UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE GUADALAJARA CAMPUS TABASCO FACULTAD FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA PETROLERA
PORTAFOLIO COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS
Docente: Diana Xiuhnelli Herrera Solís. Colaboradores: Monserrat Coronado Rosaldo / Lina Yadira Domínguez Zavala / Sheyla Eliand González López / Sofía López Toledo / Sandra Valeria Vallejo Vargas. Villahermosa, Tabasco, Junio 2017.
Índice Introducción ………………………………………………… …………………………………………………………………… ………………… .………. 3
Objetivos, métodos y limitaciones ... …………………………………………… ..….. 4 Definición de yacimiento …………………….………………………………………… …………………….………………………………………… 5 Clasificación de los yacimientos ……………………………………………………… ……………………………………………………… 6 Reserva de hidrocarburos ...…………………………………….…………… ...…………………………………….……………..…...… ..…...… 8 Límites físicos y convencionales ………………………………………………..……. ………………………………………………..……. 9 …………………………………………………… …………………………..………… ..………… 10 Factor de recuperación………………………… Plano de referencia …………………………………………………………….……. …………………………………………………………….……. 12
Condiciones de abandono ..……………………………………...……………..…… 13 Permeabilidad ………………………………………………… …………………………………………………………………..……. ………………..……. 14 ….………………………………… ………… 16 16 Correlaciones para propiedades volumétricas ….………………………
Saturación de fluidos .. ……………………………………………………………….. 18
Introducción La materia de comportamiento de yacimientos es muy importante de conocer ya que gracias a ella podemos saber cómo está el yacimiento que queremos explorar y explotar, ya que existen diferentes clasificaciones. El comportamiento de yacimientos nos lleva a analizar y comprender concepto s muy importantes para la industria petrolera y nosotros como ingenieros petroleros debemos saber los diferentes elementos de un yacimiento. Está materia va acompañada con ingeniería de yacimientos ya que este implica aspectos ecológicos y de seguridad. Para comprender debemos saber en primera que es la porosidad, la permeabilidad, la clasificación de los yacimientos como por ejemplo el diagrama de fases, por densidad API, por sistema petrolero, de acuerdo al Pb e ntre otros que son de suma importancia saber cómo se maneja cada uno, es por ello que se realiza un trabajo donde se resuma lo más importante de esta materia vista en todo el semestre.
re rw
µ
Radio de drene del pozo Radio del pozo Relación gas disuelto-aceite o de solubilidad Volumen de agua en el acuífero Entrada acumulada de agua al yacimiento Volumen acumulado de agua inyectado Producción acumulada de agua Factor de Recuperación de Aceite Densidad Relativa Porosidad Viscosidad
Λ
Movilidad (λ = k / µ)
Ρ Σ
Densidad Tensión Superficial Relación Gas Aceite
Rs W We Wi Wp FR ɣ Ф
RGA
M m g@c. s. o g@c. s.
m3 @c.y. m3 @c.s. m3 @ c.s. m3 (FR = Np/N) % Adimensional Fracción - % cP Darcy
gr/cm3 dinas/cm m3/m3 Tabla 1.1
1.2 Definición de yacimiento “Unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso.” -Freddy H. Escobar
Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: Roca Generadora Ruta de Migración Roca Almacén Trampa Roca Sello
1.3 Diferentes clasificaciones de yacimientos de hidrocarburos y acuíferos, así como reservas de hidrocarburos.
Clasificaciónde Yacimientos
Diagrama de Fases o Tipo de Fluido
Densidad API
De acuerdo al Pb
Tipo de roca almacenadora
Geológica
Mecanismo de Producción
De acuerdo al volumen original de Hc's
Por Sistema Petrolero
Diagrama de Fases Generalizado
Comportamiento del RGA (RGP) y API vs Tiempo
Fig 1.3
Fig 1.31
Yacimientos por Diagrama de Fases
Fig. 1.32
Yacimientos por Densidad API
Tipo de Crudo Ligero Medio Pesado Extrapesado Yacimientos de Acuerdo al Pb
°API > 31.1 ° 22.3 - 31.1 ° 10 - 22.3 ° < 10°
Yacimientos de aceite bajosaturado: Pi>Pb, el gas se encuentra disuelto en el aceite Yacimientos de aceite saturado: Pi
Yacimientos por Tipo de Roca Almacenadora Arenas Areniscas Carbonatos Arenas bituminosas
Clasificación Geológica de Yacimientos Estratigráficos Estructurales Combinados
Yacimientos por Mecanismo de Producción Expansión roca fluido Gas en solución Casquete de gas Empuje hidráulico Segregación gravitacional Combinados
Yacimientos por sistema petrolero Convencionales: Hidrocarburos de buena calidad dentro de
yacimientos con buena ф y K.
No convencionales: Hidrocarburos entrampados dentro de la roca madre. (Shale Gas, Tight Gas, CBM, Crudos pesados y extrapesados)
Reservas de Hidrocarburos: Volumen de hidrocarburos los cuales anticipadamente se consideran comercialmente recuperables de una acumulación conocida en una fecha determinada. Tipos de reservas: R. Probadas (1P): Las reservas son consideradas probadas si la productividad comercial del yacimiento está apoyada por datos de producción reales o por pruebas de producción concluyentes. Se refiere a las cantidades de hidrocarburos recuperables. R. Probables (2P): Reservas donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de los yacimientos en estudio sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables. Debería haber al meno s 50% de probabilidad que se produzcan las cantidades que se recuperen. R. Posibles (3P): Volúmenes de Hc’s cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. Al menos una probabilidad de 10%.
1.4 Conceptos básicos de la ingeniería de yacimientos Movilidad: Relación que existe entre la permeabilidad Movilidad efectiva y la viscosidad de un fluido. Relación de movilidad, M: Relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.
M < 1, El aceite se mueve más fácil que el agua. M = 1 Ambos fluidos tienen igual movilidad. M > 1, El agua es más móvil. Tensión Interfacial σ: Tensión que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles. σ entre petróleo y agua, σow, oscila entre 10 y 30 dinas/cm.
Mojabilidad: Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.
Fig. 1.4
Presión Capilar: Diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles .
1.4.1 Límites físicos y convencionales. Aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos parámetros. Se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas. 1. Si el límite físico del yacimiento se estime a una distancia “mayor de un espaciamiento” entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado
más al exterior, se fijara como límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un radio igual a la unidad del espaciamiento entre pozos.
Fig. 1.4.1
2. Si el "límite físico" del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos, de el pozo productor situado más al exterior, se deberá considerar el límite físico.
Fig. 1.4.1.1
3. En el caso de existir pozos improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el límite físico se estimara a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo más cercano él.
Fig. 1.4.1.2
1.4.2 Factores de recuperación de fluidos.
Ejercicio 1. Determinar el FR de cada región y el nacional. -
FRo FRg FRt
El FR del yacimiento depende de:
Variaciones en las propiedades petrofísicas de la roca. Propiedades de los fluidos. Tipo de mecanismo que impera en el yacimiento. Ritmo de explotación.
Medidas de Control de Ing. De Yacimientos:
La localización de los pozos. Gastos de producción.
1.4.3 Plano equivalente o de referencia . Plano Horizontal que divide el yacimiento en dos partes iguales, con el fin de referir cualquier variable (en particular la presión) a este plano.
1.4.4 Presión media de un yacimiento. Existen varias formas de aproximar la Presión media de un yacimiento, todas ellas dan valores diferentes pero aproximados. La que genera la mejor aproximación es la ponderación volumétrica. Pj = presión del pozo j referida al plano equivalente. n = número de pozos
Ejercicio 2 Determinar la presión media del yacimiento del campo Brillante, con los datos mostrados en la gráfica. a. En kg/cm2 b. En psi.
Solución: Pozo BR1 BR2 BR4 BR3 BR5 BR8 BR23 BR16
P(kg/cm2) 190 180 210 189 170 189 152 170
a) PM:181.25 kg/cm2
b) 2577.98 psi
1.4.5 Condiciones de abandono . La explotación de un yacimiento termina, generalmente, cuando deja de ser costeable la extracción de hidrocarburos. El gasto y presión correspondientes se conocen como gasto mínimo económico y presión de abandono. Determinación depende de los costos de extracción y el precio de hidrocarb uros, se requiere realizar un análisis económico.
1.4.6 Permeabilidades (k) Unidad de k es Darcy en yacimientos comúnmente se usa el mD. K Absoluta: k para conducir un fluido que satura totalmente su volumen poroso comunicado K efectiva: k de un fluido en particular, cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100 %. K Relativa: k efectiva entre la k absoluta.
Ley de Darcy: Relación entre un fluido que fluye a través de un medio poroso y la permeabilidad.
∗∗(−)
∗
∗∗ ∆
Donde: Q = Gasto del fluido (cm3/seg) µf = viscosidad del fluido (cp) Pe = Presión de entrada (atm) PS = Presión de salida (atm) L = longitud (cm) K = permeabilidad (darcy) A = Área perpendicular de flujo (cm2) Ejercicio 3 Determinar la permeabilidad con la ecuación de Darcy. Datos: Q= 10 cm3 de agua en 500 seg, temperatura= 70°F, presión en el yac = 1.45 atm, presión en el pozo= 1 atm, µw @70° F= 0.984 cP, area= 2 cm2, longitud= 2 cm Solución: 10 )(0.984)(2) 500 0.0437 43.7 (2)(1.45 1) (
Ejercicio 4 Calcular la tasa de producción de un yacimiento de aceite con 0.87 cP y una kv de 70 mD y una kh de 150mD, a una temperatura de 30°C, con una presión de fondo de 480 kg/cm2 y una presión en el pozo de 320 kg/cm2, en un área de 625 000 cm2 y una longitud de 200m. Resultado en bbl/día. Conversiones Kv = 0.07 D Kh = 0.15 D Pe = 464.56 atm Pwf = 309.70 atm L = 20 000 cm
(
6
)(
6.
)(
)
Qv= 211.26 bbl/dia Qh= 452.72 bbl/dia Ejercicio 5 Si en un núcleo de 3cm con un área de 2 cm2 se mantiene una saturación de agua de 70% y una de aceite de 30%, para una presión diferencial de 2 atmósferas, se obtiene los gastos de agua igual a 0.3 cm3/seg. Y de aceite de 0.02 cm3/seg. La viscosidad del agua es de 1 cP y la del aceite es de 3 cP. .02 .3
(.)()()
(.+.)()() ()()
()()
(.02)(3)(3) (2)(2) (.3)(1)(3) (2)(2)
0.045 45
0.225 225
.72 720
0.24 240
1.4.7 Correlaciones para propiedades volumétricas. Gráficas, tablas, ecuaciones desarrolladas a partir de información obtenida mediante mediciones de laboratorio, observaciones de campo o cualquier otro medio, llevadas a cabo en un gran número de muestras u observaciones. Se obtienen aproximaciones de la información requerida principalmente de propiedades volumétricas como: Bg
μo @c.y.
Z
Correlación de Beal: Permite determinar la viscosidad del aceite muerto a presión atmosférica y temp. del yac. Mediciones de laboratorio de 98 muestras. Muestras con r angos de °API y μ de 15 a 55 °API y de 0.3 a 800 cP. Rango de Temp. de 100 a 220° F.
*Fuera de estos rangos se pueden extrapolar las curvas.
Fig.1.4.7
Correlación de Chew y Connally: Permite determinar la viscosidad del aceite con gas disue lto a presión de saturación y temperatura del yacimiento.
Fig. 1.4.7.1
Correlación de Standing: Mediante ecuaciones para obtener Rs y Bo vs Pb. Rs= dg (Pb/18.2 *100.0125 °API – 0.00091 T ) 1.2048 Bo= 0.972 + 0.000147 F
1.175
F= RS (dg/do)0.5 + 1.25 T
1.4.8 Saturación de fluidos. Saturacion de fluidos: Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido.
So+Sw+Sg = 1
Saturación de agua congénita (Swc): Agua connata o de formación. Sw existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación. Saturación residual de una fase (Sxr): Saturación de una fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento. Saturación crítica de una fase (Sxc): Mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento.
1.4.9 Porosidad y saturaciones medias . Se expresa en volumen total de poros entre el vol. Total de roca. ∅
∅ Efectiva: Volumen total de poros comunicados, entre el volumen total de la roca. ∅
∅ Absoluta: Volumen total de poros (comunicados + no comunicados) entre el
volumen total de roca. ∅
+
Los valores de Φ y Sw obtenidos del análi sis de los registros geofísicos o de núcleos
deben ponderarse con respecto al espesor para definir los valores medios de la formación: Por pozo: ∅
∑ = ∅i∗hi ∑ = hi
∑ =()i ∗hi
Donde: J: identificador del pozo I: identificador intervalo .hi= espesor neto del intervalo (Sw): saturación del agua intervalos ∅i= porosidad del intervalos
∑ = hi
Referencias bibliográficas -
Applied Petroleum Reservoir Engineering. PennWell Book. Petroleum Engineering, PennWell Book.
