LOGO Conceptos Básicos de Ingeniería de Yacimientos Yacimientos IV
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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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
Cubic Packing of Spheres
Porosity = 48%
Rhombic Packing of SpheresPorosity = 27 %
Packing of Two Sizes of SpheresPorosity = 14%
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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
Saturación:Grain Water Gas Oil
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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
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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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Viscosidad del aceite (µo):
0.3
1.1
0 6000p, psig
o, c
p
pb
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Viscosidad del gas (µg):
0
0.05
0 10000
g, c
p
p, psia
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
LOGOUniversidad Olmeca
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
LOGOUniversidad Olmeca
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Factor de volumen total (Bt):
Es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento el aceite con su gas disuelto más el gas liberado.
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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:
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Compresibilidad del aceite (Co):
0
500
0 6000p, psig
co, p
si-1
x 1
06
pb
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Compresibilidad del gas (Cg):
0
7000
0 10000
cg x
10
6
p, psig
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Compresibilidad del agua (Cw):
2
3
0 6000
p, psig
cw, p
si-1
x 1
06
pb
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Densidad del aceite (ρo):
39
47
0 6000p, psig
o, l
b/c
u f
t
pb
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Densidad del gas (ρg):
0
0.15
0 10000
r g, p
si/f
t
p, psia
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
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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.
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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
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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
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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).
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DIAGRAMAS DE FASE
Gas húmedo:
Pre
ssu
re
Temperature
% Liquid
2
1
Pressure pathin reservoir
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°.
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DIAGRAMAS DE FASE
Gas y condensado:
3
3020
15
10
40
Separator
% Liquid
Pressure pathin reservoir
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°
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DIAGRAMAS DE FASE
Aceite volátil:
Pre
ssu
re
Temperature
Separator
% Liquid
Bubblepoin
t lin
e
Dewpoint line
Dewpoint line
Volatile oil
Pressure pathin reservoir
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°
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DIAGRAMAS DE FASE
Aceite negro:
Black Oil
Criticalpoint
Pre
ss
ure
, p
sia
Bubblepoint line
Separator
Pressure pathin reservoir
Dewpoint line
9080
907060
5040
10
30
20
% Liquid
Temperature, °F
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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
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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
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TENDENCIA DE LA PRODUCCIÓN PRIMARIA
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MUESTREO Y PRUEBAS PVT
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.
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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.
MUESTREO Y PRUEBAS PVT
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¿Cuando tomar las muestras?:
MUESTREO Y PRUEBAS PVT
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Distribución de presión en un yacimiento bajo saturado bajo diferentes tasas de producción:
MUESTREO Y PRUEBAS PVT
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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
MUESTREO Y PRUEBAS PVT
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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
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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
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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.
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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
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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
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CÁLCULO DE RESERVAS
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
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CÁLCULO DE RESERVAS
rcf/scf
rcf
gB
/AwS1h43,560OGIP
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CÁLCULO DE RESERVAS
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.
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CÁLCULO DE RESERVAS
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.
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CÁLCULO DE RESERVAS
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.
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CÁLCULO DE RESERVAS
Modelo de tanque:
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CÁLCULO DE RESERVAS
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}
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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CÁLCULO DE RESERVAS
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COMPORTAMIENTO TÍPICO DE UN YACIMIENTO DE ACEITE
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COMPORTAMIENTO TÍPICO DE UN YACIMIENTO DE ACEITE
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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
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Solution-Gas Drive in Oil ReservoirsFormation of a Secondary Gas Cap:
Wellbore
Gas moves
upstructure
Liberated solution
gas
Secondarygas cap
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
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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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
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Bubblepointpressure
Initial reservoirpressure
0 5 10 15
Oil recovery, % of OOIP
Res
ervo
ir p
ress
ure
, p
sig
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Solution-Gas Drive in Oil Reservoirs:
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Gas-Cap Drive in Oil Reservoirs:
Cross Section
Oil producing well
Oilzone
OilzoneGas cap
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
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Water Drive in Oil Reservoirs Edgewater Drive:
Oil producing well
Water Water
Cross Section
Oil Zone
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
Water Drive in Oil Reservoirs Bottomwater Drive:
Oil producing well
Cross Section
Oil Zone
Water
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
Combination Drive in Oil Reservoirs :
Water
Cross Section
Oil zone
Gas cap
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
Gravity Drainage in Oil Reservoirs:
Oil
Oil
Oil
Point A
Point B
Point C
Gas
Gas
Gas
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
LOGOUniversidad Olmeca
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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Gas/Oil Ratio Trends:
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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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
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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
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
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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
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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.
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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.
EFICIENCIA PROMEDIO DE RECUPERACION: 15 AL 25% DEL Vo.
RECUPERACIÓNMEJORADA
RECUPERACION ADICIONAL DE HIDROCARBUROS INDUCIDA POR LAINYECCION DE FLUIDOS QUE NORMALMENTE NO ESTANPRESENTES EN UN YACIMIENTO
EFICIENCIA PROMEDIO DE RECUPERACION: 15 AL 25% DEL Vo.
EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS
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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
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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
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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.
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
Curvas de decremento
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
Curvas de incremento
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
Pruebas de inyección
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
Pruebas de gasto múltiple
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
Pruebas de interferencia
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PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
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
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Componentes del daño:
PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
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.
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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
PRUEBAS DE VARIACIÓN DE PRESIÓN
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