Saavedra Luis Carlos ING. Petrolera UAGRM NOVIEMBRE 2014 Cuestionario reservorio III 1. Dibuje el esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo, según NIPER. 2. Según satter y Thakur, ¿Cuáles son los procesos de recobro de petróleo clasificados en convencionales y procesos EOR? 3. ¿Cuáles son los mecanismos de producción primaria? - Empuje por agua.- Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o parte de el. - Empuje por gas en solución.- El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presion y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presion del yac. Disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores.
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Saavedra Luis Carlos ING. Petrolera
UAGRM NOVIEMBRE 2014
Cuestionario reservorio III
1. Dibuje el esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo, según NIPER.
2. Según satter y Thakur, ¿Cuáles son los procesos de recobro de petróleo clasificados en convencionales y
procesos EOR?
3. ¿Cuáles son los mecanismos de producción primaria?
- Empuje por agua.- Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y
una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento
o parte de el.
- Empuje por gas en solución.- El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presion y temperatura en los
yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presion del yac. Disminuye,
debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento
hacia los pozos productores.
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- Expansión de la roca y de los fluidos.- Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el
requerido para saturar el petróleo a presion y temperatura del yac. Cuando el petróleo es altamente
subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los
fluidos; como consecuencia la presion declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que
alcanza la presion de burbuja. Entonces el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía
para el desplazamiento de fluidos.
- Empuje por capa de gas.- cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, debe existir una gran
cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a
medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas
ayudado por el drenaje por gravedad.
- Drenaje por gravedad.- el drenaje por gravedad es un método primario de producción en yacimientos de
gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento.
4. Diagrame el recobro POES vs Presion del yacimiento para los mecanismos de producción primaria.
5. Explique la teoría de la inyección de gas. Tipos de inyección de gas en yacimientos de petróleo.
La primera inyección ocurrió accidentalmente, cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco
profundas, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos
perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos.
En 1890 cuando los operadores notaron que el agua había entrado a la zona productora, había mejorado la
producción.
1907, la inyección de agua tuvo gran impacto en la producción del petróleo. El primer patrón de flujo,
denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumentaba la zona
invadida los pozos productores se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio.
En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea.
Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940 la práctica de inyección
de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-producción.
6. ¿Cuáles son los tipos de inyección de agua existentes? Ventajas y desventajas.
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A) Inyección periférica o externa
- Características:
1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo
favorece la inyección de agua.
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
- Ventajas:
1. Se utilizan pocos pozos
2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, se utilizan los viejos.
3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua
por flancos.
4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
- Desventajas:
1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como en la inyección en arreglos.
3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presion de la parte central y es necesario hacer una
inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.
4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento.
5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, la recuperación de la inversión es lenta.
B) Inyección en arreglos o dispersa
El agua invade la zona de oíl y desplaza los HCB del volumen invadido hacia los pozos productores.
- Características:
1. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las
arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (ø) y del número y posición de los pozos existentes.
2. Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión.
3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores,
para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos
inyectores interespaciados.
- Ventajas:
1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos de bajo buzamientos y bajas
permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor
es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.
2. Rápida respuesta del yacimiento.
3. Elevada eficiencia de barrido areal.
4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro
6. Rápida respuesta en presiones.
7. El volumen de la zona de oil es grande en un período corto.
- Desventajas:
1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto
número de pozos inyectores.
2. Requiere mejor descripción del yacimiento.
3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.
7. Explique la teoría de la inyección de gas. Tipos de inyección de gas en yacimientos de petróleo.
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Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección
de gas. Son importantes: Las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del
yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y
presion del yacimiento.
El gas que es mas liviano que el petróleo, tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en
formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte mas baja de la capa, dará como
resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción
relativamente elevadas. El gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presion y, en
consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más alto durante la vida
productiva del campo.
Tipos de inyección:
- Inyección de gas interna o dispersa.-
Características:
1. Se aplica a yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.
2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se
colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona
productiva del yacimiento. La selección de dichos pozos y el tipo de arreglo depende de la configuración
del yacimiento con respecto a la estructura, al numero y a la posición de los pozos existentes, de la
continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.
3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.
Ventajas
1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas mas apropiadas.
2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la producción e inyección de
gas.
Desventajas:
1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición
estructural o drenaje por gravedad.
2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.
3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea
inferior a lo que se logra por la inyección externa.
4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.
- Inyección de gas externa
Se inyecta en la capa de gas; se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia
de las fuerzas de gravedad.
Características:
1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace al petróleo.
2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, >200md.
3. Se colocan los pozos de inyección de manera que se logre una buena distribución areal del gas
inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad.
Ventajas:
1. La eficiencia de barrido areal es superior
2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.
3. El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.
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Desventajas:
1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.
2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.
3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas
externa.
8. Dibuje un esquema de desplazamiento de petróleo por inyección de gas según Clark.
9. Enuncie y describa los factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas.
a) Geometría del yacimiento. La estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran
medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido.
b) Litología. La porosidad, permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el
proceso de inyección.
c) Profundidad del yacimiento. En yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual son mas
bajas que en yacimientos someros; grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espacio
mas amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.
d) Porosidad. Calcular la presion de inyección en el fondo. Se debe tener cuidado de no fracturar.
e) Permeabilidad. La permeabilidad controla la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un
pozo de inyección para una presion en la arena.
f) Continuidad de las propiedades de las arenas. La continuidad favorece a la inyección de agua o gas,
líneas de referencia, línea de lutitas. Correlación de registro de pozo a pozo se puede determinar la
continuidad de las areniscas.
g) Saturación del fluido. Si Sor es buena se hacen proyectos de inyección de agua y gas. Si se queda se
hace terciaria.
h) Control de saturación de fluido y permeabilidades relativas.
10. Fuerzas capilares. Tensión superficial e interfacial. ¿qué es la humectabilidad o mojabilidad?
Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de superficie relacionada con las
interfases de los fluidos influye en su saturación, distribución y desplazamiento.
- Humectabilidad. O mojabilidad afecta al comportamiento capilar y desplazamiento de las rocas del
yacimiento.
11. ¿Cuáles son los factores que pueden ser afectados por la humectabilidad? ¿Qué se define por presion capilar?
- la localización y la saturación de agua irreducible
- la distribución de los fluidos en el yacimiento
- el valor y la localización del petróleo residual
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- el mecanismo de desplazamiento.
Presion capilar. Se define como la diferencia de presion a través de la interfase que separa dos fluidos
inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca.
12. Defina que es permeabilidad, explique la ley de darcy. explique los tipos de permeabilidad, enuncie sus
ecuaciones
Permeabilidad Es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios
porosos interconectados.
De acuerdo con la ley de darcy, la velocidad de avance de un fluido homogéneo en un medio poroso es
proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presion, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.
K=permeabilidad darcys
µ= viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (CP)
L= Distancia que recorre el fluido
A =sección transversal (Cm2)
∆P= Diferencia de presión (atm)
Q= Tasa de producción (cm3/s)
Tipos de permeabilidad:
- Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando esta saturado
completamente por un solo fluido.
- Efectiva: es la conductividad de un material poros a una fase cuando dos o mas fases están presentes .
Cuando dos o mas fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable.
- Relativa: Es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.
13. Diagramar el ciclo de monitoreo y control de la inyección de agua en base de equipos multidisciplinarios
Transporte
de HCB
Pozos prod.
De petróleo
Pozos
acuíferos Planta de
tratamiento
de agua
Facilidades
de
inyección
Pozos
inyectores
Reservorio
Facilidades
de
producción
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14. ¿Cuál es el concepto de la distancia de desplazamiento de Buckley & Leverett? ¿Por qué algunas rocas pueden
tener una Sw igual o mayor al 50% y producen petróleo limpio sin corte de agua?
Si se considera que el agua está desplazando al petróleo, la ecuación determina la velocidad de avance de un
plano de saturación de agua constante que se mueve a través de un sistema poroso lineal.
El desplazamiento del petróleo en una roca humectada por agua es generalmente mas eficiente que en una
humectada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor mas bajo a una
determinada saturación de agua.
15. ¿Qué es el término gravitacional que introdujo welge en la ecuación del flujo fraccional de gas?
La aceleración de la gravedad (981cm/s2)
16. El método de stiles asume 6 suposiciones para deducir sus ecuaciones y mantener los cálculos relativamente
simples, ¿cuáles son?
1. Geometría lineal, flujo laminar en el rsv.
2. Distancia del avance del frente de invasión es proporcional a la permeabilidad absoluta de dicha zona.
3. No existe flujo vertical, por consiguiente no hay flujo cruzado.
4. La producción de agua en el pozo productor. Cambia repentinamente de Oil a agua.
5. La producción fraccional del agua depende en cualquier instante de la capacidad de fluencia kh(md-pie)
6. Cada capa tiene la misma porosidad, la misma Kro en el frente (delante) del frente de invasión y la misma
Krw detrás del frente de invasión.
17. ¿qué es la saturación residual de petróleo y que es la saturación residual de gas?
Sor es el petróleo que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
Depende principalmente de la humectabilidad de la roca y del tipo de fluido desplazante.
Sgr es la saturación de gas residual, que corresponde a la saturación de la fase gaseosa que queda en el
yacimiento en la zona barrida después de un proceso de desplazamiento.
18. ¿En que se diferencian los valores de M para el cálculo de Cv y Ea en el método de desplazamiento de dykstra
&Parsons?
Cuando se halla Cv se halla a con Krw a sor y kro swi , sin embargo para allar Ea se halla M’ que esta en función
de krw a saturación de ruptura y kro a swi.
19. ¿En el método de dykstra & Parsons, el volumen total de agua requerida está definida por una ecuación, ¿cuál
es?
Wi= Wo+Wf+Wp
20. ¿cuáles son las características ideales de un proceso EOR? ¿Cuáles son los objetivos de la aplicación de los
métodos EOR? ¿Cuál es la clasificación de los métodos EOR?
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Saturación de petróleo residual que permanece en sitios barridos por agua, una gran porción del yacimiento que
no es contactada por el agua inyectada y el petróleo no es desplazado de estas regiones a los pozos productores.
Además algo de petróleo de la zona barrida puede ser desplazado a las zonas no barridas, lo cual aumenta la
saturación de petróleo en estas zonas.
21. El tiempo de inyección de agua generalmente se calcula con una relación, cual es? La presion en el frente de
invasión está en función de varios factores, ¿cuáles son?
22. ¿qué entiende por variación de permeabilidad? De un ejemplo.
Dykstra & Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad V, que mide la heterogeneidad Del
yacimiento.
23. ¿cuál es el parámetro principal del principio de desplazamiento de fluidos de Buckley & Leverett? Exponga su
metodología.
El principal elemento del método de B&L es la variación de la saturación de agua en el frente de invasión.
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Se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento
lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento.
24. ¿Explique cuál es el parámetro principal del principio de desplazamiento de fluidos por stiles?
Variación de transmisibilidad.
25. Explique cuál es el parámetro principal del desplazamiento de Dykstra & Parsons. Exponga su metodología.
D&P fundamentan sus estudios en base a la variación de permeabilidad y WOR. El yacimiento de petróleo se
considera como un sistema estratificado formado por varios estratos y la recuperación de petróleo se calcula en
función de la razón de movilidad y de la variación de permeabilidad del sistema.
26. ¿Cuáles son los objetivos del ciclaje de gas?
1. Mantenimiento de la presion del yacimiento por encima de la presion de rocio evitar la condensación del
RSV. La condensación se debe dar en la superficie.
2. Eficiencia de desplazamiento. el espacio poroso al 100%
3. No quemar ni ventear
27. Escriba el significado de las siguientes siglas y sus ecuaciones:
- Ear:Eficiencia areal a la ruptura:
Arreglo en línea directa: Ear= 0.5472+0.3959*log(0.3+1/M)
Arreglo de 5 pozos: Ear= 0.626+0.3836*log(0.4+1/M)
Arreglo de 7 pozos: Ear= 0.726+0.3836*log(0.4+1/M)
Arreglo en línea alterna: si 1/M>=1 Ear= 0.794+0.1179*log(-0.5+1/M)
Arreglo en línea alterna: si 1/M< 1 Ear= 0.515+0.7807*log(1+1/M)
- GCpr: Gas condensado producido a la ruptura Gcpr=Vbrx*ø*(1-swi)*Ear/Bgc
- Gir: Gas seco inyectado acumulado Gir= FR*Gcpr*Bgc/Bg
- Tr:Tiempo de la fase inicial o de la ruptura tr=Gir/Qginy
- Qc: caudal de producción de condensado qcp= Ncpr/tr
- Qg:Caudal de gas seco Qgp=Gpr/tr
28. Escriba el significado de las siguientes siglas y sus ecuaciones: RGC, Gi/Gir, Ea,Gcp, Ncp y Gp.
RGC= Relación gas condensado RGC= ∆Gp/∆Ncp.
Gi/Gir: Gas seco acumulado inyectado durante la fase subordinada.
Ea: Eficiencia areal a la ruptura Ea= Ear+0.633*log(Gi/Gir)