REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL POLITÉNICA DE LA FUERZA ARMADA (UNEFA) NUCLEÓ GUÁRICO – SEDE TUCUPIDO
UNIDAD IV UNIDAD V
Docente:
Bachiller:
Silveira Joselyn
Ortuño Ramón C.I: 24.233.530
08 de noviembre de 2017
INDICÉ Pág.: UNIDAD IV Yacimientos De Hidrocarburos Factor De Recuperación……………………………………………… .….3 Movilización Y Desplazamiento ……………………………………… .….5 Análisis De Flujo Fraccional Y Eficiencia De Desplazamiento. …..…..6 Heterogeneidad Y Su Efecto De Recuperación De Hidrocarburos ….10
UNIDAD V Agua Y Gas Consideraciones Prácticas Del Agua Y Gas. …………………………. 13
Conclusión………………..……………………………………………… ...18 Referencia Bibliográfica…………………………………………………..19
UNIDAD IV YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeadas por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia otras zonas porosas. Un Yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos. También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común. En este caso la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de la presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petróleo y gas, y en este caso la trampa y el yacimiento son uno mismo.
FACTOR DE RECUPERACIÒN Pocos cursos han tenido más atención en la literatura técnica que en los factores de recuperación—la razón del petróleo in situ a esas las cuales
pueden ser recuperadas en los tanques de stock. La influencia de muchas propiedades de ambos, la formación y los fluidos que están ahí, y el grado de tal influencia en la recuperación del petróleo han traído una nueva y especializada profesión—que la misma ingeniería de reservorios. El ingeniero geólogo o de petróleo en el trabajo de exploración rara vez tiene o suficiente
información básica o el tiempo para aplicar estos procedimientos ingenieriles. Él debe confiar en la riqueza de su experiencia y conocimiento general y, con prudencia y sabiduría, solamente predecir sin vacilar el probable factor de recuperación. Estos reservorios de petróleo han sido clasificadas de acuerdo a las siguientes categorías: Solución de la capa de gas, empuje de la capa de gas, y empuje hidráulico. Estas categorías son descriptivas y prá cticas. El tipo de mecanismos establece las características operativas del reservorio y a grandes cantidades determina el último recuperamiento. 1.
En los reservorios de empuje de solución de gas (también
llamado mecanismo de agotamiento), la fuerza que conduce el petróleo al pozo es desarrollada por la expansión volumétrica del gas al mismo tiempo que la presión se reduce y se escapa del petróleo. El drenaje por gravedad ingresa la figura al mismo tiempo que la energía solución de gas de expansión disminuye. Este mecanismo o este reservorio tiene bajas recuperaciones. Características predominantes de este tipo de producción son rápidos y disminuye continuamente la presión, una ligera elevación en la razón de gas/petróleo, y la producción de poco agua. 2.
En los reservorios de gas-cap drive, la fuerza predominante es
derivada de la expansión del gas recostado sobre el petróleo. Obviamente más energía es permitida y la recuperación del petróleo es mayor de alguna forma a comparación del reservorio de gas solution drive. Características predominantes de este tipo de producción son moderadas pero la disminución continua en la presión, incremento de la razón de gas/oil mientras que el gas de expansión alcanza el pozo y poca producción de agua. 3.
En los reservorios water drive, la fuerza predominante de
producción es el frente del agua invadiendo la porción de petróleo del reservorio. Este tipo de mecanismo permite mayor cantidad de recuperamiento
de petróleo que los mecanismos de “solution gas” o “gas -cap”. Sin embargo,
para tomar bastante ventaja del mecanismo natural “empuje hidráulico” es importante determinar presión balanceada apropiada del reservorio y ajustar el promedio de retirada de petróleo para ser encajado junto con el ligero promedio de agua. Por ende, el promedio de producción viene a ser un factor influyente en la recuperación final. En la práctica, muchos reservorios son producidos por comb inaciones de éstos mecanismos de impulso. Por ejemplo, un reservorio profundo en la zona Costa del Golfo podría tener una capa de gas, así como un empuje hidráulico efectivo. Es evidente que las 3 fuerzas de producción toman parte en el proceso total de producción de petróleo.
MOVILIZACIÓN Y DESPLAZAMIENTO Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación. El Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables, entre las que destacan: - Grado de heterogeneidad y anisotropía de las propiedades de la roca. - Propiedades Físico-Químicas de los fluidos. -Tipo de empuje predominante en el yacimiento. - Proceso de Explotación: declinación natural, recuperación secundaria, recuperación mejorada, etc.
- Ritmo de extracción. Algunos yacimientos son muy sensibles al ritmo de extracción. -Número de pozos y su localización. Sin embargo los factores de movilización a la fase desplazada es la permeabilidad efectiva y la viscosidad ya que de estas depende la fase desplazante como es el agua y el gas. Un aspecto importante de la razón de la movilidad es la evaluación de la permeabilidad efectiva a cada fase, la convención adopta con base en resultados experimentales es: La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evalúa a la saturación promedio de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, detrás del frente de invasión. La permeabilidad efectiva a la fase desplazada se evalúa la saturación de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, delante del frente de invasión. Mientras que los factores del desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.
ANÁLISIS DE FLUJO FRACCIONAL Y EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO.
Análisis de Flujo Fraccional
El flujo fraccional del fluido desplazante de la fase mojante en un sistema petroleo-agua en el reservorio es la relación entre el caudal de agua y la suma de los caudales de petróleo y agua.
El análisis del flujo fraccional por el metodo de Buckley y Leverett y Welge permite que el reservorio homogéneo sea determinando, Esta técnica es aplicado a intervalos de reservorio relativamente delgado donde se asume un flujo disperso, el cual significa que no hay segregación de fluidos y las saturaciones de agua y petróleo son uniformes. Según el gráfico la tangente que parte desde la saturación inicial del agua tiene 2 importantes características determinando la saturación del desplazamiento frontal, Swf, y la Saturación promedio de agua.
Antes
del
breakthrough el
desplazamiento es incompresible y no se produce agua, por lo que el volumen de agua inyectada es igual al volumen de petroleo
recuperado. Después
del
breakthrough, la saturación promedio del
agua
en
el
reservorio
puede
incrementar con el incremento del volumen de agua inyectada hasta que el valor máximo de 1-Sor es alcanzado. Por lo tanto, se emplea el análisis de Welge para calcular la saturación de agua promedio. E s to hace us o de la curva de flujo fr acc ional a una s aturación s uperior que la s aturación frontal y relaci ona cualquier saturación con s u g radiente de flujo fraccional. Se piensa que después del breakthrough, el
extremo de la salida del sistema (pozo de producción) podría experimentar un incremento en la saturación de agua con el tiempo. En cualquier tiempo después del breakthrough, la saturación de agua a la salida es Swe y su gradiente de la curva de flujo fraccional es:
Welge demostró que:
Eficiencia del Desplazamiento.
La eficiencia del desplazamiento en la zona barrida del yacimiento cuando existe una saturación de gas inicial, se puede estimar por la siguiente ecuación:
ED= Cambio en la Saturación de Petróleo en la Zona Saturación ΔSo de Petróleo al Comienzo de la invasión
La saturación de Petróleo Inicial es:
So = 1 – Sw – Sg
So
Y la saturación promedio
Sop = 1 – Swp Por lo tanto:
ED= (1 – Swc – Sg ) – (1 – Swp) 1 – Swc – Sg
Simplificando la ecuación:
ED= Swp – Swc – Sg 1 – Swc – Sg
Antes de la ruptura del agua, Swp = (Swp). Después de la ruptura, Swp > (Swp) = (S´wp) y se calcula a partir de la teoría de avance frontal sustentada en la página 89 del libro de Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos de Magdalena Ferrer de Paris.
HETEROGENEIDAD Y SU EFECTO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS.
Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculos de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabilidad. Law fue uno de los primeros en analizar esta variación y mostro que la permeabilidad tiene una distribución logarítmica que represento con la siguiente relación.
Φ = log 2 k 10 En un trabajo que describe el uso del análisis de núcleos para determinar el efecto de la estratificación de la permeabilidad en predicciones de inyección de agua Dykstra y Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad, V, que mide la heterogeneidad del yacimiento. Para determinar V, las permeabilidades se regulan en orden decreciente. El porcentaje del número de valores de permeabilidad K que exceden cada valor tabulado se calcula dividiendo por n + 1, donde n es el número de muestras. Los porcentajes representan en un papel log-probabilísticos y la mejor línea recta que se traza a través de los puntos se pasa de tal forma que los puntos entre 20 y 80% se toman más en cuenta que los puntos más distantes. La variación de la permeabilidad se calcula mediante:
V = K 50% - K84,1%
K 50% Dykstra y Parsons escogieron esta definición de manera que V varie entre cero y uno. Un yacimiento uniforme tendrá un valor de V= 0. Un yacimiento heterogéneo altamente estratificado tendrá V cer cano a 1, la k50% es la k media, km, con 50% de probabilidad. La k84,1% es la permeabilidad de 84,1% de las muestras acumuladas. El 84,1% se escogió debido a que en
una distribución normal la desviación estándar σ es tal que el 84,1% de las muestras tienen valores mayores que el valor med io más σ. La relación entre
V y la desviación estándar σ log K está dada por:
V = 1- 10 ^-σ log K
Figura 1. Distribución de la Permeabilidad K en un Yacimiento Heterogéneo según Dyksktra y Parsons.
UNIDAD V AGUA Y GAS Consideraciones Prácticas del Agua y Gas Recientemente Thakur y Satter y previamente Ferrer y Rojas señalan algunas consideraciones relacionadas con el tiempo óptimo para el inicio de la inyección, la selección de los fluidos, los esquemas de inyección, los pozos inyectores y productores, la infraestructura para la inyección y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los proyectos de inyección, los problemas más frecuentes que se presentan y sus posibles soluciones, los aspectos económicos y los casos de campo. A continuación se describen los tópicos más relevantes expuestos a estas consideraciones, los cuales son de gran utilidad práctica.
Tiempo Óptimo para el Inicio de un Proceso de Inyección de Fluidos. Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres humanos: cada uno es diferente con sus características particulares. En relación con el inicio de las operaciones de inyección, hay que tratar de evitar retrasar el tiempo óptimo para el comienzo físico de la inyección. En todos los casos es necesario reconocer lo más temprano posible en la vida productiva de un yacimiento la necesidad de inyección para lograr los objetivos específicos. La planificación temprana, aun cuando no sea en detalle, hará posible la toma de datos básicos en el momento más adecuado para el análisis de la ingeniería requerida. Esto puede conducir a la modificación del programa de desarrollo a fin de que los pozos puedan ser perforados con la máxima eficiencia par a el programa de inyección y un costo mínimo de reperforación y reparaciones.
El inicio del proyecto del proyecto de inyección de agua y gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de producción y presión inicial, la presencia y tamaños de acuíferos y/o una capa de gas, y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbujeo, entre otros. Al respecto Craig recomienda para maximizar el recobro del petróleo, la presión óptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 lpc por encima de la presión de burbujeo.
Las ventajas de este procedimiento son: -
El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo de barriles normales.
-
Como se observa en la figura 2, a esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido.
-
Los pozos productivos tienen el máximo índice de productividad.
-
No hay retaso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido.
Figura 2 Efecto de la presión sobre las propiedades PVT del petróleo. Las desventajas podrían ser: -
Requerimientos de altas presiones de inyección que incrementan los costos
-
Exigencias de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando sería más económico producir el yacimiento por su propia energía. La generalización del tiempo óptimo para el inicio del proyecto de mantenimiento por inyección tiene un sentido práctico limitado por el excesivo número de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista económico como de las características del yacimiento.
Selección del Fluido de Inyección La selección del fluido apropiado para inyectar en un d eterminado yacimiento es quizás la parte más difícil de cualquier operación de inyección, generalmente el agua y el gas son los materiales menos costosos y están disponibles en cantidades suficientes para el desplazamiento de petróleo. En esta actividad es donde el conocimiento, la imaginación y el ingenio del ingeniero de yacimiento permiten
desarrollar
programas
de
inyección
que
mejoren
apreciablemente el recobro y los beneficios económicos de la mayoría de los yacimientos. En general el agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo porque tiene la mayor viscosidad, menor movilidad y porque la roca representan menor permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce la razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-
petróleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumétrico y la del desplazamiento son mayores. En yacimientos totalmente fracturados e hidrófilos, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empujes viscosos; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente del a gua está dominado por las fuerzas gravitacionales.
Esquemas de Inyección La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos homogéneos y continuos, la recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por inyección en la periferia. Cuando la inyección periférica falla por falta de la continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos. En general se recomienda lo siguiente:
-
Usar la inyección de arreglos 5,7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea.
-
Utilizar arreglos en líneas en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido.
-
De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazados, resulta preferible;
Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo.
Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo.
Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo.
-
Preferir el arreglo el uso de los arreglos de 7 pozos a los 5 pozos por las razones siguientes:
Mayor eficiencia de barrido areal.
Menor número de pozos inyectores.
COCLUSIÓN Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación.
REFERENCIA BIBLIOGRAFICA
Yacimientos de Hidrocarburos (Tomos II Y III) de Efraín Barberii y Martín Essenfeld.
Segunda Edición de Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos por Magdalena Ferrer de Paris.
Rol de las Interacciones Roca-Fluido en Procesos de Recuperación Petróleo.
