Facultad de Ingeniería - Universidad Nacional de Cuyo PROGRAMA DE ASIGNATURA
Asignatura: Carrera: Año:
RESERVORIOS III INGENIERIA DE PETROLEOS 2009 Semestral: 75 hs
Semanal: 5 hs.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA Docente: Ing. Mónica L. Carmona e-mail:
[email protected] UNIDAD 1: Desplazamiento inmiscible en un reservorio homogéneo. Ecuación del flujo fraccional. Efectos del: buzamiento de la formación, presión capilar, mojabilidad, movilidades del petróleo y el agua. ¿Dónde calcular M?. Efecto de la movilidad sobre la velocidad de barrido. Efecto de las heterogeneidades del reservorio. Ecuación de Buckley-Leverett. Solución de Welge. Cálculos de recuperación r ecuperación de petróleo. Análisis de las permeabilidades relativas. Correlaciones más comunes para el cálculo de permeabilidades relativas. Normalización de curvas de permeabilidad relativa según el método de Scheneider.
UNIDAD 2: Efecto de la zona de transición capilar en los cálculos de desplazamiento en un reservorio homogéneo. Lineamientos básicos del desplazamiento bajo condiciones de flujo segregado. Análisis de H=h: saturación de agua promediada en función del espesor. Permeabilidades relativas promediadas con el espesor o “pseudopermeabilidades”. Pseudo presión capilar. Resolución gráfica y uso de ecuaciones.
UNIDAD 3: Desplazamiento en reservorios estratificados. Efecto de las heterogeneidades del reservorio. Eficiencias de barrido areal, vertical y volumétrica. Métodos para evaluar la permeabilidad vertical sin flujo cruzado entre capas: 1. Valor único, 2. Valor Variable: Coeficiente de Dykstra-Parsons, Método de Stiles. Selección de las capas. Desplazamiento en reservorios estratificados: 1. Capas con la presión comunicada: pseudofunciones. 2. Capas sin comunicación de la presión:
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selección del número de capas y permeabilidades: Método de Stiles, Método de Dykstra-Parsons. Digitación viscosa.
UNIDAD 4: Eficiencias areales de barrido Problema de las eficiencias areales de Barrido. Relación de movilidades. Configuración geométrica del arreglo o patterns: empuje en línea recta directa, empuje en línea desplazada o zigzag, five spot, nine spot, seven spot. Factores que controlan la eficiencia de barrido areal. Eficiencia de barrido areal a la rotura según el mallado. Eficiencia de barrido areal después de la rotura. Otros factores que afectan la eficiencia de barrido areal. Estudio de Hutchinson. Flujos en línea y periféricos. Selección del mallado.
UNIDAD 5: Método de Craig-Geffen-Morse (CGM) Cálculos previos: 1- Cálculo del volumen poral de la malla, 2- Cálculo del petróleo original in situ al comienzo de la secundaria, 3- Cálculo de la relación de movilidades antes de la rotura, 4- Determinar la eficiencia de barrido a la rotura, 5- Cálculo del Reservorios III 2 máximo valor de la Sg*, 6- Cálculo del agua inyectada al momento de la interferencia, 7- Cálculo del agua inyectada acumulada al producirse el fillup del gas. 8- Cálculo del agua inyectada acumulada al producirse la rotura. Etapas: 1- Comportamiento previo a la interferencia, 2- Desde la interferencia hasta el fillup, 3- desde el llenado hasta la irrupción del frente en los productores, 4- desde la irrupción del frente hasta el límite económico. Predicción Multicapa.
UNIDAD 6: Papers 1.- Calidad del Agua de Inyección (D.B. Bennion, D.W. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz - Hycal Energy Research Laboratories Ltd. JCPT) 2.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria I (Richard Baker JCTP, Abril de 1997, Volumen 36, Nº 4) 3.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria II (Richard Baker JCTP, Enero de 1998, Volumen 37, Nº 1) 4.- Determinación de la Eficacia de Barrido Volumétrica en Secundarias Maduras Usando como Datos la Producción (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek, SPE, William M. el Cobb & Associates, Inc. SPE 38902, Octubre de 1997) 5.- Determinación del Espesor Neto para los Mecanismos de Recuperación Primaria y Secundaria (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek, SPE, William M. el Cobb & Associates, Inc. SPE 48952, Septiembre de 1998)
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6.- Método para Extrapolar Curva de Corte de Agua vs. Recuperación de Petróleo (Iraj Ershaghi, SPE.AIME, Osazuwa Omoregie, Universidad del Sur de California. SPE 6977, Agosto 12, 1977) 7.- Técnica de Predicción para los Procesos Inmiscible Usando los Datos de la Producción Histórica del Reservorio (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de California, Doddy Abdassah, SPE, Universidad del Sur de California, SPE 10068, 1981) 8.- Contestación de Iraj Ershaghi a Startzman sobre la Discusión de una Técnica de Predicción para Procesos Inmiscibles que Usa Datos de Actuación de Campo (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de California, SPE 13793) 9.- Aplicación de la Técnica del X-Plot (Ershaghi, SPE, U. de California del Sur, LJ. Handy, SPE, U. de de California del Sur, M.. Hamdi, U. de California del Sur. SPE 14209) 10.- Contestación del Autor a la Discusión de una Técnica de Predicción para Procesos Inmiscibles Usando los Datos de Actuación del Reservorio (Ershaghi, SPE, U. de California del Sur. SPE 19506) 11.- Análisis de la Declinación (Arps, J.J. “Analysis of Decline Curves”, Trans. AIME (1945)160,228-247, Fetcovich, M.J. “Decline Curve Analysis Using Type Curves”, J.Petr. Tech. (June 1980) 1065/77) 12.- An Overview of Waterflood Surveillance and Monitoring (A.W. Talash, SPE, Mobil E&P Services Inc. SPE 18740) 13.- Reservoir Management: A Synergistic Approach (G.C. Thakur, Chevron U.S.A. Inc. SPE 20138) 14.- Waterflood Surveillance Techniques – A Reservoir Management Approach (G.C. Thakur, SPE, Chevron U.S.A. Inc. SPE 23471) 15.- Water Control Diagnostic Plots (K. S. Chan. SPE 30775) 16.- Reservoir Perfomance Monitoring System – Design and Applications S. M. (Chen, SPE, MSC Research Ltd., SPE 38127) 17.- Determinación de la Eficiencia de Barrido Volumétrica en Secundarias Maduras (Cobb. SPE 38902) 18.- Practical Decline Analysis Part 2- Identification And Quantification Of Development Opportunities (D. Laustsen)
UNIDAD 7: Recuperación Asistida Análisis de Papers sobre Recuperación Asistida. Prácticas en laboratorio: 1.- con celda de Hele - Shaw con inyección de surfactante; 2.- Reología óptica de microgeles. Conferencias presentadas por especialistas de empresas petroleras que aplican técnicas de recuperación asisitida.
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METODOLOGIA DE LA ENSEÑANZA El dictado es teorico-práctico Se utiliza proyector de power point
ACTIVIDAD Teoría
45 hrs
Resolución de problemas de ingeniería
30 hrs
Total
75 hrs
EVALUACIONES Para obtener la regularidad los alumnos deben aprobar los prácticos , los parciales y deben tener un 75 % de asistencia Para aprobar la materia se debe rendir un examen final
BIBLIOGRAFÍA RECUPERACIÓN SECUNDARIA UNIDAD 1 1.- Craig, F. F.: “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding”, SPE Monograph Series, 1971. 2.- Willhite, G. P.: “Waterflooding”, SPE Textbook Series, 1986. 3.- Dake, L. P.: “Fundamentals of Reservoir Engineering”, Elsevier, 1978. 4.- Coats, K. H., Dempsey, J. R. y Henderson, J. H.: “The Use of Vertical Equilibrium in Two Dimensional Simulation of Three Dimensional Reservoir Performance”, S.P.E.J.(March 1971), 63/71. 5.- Anderson, W.G.: “Wettability Literature Survey – Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding”, JPT (Dec.1987) 1605/22. 6.- Dake, L.P. : “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier, 1994. 7.- Cobb, W., Smith, J. T.: “Waterflooding”, Curso dictado por Cobb, Argentina, 1996. 8.- Craft, B.C.; Hawkins, M. and Terry, R. E. : “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice - Hall, 1990. 9.- Jones, S. C. y Roszelles, W. O. : “Graphical Technique for Determining Relative Permeabilities from Displacement Experiments”, JPT (May 1978), 80717. 10.- Johnson, E. F., Bossler, D. P. y Naumann, V. O.: “Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments”, Trans. AIME (1959) 370. 11.- Amix, J. W.; Bass, D. M. Jr. y Whiting, R. L.: Petroleum Reservoir Engineering, Mc Graw - Hill Book Company (1960).
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12.- Honarpour, M.; Koederitz, L. y Harvey, A. H.: Relative Permeability of Petroleum Reservoirs Gulff (1986). 13.- Tiab, D. y Donaldson, E. C.: Petrophysics Gulf (1996). 14.- Schneider, F. N. : “Three Procedures Enhance Relative Permeability Data”, Oil & Gas Journal, (May 4, 1987) 48/51. 15.- Archer, J. S. y Wong, S. W.: “Use of a Reservoir Simulator to interpret Laboratory Waterflood Data” S.P.E.J. (Dec.1973) 343.
UNIDAD 2 1.- Dake, L.P.: Fundamentals of Reservoir Engineering , Elsevier 1978 2.- Willhite, G.Paul: “Waterflooding”, SPE Textseries Vol.3, 1986
UNIDAD 3 1.- Dake, L.P: “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier 1994. 2.- Stiles, W.E.: “Use of Permeability Distribution in Water Flood Calculations”, Trans. AIME (1949) vol.1869. 3.- Hill, S.: “Chaneling in Packed Columns”, Chem.Eng.Sci. (1952)6,247-23 4.- Cobb, W.; Argentina,1996.
Smith,
J.T:
Waterflooding,
Curso
dictado
por
Cobb,
UNIDAD 4 1.- Dake, L. P.: “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier,1994. 2. Craig, F. F., Geffen, T. M and Morse, R. A.: “Oil Recovery Perfarmance of Pattern. Gas or Water Injection Operations from Model Tests”, Trans AIME (1955) 204, 7 - 15. 3.- Smith, C.A.: “Secondary Oil Recovery”, Robert E. Krieger Publishing Co.1966. 4.- Craig, F.F.Jr.: “Aspectos de la ingeniería de Reservorio para la Inyección de Agua”. SPE Monograpn 3 (1971). 5.- Willhite, G.P.: Waterflooding, SPE texboock Series vol 3,1986. 6.- Cobb, W.: “Waterflooding curso dictado en Comodoro Rivadavia, 1995. 7. Ferrel, H. Irby, T.L., Pruitt, G.T. and Crawford, P.B.: “Model Studies for Injection - Production Well Conversion During a Line Drive Water Flood”, Trans. AIME. (1960).
UNIDAD 5 1.- Craig, F. F.; Geffen, T. M. y Morse, R. A.: “Oil Recovery Performance of Pattern Gas or Water”. 2.- Injection Operations from Model Tests”, J.P.T.(1955), 7/15. 3. Craig, F. F. Jr.: “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding”, SPE
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Monograph Series (1971). 4. Willhite, G.Paul: “Waterflooding”, SPE Textseries Vol.3, 1986
FUNDAMENTOS DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DE RESERVORIOS Docente: Ing. Silvia Maturano e-mail:
[email protected] UNIDAD 1 a) Introducción. b) Ecuaciones diferenciales de flujo en reservorios. Ley de conservación de masa y Ley de Darcy. Ecuaciones de estado.
c) Ecuaciones básicas de flujo monofásico y multifásico. Modelo Black Oil. UNIDAD 2 a) Aproximación de ecuaciones diferenciales por diferencias finitas. b) Cociente de diferencias de primer orden. Cociente de diferencias de segundo orden. Precisión de aproximación. Soluciones explícitas e implícitas. Criterios de estabilidad.
c) Condiciones de borde. Tipos de grillas. UNIDAD 3 a) Flujo de fluidos incompresibles b) Forma implícita y explícita de las ecuaciones de flujo. c) Balance de materiales. UNIDAD 4 a) Flujo de fluidos poco compresibles b) Forma implícita y explícita de las ecuaciones de flujo. c) Balance de materiales. UNIDAD 5 a) Flujo de fluidos compresibles (gases reales) Revisión de las ecuaciones de flujo para gases reales.
b) Uso de correlaciones para el cálculo de las propiedades PVT de gases. Cálculo de la pseudo presión relativa.
c) Solución de la ecuación de flujo. Balance de Materiales
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UNIDAD 6 a) Flujo multifásico. Cálculo de kr (método de Stone y modificaciones). b) Ecuaciones básicas para el flujo de gas-petróleo en una dimensión c) Flujo trifásico. Compresibilidad de la roca. Solución para flujo gas petróleo. Método IMPES
UNIDAD 7 a) Simulación numérica del flujo bifásico agua-petróleo. Aplicación a la recuperación secundaria de petróleo.
b) Modelo matemático: sistema de ecuaciones diferenciales en derivadas parciales no lineales. Solución numérica del modelo unidimensional lineal. Método IMPES (implícito en presiones y explícito en saturaciones).
c) Método totalmente implícito. Análisis de kr.Uso del simulador BOAST.
BIBLIOGRAFÍA FUNDAMENTOS DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DE RESERVORIOS •
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Apuntes “Introducción a la Simulación Numérica de Reservorios” Ing. Edgardo Moreiras. Aziz y Settari: “Petroleum Reservoir Simulation” Applied Science Publishers. 1979) Peaceman, “Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation” Elsevier (1977) Mattax y Dalton, “Reservoir Simulation”, SPE Monograph vol 13 , 1990. Basic Applied Reservoir Simulation Ertekin et al SPE TEXTBOOK SERIES Vol 7 (2001). Crichlow, “Modern Reservoir Engineering. A Simulation Approach” Prentice Hall (1977). Nacul y Aziz. “Use of irregular grid in Reservoir Simulation” SPE paper 22886.
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Dake, “Fundamentals of Reservoir Engineering” Elsevier, 1978.
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Craft, Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice Hall, 1991.
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Al-Hussainy et al, “The flow of real gases through porous media” JPT (1966) 624-636. Archer y Wall “Petroleum Engineering Principles and Practice “Graham & Trotman” 1986. Amix et al, “Petroleum Reservoir Engineering : Physical Properties”, Mc Graw Hill, 1960.
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Fayers et all, “Evaluation of Normalized Stone’s Methods for estimating three phase relative permeabilities” SPEJ 1984, 224-232. Vogel, “Inflow Perfomance relationships for solution gas drive wells” JPT (Jan. 1968) 83-92. Fetkovich, “The isochronal testing of oil wells” paper SPE 4529. Odeh, “Pseudo state flow equation an productivity index for a well with non circular drainage area” JPT (nov 1978) 1630-32. Emmanuel et al, “Pseudorelative permeability for well modeling” SPEJ (feb. 1974) 7-9. Woods, et al, “Pseudofunctions for water coning in a three dimensional reservoir simulator, SPEJ (aug. 1977) 251-62. Williamson et al, “Representing wells in numerical reservoir simulation. Part 1: Theory. Part 2: Implementation” SPEJ (June 1981) 323-44. Todd et al, “Methods for increased accuracy in numerical reservoirs simulators” SPEJ (Dec. 1972) 515-30.
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