de yacimiento este se
encontraba también en fase gaseosa. Para esto y ese volumen se le suma al gas
producido para poder aplicar la EBM y encontrar el GOES.
El balance de materiales aplicado a yacimientos de petróleos es un herramienta
útil para determinar con cierta certeza parámetros como el POES, GOES (N,m),
determinar el aporte de cada mecanismo de recobro (Io, Ig, Iw) y el grado de
incertidumbre asociado al resultado, es decir, qué tanto se aleja el valor de N
calculado del valor de N verdadero.
Estos resultados se obtienen a partir de la historia de producción (Np, Gp, Wp,
We) y la data PVT (βo, βg, βw, Rs) así como la relación presión-tiempo para cada
requerimiento.
Cuando se utiliza este tipo de tipo métodos hay que tener presente que el
modelo de yacimientos que se analiza es uno tipo tanque, donde se considera que
las propiedades termodinámicas son uniformes en todo el volumen del yacimiento.
En el caso de la simulación de yacimientos el modelo usado es diferente; se hace
una partición del yacimiento en unidades más pequeñas y se estudian las

12. propiedades de cada partición individualmente, con lo que se logra un resultado
más cercano a la realidad.
Las propiedades de un yacimiento por lo general no siguen un comportamiento
lineal en el tiempo cuando se modifica la presión, es decir, se producen los fluidos
que este contiene. Una manera de conocer que tan cercano es el resultado que se
obtiene utilizando la ecuación de balance de materiales y su particularización para
el método de la línea recta, es hacer un ajuste por Mínimos Cuadrados de los
datos de la historia de producción y PVT. Al encontrar los coeficientes de la mejor
línea que ajuste a los datos podemos obtener el coeficiente de correlación que
existe entre los datos manejas, y asi saber que tanto se alejan nuestros resultados
entre sí. Una correlación muy cercana o igual a 1 nos da idea de que nuestros
resultados se ajustan a lo esperado.
Así cómo es posible conocer el índice de producción de cada mecanismo de
empuje planteado por Pearson, es posible conocer la contribución fraccional de
todos los mecanismos que influyen en la producción.
Es útil conocer gráficamente como contribuyen los mecanismos a la producción,
para tener idea de cuál mecanismo favorece mayoritariamente al yacimiento.
Los factores más importantes que representan la incertidumbre asociada a los
resultados que vamos a obtener provienen de errores en la medición y estimación
de la presión del yacimiento, de sus datos PVT, errores en la historia de
producción y la mala interpretación de los mecanismos de empuje presentes.
CALCULO
DE
HIDROCARBUROS
EN
SITIO
MEDIANTE
MÉTODOS
VOLUMÉTRICOS. CALCULO DE VOLUMENES BRUTOS MEDIANTE MAPAS
ISOPACOS:
El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de
algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de
hidrocarburos en una roca yacimiento específico. El método volumétrico, es usado

13. esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo,
gas, condensado, entre otros. El método depende de parámetros del yacimiento como: el
volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los
fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se
caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos
características importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena
contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor,
para
un
estrato
de
arenisca
tipo
paralelepípedo.
Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumétrico, se puede deducir la
ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento:
Donde:
N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de yacimiento.
A= Extensión areal del yacimiento de hidrocarburos.
h= Espesor de la roca yacimiento (porosa).
Fi= Porosidad del yacimiento.
Sh= Saturación de hidrocarburos.
Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en función de la saturación
de agua para un sistema yacimiento agua- hidrocarburo. Donde los poros estarán
saturados con una fracción de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh= 1- Sw.
De igual manera para realizar el estudio de la cantidad de hidrocarburo en un sistema
yacimiento, es necesario hacer un desarrollo más adecuado de la ecuación 1.
Para un yacimiento de petróleo, se incorporan dos factores a la ecuación 1 con el fin de
expresar la unidades en el sistema correcto, que en éste caso, es la cantidad de petróleo
en barriles y llevar dicha cantidad a condiciones de superficie, por medio del factor
volumétrico de formación del petróleo.

14. El área del yacimiento, es representada en acres y el espesor en pies, pero dicha
unidad se debe llevar a barriles por ello por medio de los factores de conversión se llega a:
Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl
Dividiendo ambos factores se obtienen:
7758 bbl / 1 acre-pie, y éste será el factor a multiplicar la ecuación 1, para un yacimiento
de petróleo, usando unidades de campo.
El otro factor a introducir será el Bo (factor volumétrico de formación del petróleo), éste
valor nos permitirá relacionar la cantidad de petróleo a condiciones de yacimiento y a
condiciones de superficie. Sus unidades son: BY/BN generalmente, y por ello al dividir la
ecuación 1 entre el Bo, conoceremos la cantidad de crudo a condiciones de superficie, es
decir, que cantidad de petróleo se obtendrá en superficie.
Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de petróleo, la ecuación 1 se
convertirá en:
Donde:
N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a superficie).
A= Área del yacimiento, en acres.
h= Espesor de la roca yacimiento, en pies.
Fi= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional.
1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional.
Boi = Factor volumétrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN.
El valor calculado corresponde al POES, que es la cantidad original o inicial de petróleo
existente en la roca yacimiento antes de empezar a producir.

15. Para el estudio de un yacimiento de gas, la ecuación 1, sufrirá otra leve transformación
pero similar a la introducida para un yacimiento de petróleo. Un factor referido a la
conversión de las unidades y otro a la relación de la cantidad de gas a condiciones de
yacimiento y condiciones de superficie, a través del factor volumétrico de formación del
gas.
El área del yacimiento es expresada en acres y el espesor en pies, por lo tanto el
volumen será obtenido en acres-pie, pero en éste caso se llevará a pies cúbicos por
referirse al gas hidrocarburo. Para efectuar la conversión adecuada se procederá de la
siguiente manera:
Existen: 43560 ft2 / 1 acre.
Sólo con éste factor se obtendrá el volumen de gas en pies cúbicos al aplicar la ecuación
del método volumétrico.
El nuevo factor, es el factor volumétrico de formación del gas, el cual me llevará la
cantidad de gas de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie, la unidad
necesaria para el FVF del gas, será PCY/PCN, con el fin de obtener el resultado en PCN
(pie cúbicos normal).
Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de gas, la ecuación 1 general, se
transformará en :
Donde:
G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).
A= Área del yacimiento, en acres.
h= espesor de la roca yacimiento, en pies.
Fi= porosidad de la roca yacimiento, en fracción.

16. Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción.
Sgi= 1-Sw
Bgi= factor volumétrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN.
El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original en sitio o la cantidad de gas
en pies cúbicos originalmente en el yacimiento.
Los mapas isopacos son de gran ayuda para el cálculo de volumen de roca a
través del método gráfico, el cual será tratado en temas posteriores. Una vez
plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas
matemáticas o por medio de un instrumento llamado: planímetro, el área
encerrada
por
cada
curva
o
extensión
de
la
arena
contenedora.
Es de importancia tener presente los límites del yacimiento y la presencia de
fallas, que modificarán el área encerrada por las curvas estructurales. La
extensión del yacimiento, se determinará por algunas características tales como:
cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o
adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.

17. Mapa isópaco.
La técnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente en
plasmar la información obtenida por medio de pozos en mapas, con la información
se construirá un mapa isopaco, que consiste en una serie de curvas trazadas por
puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser de espesor total,
de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un
indicio del espesor de las capas.
RESERVAS:
Volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones
rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe
saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el
"petróleo original en situ" (OOIP).

18. Tipos:
Reservas
probadas:
Son
volumen
de hidrocarburos
contenido
en
los
yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción,
que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser
producidos comercialmente; es decir, hay pruebas de producción que me indica,
que ese petróleo está ahí con una curva de declinación de producción. Por
ejemplo; se puede determinar las reservas con un balance de materiales o con
una simulación de yacimiento.
Reserva original:
Es aquel valor de reservas que se calcula al considerar los volúmenes
originales tanto de crudo, como los de gas y condensados, un factor de
encogimiento y un factor de recuperación. El factor de encogimiento se aplica para
considerar los cambios experimentados por los hidrocarburos al pasar de las
condiciones del yacimiento a las condiciones atmosféricas. El factor de
recuperación estima el volumen efectivo que puede ser extraído de acuerdo al tipo
de yacimiento y la tecnología que sea aplicada al momento de la explotación.
También se puede decir que la reserva original es la fracción del recurso que
podrá
obtenerse
al
final
de
la
explotación
del
yacimiento.
Reservas probables: Volúmenes contenidos en áreas donde la información
geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un
grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Al decir un
grado menor de certeza, se refiere, a lo mejor que ya no estoy produciendo de ahí;
pero hay unos parámetros que me indica, que si puede haber este petróleo y que
si lo puedo producir.
Entonces las reservas probables pueden ser estimadas
suponiendo condiciones económicas futuras favorables; es decir, a lo mejor no
puede ser ahorita pero en el futuro si, diferente a las utilizadas para las reservas
probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito; es decir, el

19. Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir
de forma económicamente rentable es de un 50%, eso lo vamos a considerar
como una reserva de tipo probable, porque los estudios de producción en un
momento me dijeron que ahí hay, pero no lo puedo producir, ya que, si no le gano
no voy a perder; es decir, que se queda ahí. Entonces; a veces hay pozos que
están cerrados; por ejemplo, digamos que un pozo que produce 10 barriles de
petróleo y que viene con producción de agua, se gasta cierto dinero en producir
ese petróleo, ¿Por qué? Porque yo tengo que separar el petróleo del agua,
además tengo que ver que hago con esa agua y tengo que distribuirla, y para
distribuirla tiene que haber una tubería que va desde los separadores hasta el
tangue y tiene que haber una tubería que va hasta la estación de flujo. Entonces,
si este costo de producción es aproximadamente 10$ y si cuesta 8$ el barril se
deja ahí, ya que, no voy a estar perdiendo 2$ por cada barril que se produzca y
cuando sea económicamente rentable se abre el pocito. En conclusión, cada pozo
va a tener un costo de producción.
Reservas desarrolladas:
Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes,
incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la
infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de
inversión. En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaría y, o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando
la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos
requeridos para ello, sean considerablemente menores, y la respuesta de
producción haya sido la prevista en la planeación del proyecto correspondiente.
Reservas no probadas:
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al
extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de
razonable certidumbre, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios

20. tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la
evaluación. En situaciones de desarrollo no inmediato, los volúmenes de
hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificados
como reservas no probadas.
Reserva remanente:
Son aquellas reservas que se calculan al restar a los componentes de la reserva
original, los volúmenes de crudo, gas y condensado que han sido extraídos
durante la vida productiva del yacimiento.
Reserva de aceite:
Son aquellas cantidades de aceite medidos a condiciones estándar que se
anticipa serán recuperados desde las acumulaciones conocidas a partir de la
fecha dada con cualquiera de los métodos y sistemas de recuperación.
Reserva de gas asociado:
Es aquella cantidad de gas que se encuentra disuelta en el aceite, que se
pueden producir económicamente con los sistemas de recuperación conocidos.
Reservas de gas libre:
Son aquellas cantidades de gas que no se encuentran disueltas en el aceite, éste
se presenta como casquete de gas, que se anticipa, serán recuperadas desde las
acumulaciones
conocidas
a
partir
de
la
fecha
dada.
Reservas posibles: Volúmenes contenidos en áreas donde la información
geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un
grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.
Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y
gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su

21. estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito.
Las reservas posibles es igual a las reservas probables, solamente que el
porcentaje de éxito, ya no es de un 50%, sino es inferior a un 10%.
El factor de recobro:
Es el volumen de petróleo que se puede recuperar de un yacimiento utilizando
las tecnologías, economías y regulaciones gubernamentales de exploración y
producción existentes para el momento de su cálculo, con la información de
geología e ingeniería disponibles.
En realidad la reserva petrolera cuenta con mucho más petróleo, pero no todo
puede ser explotado. Por lo tanto, los yacimientos se estudian y se establece qué
cantidad puede sacarse.
En el caso de la Faja se ha considerado que se puede producir el 20% de la
reserva (factor de recobro). Sin embargo, la Academia Nacional de Ingeniería y el
Hábitat, estima que este factor es muy alto, dadas las tecnologías con las que se
cuentan actualmente.
ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES. DEFINICIÓN, SUPOSICIONES Y
PRINCIPIOS EN LOS CUALES SE BASA. DERIVACIÓN DE LA ECUACIÓN DE
BALANCE DE MATERIALES. FORMA LINEAL DE LA ECUACIÓN:
La ecuación de balance de materiales (EBM): se deriva como el balance
volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un
vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión
en el yacimiento.
Principios en los cuales se basa: Se basa en la ley de conservación de la
materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre
constante

22. La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en
1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iníciales en
el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la
cantidad de fluidos producidos.
Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas
consideraciones importantes, tales como:
1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.
2. El PVT es representativo del yacimiento
3. Proceso isotérmico
4. Cw y Cf son despreciables
5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y
temperatura de yacimiento
6. Dimensión cero.
Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar
hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el
comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen
por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro.
Suposiciones de la EBM:
Las suposiciones generales de la EBM son:
La presión y saturaciones del yacimiento son uniformes en un tiempo dado.
Existe equilibrio termodinámico para cada componente en las fases gas y líquido
en el yacimiento y en los separadores.
Las propiedades petrofísicas de la formación son uniformes.
El yacimiento no tiene pierna de petróleo.

23. Solo se produce la fase gaseosa existente en el yacimiento, la fase líquida es
inmóvil excepto por procesos de revaporización a bajas presiones de agotamiento.
Todos los pozos producen de la misma composición y al mismo sistema de
separación
superficial.
No
existe
empuje
hidráulico.
Derivación de la ecuación de balance de materiales: La forma general de la ecuación
de balance de materiales (EBM) fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941,
establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iníciales en el yacimiento y la
cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos
producidos. El comportamiento volumétrico de los yacimientos de petróleo está
caracterizado
por
los
siguientes
términos
· Expansión del petróleo.
· Expansión del gas en solución.
· Expansión de la capa de gas.
· Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.
· Influjo de agua.
· Inyección de gas/agua.
·Vaciamiento.
en
la
EBM.

24. Expansión del petróleo.
NBoi: volumen de petróleo inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]
NBo: volumen de petróleo actual a condiciones de yacimiento [MMbbl]
La expansión del petróleo es [MMbbl]:
N (Bo − Boi)
Expansión del gas en solución.
NRsi: gas en solución inicial a condiciones normales [MMMSCF]
NRsiBgi: gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]
NRsBg: gas en solución actual a condiciones de yacimiento [MMbbl]
La expansión del gas en solución [MMbbl]

25. NBg (Rsi − Rs)
La expansión del gas en solución + gas en solución
N [Bo − Boi + Bg (Rsi − Rs)]
N [(Bo + Bg (Rsi − Rs)) − (Boi)
usando el concepto del factor volumétrico de formación bifásico se tiene:

26. N [Bt − Bti]
Bt: Factor volumétrico de formación bifásico (2F)
Bt = Bo + Bg (Rsi − Rs)
Expansión de la capa de gas.
mNBoi: volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]
volumen actual de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]
La expansión del gas en la capa de gas [MMbbl]

27. Expansión agua connata y reducción del volumen poroso.
La compresibilidad isotérmica se define como:
El cambio en el volumen de agua y la roca debido a la disminución de presión es:
El volumen total de agua y roca es:
La expansión del agua connata y reducción del volumen poroso es [MMbbl]:
Influjo de agua:
La expresión más simple para calcular el volumen de influjo de agua a un yacimiento es:
We = cW (pi − p)
W: volumen inicial de agua en el acuífero (depende de la geometría del acuífero)

28. pi: presión inicial del yacimiento/acuífero
p: presión actual del yacimiento/acuífero (presión en el contacto agua-petróleo)
c: compresibilidad total (c = cw + cr)
Esta ecuación está basada en la definición de compresibilidad isotérmica y puede ser
aplicada para acuíferos muy pequeños. Para acuíferos grandes se requiere un modelo
matemático que incluya la dependencia del tiempo para tomar en cuenta el hecho que el
acuífero requiere un cierto tiempo para responder a un cambio en la presión del
yacimiento.
Vaciamiento.
La producción acumulada de petróleo, gas y agua es:
NpBo: producción de petróleo [MMbbl]
GpBg: producción de gas [MMbbl]
NpRsBg: producción del gas en solución [MMbbl]
WpBw: producción de agua [MMbbl]
La inyección acumulada de fluidos es:
WiBw + GiBg: inyección de agua y gas [MMbbl]
Definimos la Relación gas-petróleo acumulada [MSCF/STB]
El vaciamiento total es [MMbbl]

29. Producción de petróleo, gas y agua
Ecuación general.
Combinando las expresiones anteriores y obtenemos la ecuación general del balance de
materiales:
Se puede observar que el vaciamiento (lado izquierdo de la ecuación) es igual a la
expansión de las zonas de petróleo y gas libre, expansión de la roca y agua connata y al
influjo de agua.

30. Aspectos relevantes de la EBM:
- No tiene forma diferencial, la EBM fue derivada comparando los volúmenes actuales a la
presión p, con los volúmenes iniciales a la presión pi.
-Es cero dimensional, sólo se evalúa en un punto del yacimiento.
- Aunque la presión aparece sólo explícitamente en el término de la expansión de la roca y
el agua connata, se encuentra implícita en los parámetros PVT, los cuales son
dependientes de la presión. También es de hacer notar que los cálculos de influjo de agua
son dependientes de la presión.
- Muestra independencia del tiempo, aunque en algunos modelos de influjo de agua se
muestra dependencia explicita del tiempo.
Línea recta: La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van
Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste
en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con
respecto a otro. Para ello definimos los siguientes términos:
F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw
Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg
Eg = Bo(Bg/Bgi – 1)
Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp
Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw
Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo,
gas y de la formación respectivamente.

31. Quedando la ecuación de la siguiente forma:
F = NEt +We
Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:
F − We = NEt
Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en
sitio)
y
debe
pasar
por
el
punto
(0,0).
De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse,
entre estos casos tenemos:
a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del
volumen poroso (m=0, We=0):
F = N[Eo + Efw]

32. b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:
Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:
F/Eo = N + NmEg/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de
mN.
c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso:
F – We = N[Eo + Efw]
Al graficar se obtiene que la pendiente es N.

33. d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:
(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de
mN.
e.- Empuje por agua y gas disuelto:
F/Eo = N + We/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es
igual a 1.

34. Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES):
El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
POES = 7.758 x A x e x
x Soi x 1/Boi
Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las
Reservas de Petróleo Recuperables Originales.
Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES):
El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas
Petróleo Origina (Rsi):
GOES = POES x Rsi
Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES):
El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente
relación:
GOES = 43.560 x V x
Abreviatura
x Sgi x 1/Bgi
Parámetros
V
Volumen
A
Área
E
Unidades
Espesor
Porosidad
Swi
Saturación de agua inicial
acre-pie
acre
pie
fracción
fracción
Soi
Saturación de petróleo inicial fracción
Sgi
Saturación del gas inicial
fracción
Sgci
Saturación del gas condensado inicial fracción
Boi
Factor volumétrico del petróleo inicial
Bgi
Factor volumétrico del gas inicial
Rsi
Rgci
1/Boi
Relación Gas/Petróleo inicial
Relación Gas/Condensado inicial
BY/BN
PCY/PCN
PCN/BN
PCN/BN
Factor de merma del petróleo (FM) BN/BY

35. 1/Bgi
Fg
BN
BY
PCN
Factor de merma del gas
PCN/PCY
Fracción del gas seco en el gas condensado fracción
Barril normal a 14,7 lpc y 60°F
barril
Barril a condiciones de yacimiento
barril
Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60°F
pie cúbico

36. CONCLUSION:
Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos
y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da
bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya
no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción.
Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando
se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que
se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe
responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen
remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el
yacimiento.
Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información
obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma
veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin
embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de
mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores
iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión
de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un
yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la
expansión del gas.
Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es
empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en
base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y
balance molecular para diferentes tipos de yacimientos.

37. BIBLIOGRAFIA:
http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/clculovolumetrico-de-hidrocarburos.html
http://molten.latinclicks.info/reservas_petroleras/tipos_reservas.htm
http://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:LC2jJn6FhIgJ:www.mon
ografias.com/trabajos11/cuados/cuados.shtml+reservas+petroleras+definicion&cd
=9&hl=es&ct=clnk&gl=ve#ixzz2XCP6MbJk
http://es.scribd.com/doc/24577139/Reservas
http://robertyaci.blogspot.com/2009/10/ecuacion-de-balance-de-materialesebm.html