conceptos básicos de ingeniería de yacimientos

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Conceptos Básicos de Ingeniería de YacimientosYacimientos IV

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PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Porosidad (Ø):

La relación entre el volumen de huecos, o poros, y el volumen total de la roca.

Puede expresarse en fracción o en porciento. Sin embargo, cuando se emplea en una ecuación, generalmente se expresa en fracción

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Cubic Packing of Spheres

Porosity = 48%

Rhombic Packing of SpheresPorosity = 27 %

Packing of Two Sizes of SpheresPorosity = 14%

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Porosidad Efectiva :Es la porosidad en la cual los poros están interconectados y el fluido contenido en los mismos se puede producir.

Porosidad No Efectiva :Es la porosidad compuesta por los poros que no están conectados entre si o la conectividad es tan pobre que no permite que fluyan los fluidos contenidos en los mismos.

f

(1- )f1 = VT

Porosidad absoluta:

También llamada total, es el volumen total de espacios, llámese poros, canales, fisuras o cavernas, comunicadas o no, que existen entre los elementos minerales de la roca, relacionados al volumen bruto de la roca.

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Compresibilidad (c):

La compresibilidad isotérmica de una sustancia se define como:

Unidades = Recíproco de presión

Es el cambio de volumen que una sustancia experimenta durante un cambio de presión cuando se mantiene la temperatura constante.

Donde,

c = compresibilidad isotérmica

v = volumen

p = presión

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Compresibilidad de la formación (Cf):

ó

Las compresibilidades típicas de las rocas almacenadoras de hidrocarburos se encuentran en el rango de 3 a 30X10 (lb/pg2)-1.

Ct = CwSw + CoSo + CgSg + Cf

• Oil: 10-5 or -6 psi-1

• Gas: 10-3 or -4 psi-1

• Water: 4x10-6 psi-1

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Saturación: La saturación de fluidos es la fracción del volumen de poros de una roca que se

encuentra ocupada por algún fluido, ya sea aceite, agua o gas. Se obtiene al dividir el volumen del fluido (Vf) a condiciones del medio poroso, entre el volumen de huecos o espacios intercomunicados del medio poroso, es decir:

Water saturation:

Oil saturation:

Gas saturation:

p

ww V

VS

p

oo V

VS

wog SS0.1S

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Saturación:Grain Water Gas Oil

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Saturación de agua inicial (Swi):

Es aquélla a la cual es descubierto el yacimiento y se pueden distinguir dos tipos de agua:

Agua libre: Es la que está en condiciones de fluir ante unadiferencia de presión.

Agua intersticial o irreductible: Es la que está ligada a los granos minerales, ya sea mediante enlaces a la estructura atómica de los minerales o bien como una fina capa adherida a la superficie de los mismos. El adjetivo irreductible se usa para establecer que no puede ser removida durante la producción.

Saturación de agua crítica (Swc):

Es la saturación mínima a la cual el agua inicia su movimiento dentro del medio poroso bajo un gradiente de presión.

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Saturación residual o remanente (Sor):

Es aquélla que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada del yacimiento se tendrá aceite remanente. Este valor de saturación es llamado saturación de aceite residual o remanente. El término residual es usualmente asociado con la fase no mojante.

Saturación de aceite crítica (Soc):

Es la saturación mínima a la cual el aceite inicia su movimiento dentro del medio poroso bajo un gradiente de presión.

Saturación de aceite movible (Som)

La saturación de aceite movible es otra saturación de interés y es definida como la fracción de volumen poroso ocupada por aceite movible, como expresa la siguiente ecuación, cuando se tiene Swi.

Som = 1- Sor - Swi

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Tensión interfacial (σ):

Dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interfase. Las moléculas no se mezclan por su mayor afinidad con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce como tensión interfacial, σ .

En condiciones de equilibrio:

θ = Ángulo de contacto

At= Tensión de adhesión

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Mojabilidad:

Cuando una roca contiene mas de un fluido saturando su espacio poroso, la tensión de adhesión, AT , es quien determina la preferencia de la roca a ser mojada por alguno de los fluidos. Un parámetro que refleja tal preferencia es el ángulo de contacto. La mojabilidad es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida, en presencia de otro fluido.

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Presión capilar : Es la diferencia de presiones que existe en la interíase que

separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferente la roca. También se define la presión capilar como la capacidad que tiene el medio poroso de absorber el fluido mojante y de repeler al no mojante.

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La presión capilar se usa para:

1. Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento.

2. Determinar la saturación de aceite residual para efectos de desplazamiento inmiscible.

3. Determinar la distribución de poros en la roca

4. Diferenciar zonas o tipos de roca

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Las fuerzas capilares y gravitacionales presentes en un yacimiento son responsables de que en condiciones de equilibrio (… por ejemplo al tiempo cero) exista una zona de transición en las saturaciones, que van del 100% de Sw en el contacto agua-aceite a la Swi en la columna de aceite:

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Permeabilidad absoluta (k):

Darcy 1856 (flujo lineal):

La permeabilidad absoluta normalmente se expresa en Darcies. Un Darcy es la permeabilidad de un medio poroso cuando a través de el fluye un solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un ritmo de 1 cm3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm.

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Permeabilidad efectiva (Kef): Permeabilidad efectiva a un fluido (kef). La permeabilidad

efectiva a un fluido es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando su saturación es menor del 100%.

Permeabilidad relativa (Krf): Es la relación de la permeabilidad efectiva a tal fluido entre la

permeabilidad absoluta o la permeabilidad al líquido del medio poroso.

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Gráfica de permeabilidad relativa al aceite y al agua:

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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Tipos de fluido : Los fluidos contenidos en los yacimientos de hidrocarburos se clasifican en tres

grupos diferentes dependiendo de su compresibilidad:

Por lo tanto, la derivada de la densidad con respecto a la presión será de la siguiente manera:

a) Fluido incompresible

b) Fluido ligeramente compresible

c) Fluido compresible

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Viscosidad (µ): Es una medida de la resistencia de un fluido a fluir debido a

interacciones moleculares; ésta varía con la presión y la temperatura. También puede definirse como la relación de corte inducido por un esfuerzo en el fluido.

0.25 – 10,000 cp, Oil

0.5 – 1.0 cp, Water

0.01 – 0.03 cp, Gas

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Viscosidad del aceite (µo):

0.3

1.1

0 6000p, psig

o, c

p

pb

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Viscosidad del gas (µg):

0

0.05

0 10000

g, c

p

p, psia

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Viscosidad del agua (µw):

0.4

0.56

0 6000p, psig

mw, c

p

pb

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RESERVOIR PRESSURE > OIL BUBBLEPOINT PRESSURE

Oil

res bbl oilSTB

Bo =S

ep

ara

tor

Stocktank

p > pb

res bbl

STB

scf

scf

LOGOUniversidad Olmeca

RESERVOIR PRESSURE > OIL BUBBLEPOINT PRESSURE

Oil

res bbl oilSTB

Bo =S

ep

ara

tor

Stocktank

p > pb

scf

STBRsb =

res bbl

STB

scf

scf


RESERVOIR PRESSURE < OIL BUBBLEPOINT PRESSURE

res bbl gas

MscfBg =

Gasres bbl

scf

Oil

res bbl oilSTB

Bo =S

ep

ara

tor

Stocktank

p < pb

scf

STBRsb =

STB

scf

scf

res bbl



Factor de volumen del aceite (Bo):

1

2

0 6000p, psig

Bo, r

es b

bl/S

TB

pb

Es el volumen que ocupa en el yacimiento, con su gas disuelto, un metro cúbico de “aceite muerto” en la superficie.

El calculo del factor de volumen involucra incrementos de volumen por:a) Expansión del aceite al disolver gas.b) Expansión térmica del aceite con su gas disuelto.c) Compresión del aceite con su gas disuelto.



Relación de solubilidad (Rs):

Rs, s

cf/

ST

B

pb

0

2000

0 6000p, psig

Esta relación indica el volumen de gas disuelto en el aceite a condiciones de yacimiento, pero medido el gas a las condiciones base, asociado a un metro cúbico de aceite medido también a condiciones base.



Factor de volumen total (Bt):

Es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento el aceite con su gas disuelto más el gas liberado.



Factor de volumen del gas (Bg):

0

40

0 10000

Bg,

res

bb

l/M

scf

p, psia

Se define como el volumen de una masa de gas medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen de la misma masa de gas. pero medido a condiciones estándar. Así, considerando un gas real:



Factor de volumen del agua (Bw):

1.044

1.058

0 6000p, psig

Bw, r

es b

bl/S

TB

pb

La definición de Bw es similar a la de Bc. Debido a que es pequeña la solubilidad del gas en agua, en comparación con la correspondiente en aceite, en algunos problemas de yacimientos se usa Bw = 1, para cualquier presión, como una aproximación razonable.



Compresibilidad del aceite (Co):

0

500

0 6000p, psig

co, p

si-1

x 1

06

pb



Compresibilidad del gas (Cg):

0

7000

0 10000

cg x

10

6

p, psig



Compresibilidad del agua (Cw):

2

3

0 6000

p, psig

cw, p

si-1

x 1

06

pb



Densidad del aceite (ρo):

39

47

0 6000p, psig

o, l

b/c

u f

t

pb



Densidad del gas (ρg):

0

0.15

0 10000

r g, p

si/f

t

p, psia



Densidad del agua (ρw):

67

69

0 6000p, psig

r w, l

b/c

u f

t

pb

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DIAGRAMA DE FASES

Gas seco

Gas húmedo Gas y

condensado

Aceite volátil

Aceite negro

Tipos de fluidos de yacimiento



Factor de desviación del gas (z):

znRTpV

Presion, p

Fact

or d

e co

mpr

esib

ilida

d, z

00

1.0

z aproxima a 1.0 como p aproxima a 0i.e., gas a bajas presiones actua como gas ideal

Tempe

ratura

= co

nstan

te

In bajas presiones, baja V Altas presiones ,V aumenta


DIAGRAMAS DE FASE

Fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas (burbuja).

Fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido (gota).

PUNTOS DE BURBUJEO

PUNTOS DE ROCIO

Curvas de burbujeo y rocío se unen en un punto crítico C, con propiedades intensivas del gas

y líquido idénticas.


Temperatura del punto T Cricondentérmica (“Tcdet”)=

La máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido

Presión del punto P Cricondembárica (“Pcdb”) =

La máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido

Punto Cricondembárico

Crudos

Gases naturalesy condensados

A la izquierda del punto crítico

A la derecha del punto crítico

DIAGRAMAS DE FASE


Separación diferencial

VIo

GAS

P1 > >

PETROLEO

VT2

V02

PETROLEO

P2 P2 P2 P3 P3

PETROLEO

GAS

V02

PETROLEO

GASVT3

V03

PETROLEO

PETR.

MUESTREO Y PRUEBAS PVT


DIAGRAMAS DE FASE

Gas seco:

Pre

ssu

re

Temperature

% Liquid

2

1

Pressure pathin reservoir

Dry gas

Separator

Dew

po

int

line

1

50 25

Ty > Tcdt

La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento.

En la superficie el gas es

en su mayoria Metano (% C1 >90%).

Sólo se pueden extraer

líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F).


DIAGRAMAS DE FASE

Gas húmedo:

Pre

ssu

re

Temperature

% Liquid

2

1


Wet gas

Criticalpoint

Bub

blep

oint

line

Separator

152530

Dew

poin

t lin

e

Ty > Tcdt. La mezcla de hidrocarburos

permanece en estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.

Líquido producido es incoloro y de API > 60°.


DIAGRAMAS DE FASE

Gas y condensado:

3

3020

15

10

40

Separator

% Liquid


1

2Retrograde gas

Critical point

Bubbl

epoi

nt li

ne

Dewpo

int l

ine

50

Pre

ssu

re

Temperature

Tc < Ty < Tcdt

La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento.

El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.

Se puede definir como un gas con líquido disuelto.

La reducción de p y T en el sistema de producción hace que se penetre en la región bifásica y origina en la superficie: Condensado: Incoloro - Amarillo (se ha reportado negro)

API 40° - 60°


DIAGRAMAS DE FASE

Aceite volátil:

Pre

ssu

re

Temperature

Separator

% Liquid

Bubblepoin

t lin

e

Dewpoint line

Dewpoint line

Volatile oil


3

2

1

5

10

30

20

40

50

607080

90

Criticalpoint

Ty ligeramente inferior a Tc.

La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico.

Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.

El líquido producido tiene las siguientes características: Color amarillo oscuro a negro.

API > 40°


DIAGRAMAS DE FASE

Aceite negro:

Black Oil

Criticalpoint

Pre

ss

ure

, p

sia

Bubblepoint line

Separator


Dewpoint line

9080

907060

5040

10

30

20

% Liquid

Temperature, °F


IDENTIFICACIÓN EN CAMPO

Black Oil

Volatile Oil

Retrograde Gas

Wet Gas

Dry Gas

Initial Producing Gas/Liquid Ratio, scf/STB

<1750 1750 to 3200

> 3200 > 15,000* 100,000*

Initial Stock-Tank Liquid Gravity, API

< 45 > 40 > 40 Up to 70 No Liquid

Color of Stock-Tank Liquid

Dark Colored Lightly Colored

Water White

No Liquid

*For Engineering Purposes


ANÁLISIS DE LABORATORIO

Black Oil

Volatile Oil

Retrograde Gas

Wet Gas

Dry Gas

Phase Change in Reservoir

Bubblepoint Bubblepoint Dewpoint No Phase Change

No Phase

Change Heptanes Plus, Mole Percent

> 20% 20 to 12.5 < 12.5 < 4* < 0.8*

Oil Formation Volume Factor at Bubblepoint

< 2.0 > 2.0 - - -

*For Engineering Purposes


TENDENCIA DE LA PRODUCCIÓN PRIMARIA



Separación diferencial:

La composición total del sistema (gas + líquido) varía durante el agotamiento de presión.

El gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo.


Separación flash o instantánea:

Todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión.



¿Cuando tomar las muestras?:



Distribución de presión en un yacimiento bajo saturado bajo diferentes tasas de producción:



Si el petróleo estaba inicialmente subsaturado (Pb<Py) la liberación de gas en la formación sólo ocurre a presión por debajo de la Pb.

Pwf1 es muy inferior a Pb, lo que produce una fuerte liberación de gas en la formación. Reduciendo la tasa de producción aumenta la presión de fondo a Pwf2. Parte del gas libre entra en solución en el crudo y el petróleo fluyendo al pozo se aproxima más la crudo original del yacimiento



FACTORES DE RECOBRO EN YACIMIENTOS DE GAS

Drive Mechanism Average Gas Recovery Factors, % of OGIP

Range Average

Volumetric reservoir (Gas expansion drive)

70 - 90 80

Water drive 35 - 65 50


CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS

Las reservas pueden ser clasificadas de acuerdo a cuatro criterios:

1) Fuente de Energía • Primaria • Secundaria 2) Grado de Certeza • Probadas • Probables • Posibles 3) Estado de Desarrollo (sólo para las probadas) • Desarrolladas • No Desarrolladas 4) Estado de Producción (sólo para las probadas desarrolladas) • Productoras • No Productoras


MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE RESERVAS

Existen cinco métodos tradicionales de estimación de reservas:

1.-Analogía

2.-Volumétrico

3.-Balance de Materiales

4.-Curvas de declinación

5.-Simulación de Yacimientos Este último es una extensión del Balance de Materiales y generalmente no tiene como fin principal la estimación de reservas.


CÁLCULO DE RESERVASVolumétrico

Este es uno de los métodos más importantes para la estimación de reservas. Solo requiere datos petrofísicos de perfiles o de análisis de núcleos y el βoi. La ecuación básica es:

RFE =7758.A. h. (1-Swi). Φ. Fr / βoi

Donde:

RFE: Recuperación Final Estimada A: área de drenaje h: espesor promedio de la formación (pies) Swi: saturación Inicial promedio (fracción) βoi: Factor Volumétrico Inicial del petróleo (BY/BN) Fr: Factor de Recobro (fracción) 7758: Factor de Conversión Bls/Acre-pie


CÁLCULO DE RESERVAS

THE EQUATION TO CALCULATE RECOVERY FACTOR

Sgi = initial gas saturation, fraction of initial pore volume

Sga = Abandonment gas saturation, fraction of initial pore volume

Bgi = initial gas formation volume factor-FVF, res. bbl/scf

Bga = abandonment gas FVF, res. bbl/scf

gagi

gigagagig BS

BSBSE

)(100



Bgi

EgSwiAhGp

)1(560,43

P/ Z Plot

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 50 100 150 200 250 300 350

Cumulative Production, BSCF

P/Z

, p

sia

vol/

vol

Course-Field - Big-Company

IGIP



rcf/scf

rcf

gB

/AwS1h43,560OGIP



EBM :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.



Características de la EBM :La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos.

La suma algebraica de todos los cambios volumétricos que ocurren en cada una de las zonas definidas dentro del volumen de control es igual a cero.

Para el análisis volumétrico se definen tres zonas: la zona de petróleo, la zona de gas y la zona de agua que existe dentro del volumen de control.



Características de la EBM :Una de las principales suposiciones es que las tres fases (petróleo, gas y agua) siempre están en un equilibrio instantáneo dentrodel yacimiento.

Los cambios de volúmenes ocurren a partir de un tiempo t=0 a un tiempo t=t cualquiera. Primero se procede a definir los volúmenes iniciales en cada una de las zonas, luego los volúmenes remanentes al tiempo t=t, y por ´ultimo la diferencia entre estos representa la disminución en cada zona.

Posteriormente se seguirá una serie de manipulaciones matemáticas para llegar a la ecuación generalizada de balance demateriales. Todo los volúmenes están expresados a condiciones de yacimiento.



Modelo de tanque:



Balance volumétrico :

Vaciamiento = {Expansión del petróleo + gas en solución}+ {Expansión del gas de la capa de gas}+ {Expansión del agua connata + reducción del volumen poroso}+ {Influjo de agua de acuífero}+ {Inyección de gas/agua}


COMPORTAMIENTO TÍPICO DE UN YACIMIENTO DE ACEITE


MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Solution-Gas Drive in Oil Reservoirs:

Oil

A. Original Conditions

B. 50% Depleted

Oil producing wells

Oil producing wells Liberated

solution

gas


Solution-Gas Drive in Oil ReservoirsFormation of a Secondary Gas Cap:

Wellbore

Gas moves

upstructure

Liberated solution

gas

Secondarygas cap



Typical Production Characteristics :

Gas

/oil

rati

o, S

CF

/ST

B

Gas/oilratio

Reservoirpressure

Oil production rate

Time, years

Oil

pro

du

ctio

n r

ate,

ST

B/D 800

600

400

200

0

400

300

200

100

0

4000

3000

2000

1000

0

Pre

ssu

re, p

sia



Bubblepointpressure

Initial reservoirpressure

0 5 10 15

Oil recovery, % of OOIP

Res

ervo

ir p

ress

ure

, p

sig


Solution-Gas Drive in Oil Reservoirs:


Gas-Cap Drive in Oil Reservoirs:

Cross Section

Oil producing well

Oilzone

OilzoneGas cap



Typical Production Characteristics :

1300

1200

1100

900

0

Pre

ssu

re,

psi

aO

il p

rod

uc

tio

n r

ate,

Time, years

Gas

/oil

rat

io,

scf/

ST

B

2

1

800

600

400

200

0

Reservoir pressure

Gas/oil ratio

Oil

1000

MS

TB

/D



Water Drive in Oil Reservoirs Edgewater Drive:

Oil producing well

Water Water

Cross Section

Oil Zone



Water Drive in Oil Reservoirs Bottomwater Drive:

Oil producing well

Cross Section

Oil Zone

Water



Time, years

2

0

1

0

20

40

60

80

100

1900

2000

2100

2200

2300

40

30

20

10

0

Gas

/oil

rati

o, M

SC

F/S

TB

Wat

er c

ut,

%

Oil

pro

du

ctio

n r

ate,

Pre

ssu

re, p

sia

Gas/oil ratio

Reservoir pressure

Oil

Water

MS

TB

/D



Combination Drive in Oil Reservoirs :

Water

Cross Section

Oil zone

Gas cap



Gravity Drainage in Oil Reservoirs:

Oil

Oil

Oil

Point A

Point B

Point C

Gas

Gas

Gas



Pressure and Gas/Oil Ratio Trends:

0 20 40 60 80 100

100

80

60

40

20

0

Gas-cap drive

Water drive

Solution -gas drive

Re

se

rvo

ir p

res

su

re,

Pe

rce

nt

of

ori

gin

al

Cumulative oil produced, percent of original oil in place



5

4

3

2

1

0

Cumulative oil produced, percent of original oil in place

0 20 40 60 80 100

Gas

/oil

rat

io,

MS

CF

/ST

B

Water drive

Gas-cap drive

Solution-gas drive


Gas/Oil Ratio Trends:


Ejercicios:Pressure trend

Pre

ssu

re

Time

Pre

ssu

re

Time

Pre

ssu

re

Time

Gas/oil ratio trend

Time

GO

R

Time

GO

R

Time

GO

R

Reservoir 1

Reservoir 3

Reservoir 2



Consideration of geology, rock and fluid properties, reservoir drive mechanism will help to answer the questions if poor production is due to:

Poor reservoir qualityRelative permeability effectsDecline of reservoir pressureChange of fluid properties with pressureScaling, fines migration, deposition of organic matter



LEY DE DARCY

LpkA

q

NomenclatureA = Cross sectional area open to flow, cm2k = Permeability, darciesL = Length of flow path, cmp = Pressure difference between upstream and

downstream sides, atmq = Flow rate, cm3/sec = Viscosity, cp

q

q

h1A

v


EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS

· EL OBJETIVO FUNDAMENTAL EN LA EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO ES : MAXIMIZAR SU VALOR ECONOMICO, A TRAVES DE LA EXTRACCION EFICIENTE, OPORTUNA Y RENTABLE DE ACEITE Y/O GAS NATURAL.


PRODUCCIÓN PRIMARIA

RECUPERACION DE HIDROCARBUROS ASOCIADA A LA ENERGIANATURAL DEL YACIMIENTO ( PRESION Y GRAVEDAD), A TRAVESDE MECANISMOS DE EMPUJE COMO GAS DISUELTO, ACUIFEROACTIVO, CASQUETE DE GAS, EXPANSION DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO, ETC.

EFICIENCIA PROMEDIO DE RECUPERACION: 5 AL 20% DEL Vo.

RECUPERACIÓNSECUNDARIA

RECUPERACION DE HIDROCARBUROS INDUCIDA A TRAVES DE LA INYECCION DE AGUA O GAS NATURAL, RESTITUYENDO LAENERGIA DE DESPLAZAMIENTO DE HIDROCARBUROS EN LAFORMACION PRODUCTORA.


RECUPERACIÓNMEJORADA

RECUPERACION ADICIONAL DE HIDROCARBUROS INDUCIDA POR LAINYECCION DE FLUIDOS QUE NORMALMENTE NO ESTANPRESENTES EN UN YACIMIENTO


EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS


WELL PERFORMANCE

Índice de Productividad:Una simple aproximación para describir la performance de influjo de un pozo petrolero es el uso del del concepto de índice de productividad (IP). Este fue desarrollado asumiendo la siguiente simplificación:

• Flujo radial al rededor del pozo• Flujo de una sola fase• Distribución de la permeabilidad homogénea• La formación esta saturada completamente con el fluido en cuestión


Índice de Productividad:Para estas condiciones la ecuación de Darcy queda resumida:

La mayoría de los parámetros a la izquierda son constantes, lo que permite juntarlos en un solo coeficiente llamado Indice de productividad (IP)

Esta ecuación de estado nos dice que el influjo de líquido en el pozo es directamente proporcional drowdown. El máximo caudal es el Potencial Absoluto a Pozo, representa el máximo caudal cuando la presión dinámica de reservorios se lleva a cero.

WELL PERFORMANCE


PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN

log r

Presión

pi

Gasto

Tiempo

La Presión en el fondo del pozo está directamente relacionada con la propagación de la onda de presión a través del yacimiento.



Curvas de decremento



Curvas de incremento



Pruebas de inyección



Pruebas de gasto múltiple



Pruebas de interferencia



Daño (skin):El factor de daño (s) es un concepto introducido por Van Everdingen y Hurst (1949) para representar la caída de presión adicional que existe en la vecindad del pozo como resultado de la alteración de la permeabilidad de la roca por la invasión de fluidos durante la perforación.

sp

pqB

khs

rw

rs

ks

k

Ec. de Hawkins (1956)

w

s

s r

r

k

ks ln1

rw rs

ps

Dps

pwf,

ideal

pwf,

real


Componentes del daño:


S + Sc

Daño por Penetración Parcial

+ Sp

Daño por Perforaciones

+ Sq

Daño por Desviación

+ Dq

Daño por Flujo

No Darcyano

+ Sf

Daño por Fractura

Daño por Invasión

= Sd

Con el tiempo y el desarrollo de nuevas técnicas de terminación de pozos, el concepto de daño se amplió para incluir todas aquellas caídas adicionales o ahorros de presión que se dan en la vecindad del pozo.

Lo que se determina en una prueba de presión es el daño total (S). Por lo que es importante realizar una desuperposición del daño, a fin de de-terminar los problemas de productividad de un pozo.


Almacenamiento:Las realización de una prueba de presión exige el someter a la formación a un cambio súbito en su gasto de producción, sin embargo muchas veces sólo se dispone de las válvulas superficiales para controlar el gasto, por lo que al abrir un pozo el caudal producido es una combinación de la expan-sión de los fluidos dentro del mismo más el gasto proveniente de la formación. Este efecto es más crítico al inicio de la prueba.

El coeficiente de Almacenamiento del Pozo ( C ) es un parámetro usado para cuantificar estos efectos y se define como el volumen que produce el pozo por una caída de una unidad de presión.

p

VC

Pozos completamente llenos

wVcC

Pozos con Nivel de Fluido

615.5

144 wAC


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gradiente

gt

5lt

psig

muestreo

psi

kef

condensado