CALCULO DE RESERVAS DE GAS EN SOLUCIÓN (DISUELTO)

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Las reservas de gas en solución dependen del volumen de petróleo inicial en el reservorio y la amplitud a la cual el petróleo es saturado con gas. Consecuentemente, los cálculos de reservas de gas en solución deben ser seguidos o hechos conjuntamente con los cálculos de reservas de petróleo.

Gas en Solución Recuperable = Existencias de barriles recuperables*Gs*Rg (25-8)

Donde:

Gs = Proporción de la solución original Gas/Petróleo (Volumen de gas el cual será liberado de cada barril de petróleo in situ tal como son producidos como un barril de existencias de petróleo)

Rg = Factor de recuperación expresado como una fracción decimal.

Los barriles de petróleo recuperables son calculados según las fórmulas (25-1), (25-2), y (25-3).

Barriles recuperables de petróleo (bbl) = A*t*F (25-1)

Donde:
A = área del reservorio productor, acres
t = espesor efectivo, pie
F = petróleo recuperable, barriles por acrepié

Donde:
A = área del reservorio productor, acres
t = espesor efectivo, pie
Vo = mayor parte del volumen del reservorio
7,758 = número de barriles en un acre/pié
Ø = porosidad efectiva expresada como fracción decimal
Sw = saturación de agua expresada como fracción decimal
FVF = factor volumen de la formación (relación de petróleo en el lugar de petróleo recuperable en barriles)

Solución original Gas/Petróleo Razón Gs

Este factor debe ser determinado en el laboratorio en una celda PVT de una muestra de petróleo o una muestra sintética recombinada. La muestra de petróleo, pura o combinada, es puesta en la celda. Una válvula es abierta y el petróleo escapa, liberando el gas como lo permita la celda. Los volúmenes de petróleo y gas separados son medidos a condiciones estándar, y su razón en términos de pies cúbicos por barril viene a ser el factor Gs.

En la ausencia de muestras para una investigación de celda PVT, las proporciones reales de campo gas/petróleo puede ser usado como el factor Gs.

Factor de Recuperación Rg para Gas en solución

Este factor de recuperación Rg es estimado utilizando como guía el factor de recuperación previamente seleccionado de la recuperación de petróleo en los cálculos de reservas de petróleo. Algunas veces este factor (Rg) será indicado con R para petróleo, algunas veces más grande, y ocasionalmente menor, dependiendo principalmente de la naturaleza del mecanismo de producción en el reservorio.

La solución del empuje de gas inmediatamente empieza a liberar gas mientras el petróleo es extraído. Esto continúa hasta que el límite de producción es alcanzado. El reservorio agotado todavía contiene petróleo, algunos remanentes de gas en solución y gas libre llenando el espacio de los poros originalmente ocupado por petróleo. Si la presión original del reservorio y la presión punto burbuja de petróleo fuese alta, gran cantidad de gas estuviese originalmente en solución. Una gran parte de ello fue producida con el petróleo, y el resto, que está disuelto en el petróleo u ocupa los espacios, es proporcionalmente menor. En tales reservorios el factor de gas-recuperación es por lo general más alto que para el petróleo. Un menor ajuste ascendente está en orden.

De otra manera, si la presión punto burbuja es baja, poco gas está presente en solución con el petróleo. En abandono mucho de ello puede todavía estar en los espacios vacíos dejados por el petróleo. Las recuperaciones de gas probablemente serán por consiguiente inferiores que para el petróleo.

Como una cuestión práctica estos ajustes en la recuperación de gas del diagrama escogido son difíciles sin una experiencia superior. Para muchos son ignorados.

La expansión del empuje de la capa de gas se comporta diferentemente, dependiendo en gran parte de la magnitud relativa de volumen de gas libre por encima del petróleo in situ. Los mecanismos interiores y redistribución de gas liberado como gas libre son complicados. El geólogo explorador o el ingeniero pocas veces tiene suficiente información (lo cual puede venir solamente de la historia de producción) para predecirlos. Así que por lo general escoge el mismo factor de recuperación para gas (Rg) como lo hace para petróleo (R).

Los reservorios de empuje hidráulico, si no producen rápido, tendrán poca caída de presión. Si la presión no cae por debajo de la presión punto burbuja del petróleo, prácticamente ningún gas es liberado dentro del reservorio.

Cuando el petróleo es agotado, el agua continuará pasando los límites, desviando el petróleo residual, y forzará el gas hacia la producción de los campos. En estas condiciones la recuperación final de gas es más alta que para el petróleo. Un ajuste ascendente está de orden.