Impacto del ajuste de la ecuación de estado mediante regresión no lineal en la caracterización de fluidos con gradiente composicional para estimar el volumen original de hidrocarburos.
Los yacimientos petroleros profundos y de gran espesor, que experimentan efectos gravitacionales marcados y gradientes térmicos considerables, presentan una variación en sentido vertical de la composición y propiedades volumétricas de los hidrocarburos.
Estos parámetros clasifican al yacimiento de acuerdo con el tipo de fluido contenido y con base en éste; se aplican métodos y técnicas para calcular el volumen original de hidrocarburos en sitio.
En este trabajo se analizó el caso de un yacimiento de petróleo negro, que presenta inconsistencias en las propiedades volumétricas del fluido utilizadas en el cálculo del volumen original de hidrocarburos; para lo cual se revisa la estructura geológica, la información técnica, los análisis PVT representativos y la historia de presión producción del yacimiento.
Durante el estudio se encontraron las causas de la inconsistencia y se propuso un nuevo entendimiento de los fluidos que contiene; mediante la implementación de una metodología para la caracterización del fluido dentro de la estructura geológica; lo cual deriva en una nueva propuesta del volumen original de hidrocarburos en sitio.
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El objetivo principal fue la implementación de una metodología desarrollada en una herramienta computacional semiautomatizada. Igualmente, que disminuya los errores inherentes en la caracterización de fluidos en yacimientos con gradiente composicional no isotérmico; asimismo, arrojando en profundidad las propiedades volumétricas ajustadas mediante una regresión no lineal, y que son utilizadas en la estimación del volumen original de hidrocarburos.
Durante el estudio se compararon los resultados de dichas propiedades y se enfatizó el impacto e importancia de utilizar la regresión no lineal en la caracterización del fluido en el yacimiento.
Asimismo, el fenómeno de gradiente composicional en yacimientos petroleros se observa en mayor proporción en yacimientos profundos y de grandes espesores; adicionalmente, en yacimientos como el presentado en este trabajo, se presentan variaciones leves; Sin embargo, se requiere atención, tanto para caracterizar de manera adecuada el fluido dentro del yacimiento, como para: afinar estimaciones del volumen original.
Adicionalmente, los factores de recuperación, las reservas de hidrocarburos, procedimientos operativos dependiendo del tipo de yacimiento y las condiciones presentes; Igualmente, la implementación correcta de algún SAP o bien, de algún método de recuperación adicional y las instalación de infraestructura en superficie.
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Asimismo, la implementación de un método de regresión no lineal, que ajusta los parámetros de la EDE para disminuir la diferencia entre los datos calculados con los medidos experimentalmente es prácticamente inevitable.
Igualmente, si se desea una correcta caracterización de los fluidos de cualquier tipo de yacimiento; en especial, los que se encuentran en condiciones anormales de presión y de temperatura, y que pueden presentar efectos de variación composicional muy marcados.
Adicionalmente, es necesario mencionar que la herramienta descrita en este trabajo fueron probadas en otros yacimientos; obteniendo resultados favorables y variaciones significativas en el cálculo del volumen original de hidrocarburos, en especial para yacimientos cercanos al punto crítico.
La metodología propuesta y la herramienta computacional semiautomatizada desarrollada con base en dicha metodología, buscan disminuir la brecha existente en este tipo de yacimientos; sin perder de vista que es necesario tener un PVT representativo desde el inicio del desarrollo del campo; adicionalmente, implementar un programa de toma de información periódica que nos ayude a maximizar el factor de recuperación y la administración integral del yacimiento en condiciones técnicas y económicamente viables.
El trabajo fue presentdo por M. en I. Claudio Omar Flores Trujillo (Pemex); M. en I. Alfredo León García (UNAM); Dr. José Luis Bashbush Bauza (Schlumberger) y Dr. Erick Emanuel Luna Rojero (IMP) en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
