FACTOR DE RECOBRO Mtodos de Estimacin Analoga

Es un mtodo comnmente usado cuando no se dispone de informacin, antes de que cualquier pozo sea perforado y consiste en la determinacin de caractersticas petrofsicas, geolgicas y de fluidos de yacimiento y/o campos vecinos con caractersticas anlogas al rea, objeto de evaluacin. Es el menos exacto de todos los mtodos y se utiliza en la primera etapa de la vida del yacimiento y es un valor que debe ser afinado a medida que se avance en la delineacin del nuevo yacimiento, siempre ser un valor inexacto y sujeto a ajustes.

Mtodo Volumtrico

Requiere del conocimiento e informacin del modelo geolgico que describe el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y las propiedades originales de los fluidos. Una interpretacin geolgica completa, no puede ser realizada hasta que suficientes pozos han sido perforados para delinear su geometra areal y el espesor, despus de la completacin del primer pozo, se asigna una razonable rea de drenaje y si este es productor, el espesor neto de arena petrolfera es indicada por el perfilaje realizado, es ideal poseer en esta etapa de la vida del yacimiento, de estudios de la composicin de los fluidos y pruebas de presin inicial a fin de reducir el grado de incertidumbre en el clculo de los hidrocarburos originalmente en sitio y asociar el yacimiento a un mecanismo de produccin. Una vez cuantificada la acumulacin, es necesario determinar cuanto de este hidrocarburo es extrable, por los mtodos conocidos de recuperacin primaria, un primer enfoque es dado por correlacin, las ms usadas son las correlaciones de la API y siempre estn asociadas al clculo dependiendo del mecanismo de produccin:

Factor de recobro para yacimientos con empuje por gas en solucin:

( ) ( ) 1741.03722.0979.01611.0.

***1*815.41

=

PaPbSwi

obK

obSwiFr

Fr = Factor de recobro, % del POES al punto de burbujeo = Porosidad, fraccin Swi = Saturacin de agua inicial, fraccin del volumen poroso

ob = Factor volumtrico del petrleo al punto de burbujeo, BY/BN

K = Permeabilidad absoluta, Darcy ob = Viscosidad del petrleo al punto de burbujeo, CP

Pb = Presin al punto de burbujeo, lpca Pa = Presin de abandono

Factor de recobro para yacimientos con empuje hidrulico:

( ) ( )2159.0

1903.00770.00422.0

****1**898.54

=PaPiSwik

oiSwiFr

oi

wi

Fr = Factor de recobro % del POES oi = Factor volumtrico inicial de formacin, BY/BN oi = Viscosidad inicial del petrleo, cps

wi = Viscosidad inicial del petrleo, cps Pi = Presin inicial lpca

De la simple observancia de estas ecuaciones empricas, se puede notar la importancia del estudio de la data disponible de los fluidos en el yacimiento, ya que constituye el primer enfoque serio del anlisis del factor de recobro.

A continuacin se presenta una tabla con los rangos promedio de los factores de recobro primarios, dependiendo del mecanismo de produccin:

% DE RECOBRO PRIMARIO

MECANISMO DE PRODUCCION RANGO PROMEDIO

Gas en solucin 05 - 35 20

Expansin de lquido y roca 01 - 10 3

Casquete de gas 20 - 40 25

Empuje por agua 35 - 80 50

Segregacin gravitacional 40 - 80 60

Compactacin 03 - 10 07

La eficiencia de la recuperacin de petrleo, est determinada por tres grupos de variables: las propiedades bsicas de la roca, incluyendo, litologa, permeabilidad y continuidad, el mecanismo de produccin y las propiedades de los fluidos, en tal sentido, Noel Tyler y otros, desarrollaron un anlisis estadstico en 1984 para los yacimientos del estado de Texas que relaciona el factor de recobro, asociado al mecanismo de produccin y el ambiente de depositacin.

A continuacin se presenta la tabla en referencia:

AMBIENTE MECANISMO DE PRODUCCION RECOBRO (%)

Gas en Solucin 18 - 20

Empuje por capa de gas / Inyeccin de gas 45 - 75

Empuje hidrulico / Inyeccin de agua 45 - 75

Deltico

Combinado 35 - 55

Fluvio Deltico Gas en Solucin 22 - 42

Gas en Solucin 20 - 35

Empuje por capa de gas / Inyeccin de gas 35 - 50

Empuje hidrulico / Inyeccin de agua 35 - 50

Fluvial

Combinado 35 - 50

Gas en Solucin -

Empuje por capa de gas / Inyeccin de gas 42 44

Empuje hidrulico / Inyeccin de agua 42 44

Margen de Plataforma

Combinado 38 - 40

Gas en Solucin 20 35

Empuje por capa de gas / Inyeccin de gas 30 45

Empuje hidrulico / Inyeccin de agua 30 45

Plataforma abierta

Combinado 30 - 45

Gas en Solucin 20 35

Empuje por capa de gas / Inyeccin de gas 30 45

Empuje hidrulico / Inyeccin de agua 30 - 45

Plataforma restringida

Combinado 30 - 45

Anlisis del Comportamiento de Produccin El estudio de las curvas del comportamiento de produccin, constituye el mtodo mas comnmente usado para predecir como se comportar el yacimiento hasta alcanzar su tasa de abandono o lmite econmico.

Los resultados del anlisis son vlidos, si durante el perodo de evaluacin las condiciones de produccin de los pozos se mantienen estables, por lo que se debe seleccionar sta en funcin, del menor nmero de cierres y aperturas de pozos, con el fin de reflejar el comportamiento real del yacimiento, teniendo en cuenta que es un mtodo emprico, los resultados de la interpretacin de las curvas, depende del buen juicio del evaluador y del conocimiento que se tenga del yacimiento, aqu vuelve a tomar vigencia una buena conceptualizacin del modelo geolgico y la calidad y cantidad de la data que se tenga para definir los volmenes originales de hidrocarburos en sitio, una de las caractersticas fundamentales de este mtodo es que puede llevar al analista a concluir que estos volmenes pueden estar sobre o subestimados, por lo que es posible que en algunos casos haya que devolverse al punto de partida para comenzar una nueva estimacin.

Esta tcnica, es un mtodo indirecto de clculo del factor de recobro, ya que lo que de ellas se obtiene son las reservas recuperables del yacimiento a un lmite econmico o tasa de abandono preestablecida.

Tasa Econmica Res. Primaria Res. SecundariaTasa Econmica Res. Primaria Res. SecundariaTasa Econmica Res. Primaria Res. SecundariaTasa Econmica Res. Primaria Res. Secundaria

LOGARITMO DE LA TASA DE PRODUCCION vs. TIEMPO

TIEMPO

LOG

. TA

SA D

E PR

OD

UC

CIO

N

PASADO

FUTURO

EXPONENCIAL

LIMITE ECONOMICO

HIPERBOLICA

RESERVASRESERVASRECUPERABLESRECUPERABLES

LOGARITMO DE LA TASA DE PRODUCCION vs. TIEMPO

TIEMPO

LOG

. TA

SA D

E PR

OD

UC

CIO

N

LIMITE ECONOMICO RESERVASRECUPERABLESSECUNDARIAS

RESERVASRECUPERABLES

PRIMARIAS

Iniciode la

inyeccin

TASA DE PRODUCCION vs. PRODUCCION ACUMULADATASA DE PRODUCCION vs. PRODUCCION ACUMULADA

PRODUCCION ACUMULADA

TASA

DE

PRO

DU

CC

ION

PASADO

FUTURO

EXPONENCIAL

LIMITE ECONOMICO RESERVASRESERVASRECUPERABLESRECUPERABLES

LOGARITMO DEL CORTE DE AGUA vs. PRODUCCION ACUMULADA DE PETROLEO

PRODUCCION ACUMULADA

LOG

. DEL

CO

RTE

DE

AG

UA

PASADO FUTURO

LIMITE ECONOMICOLIMITE ECONOMICO

RES

. REC

UP.

RES

. REC

UP.

Este tipo de curva se usa cuando la tasa de produccin econmica de petrleo es dictada por el costo del manejo de la produccin de agua. Extrapolando la lnea recta del logaritmo del corte de agua versus la produccin acumulada de petrleo

LOG. DE PROD. ACUM. DE GAS vs. LOG. PROD. ACUM. DE PETROLEO

LOG. PROD. ACUM. DE PETROLEO

LOG

. PR

OD

. AC

UM

. DE

GAS

PASADO FUTURO

RESERVAS RECUPERABLES DE GASRESERVAS RECUPERABLES DE GAS

RES

. REC

UPE

RAB

LES

DE

PET.

RES

. REC

UPE

RAB

LES

DE

PET.

Este tipo de curva se utiliza cuando las reservas recuperables de petrleo o de gas son conocidas. En un grfico Log. Log. Se plotea el comportamiento de produccin de petrleo y gas y se extrapola la produccin de las reservas conocidas, hasta esta y se encuentra el valor de las reservas desconocidas

Presin de abandono

Produccin Acumulada

Pres

in

PASADO

FUTURO

RESERVASRECUPERABLES

Presin inicial

PPRREESSIIOONN vvss.. PPRROODDUUCCCCIIOONN AACCUUMMUULLAADDAA DDEE PPEETTRROOLLEEOO

Presin de abandono

Produccin Acumulada

Pres

in

PRESION vs. PRODUCCION ACUMULADA DE PETROLEO

Presin inicial

RESERVASRECUPERABLES

PRIMARIAS

RESERVASRECUPERABLESSECUNDARIAS

Iniciode la

inyeccin