Yacimientos volatiles

Abstract:

Existe sten va varias formas par para clas clasi ica carr los los yaci yacimi mien ento tos, s, esta esta clas clasi ica caci ción ón adqu adquie ierre algu algun nas vari variac acio ione nes s depe depend ndie iend ndo o de la bibliografía. Por ello, referenciando desd desde e el libr libro o fund fundam amen ento tos s de ingeniería de yacimientos, estos se clasi clasican can segn segn:: su geol geologí ogía, a, de acue acuerd rdo o al punt punto o de burb burbu! u!a, a, al estad estado o de los los "uido "uidos, s, mecan mecanism ismo o de prod produc ucció ción n y variac variacio iones nes del del volumen originalmente disponible a #idr #idroc ocarb arbur uros. os. El petró petróleo leo vol$t vol$til il pert perten enec ece e a la cla clasic sicac ació ión n del del estado de los "uidos, y es en este, el que se centra en traba!o reali%ado. El petróleo vol$til presen presenta ta propied propiedades ades especíc especícas as que que lo dife diferrenci encian an del del resto esto de "uidos clasicados en este par$met par$metro ro.. &egn &egn lo refer referenci enciado ado en la lite litera ratu tura ra,, el pres presen enta ta un rango m$s peque'o de temperatura con respecto al petr petróle óleo o negro negro y su temper temperatu atura ra est$ cerca a la del yacimiento, su temp temper erat atur ura a crít crític ica a es tamb tambi( i(n n menor, una peque'a reducción de presi presión ón ba!o ba!o el punto punto de burb burbu!a u!a puede causar una liberación enorme de gas. &u )o es mayor a *, su +- oscila entre /// y 0/// scf1&2), su AP3 tiene un rango entre 45 y 6/, el 789 es mayor o igual a *,5 . ;os par$metros mostrados son la base por la cual se reali%ó el traba!o con el n de cumplir con un ob!etivo previsto, sim simular un

petr petról óleo eo vol$ vol$ti till en un soft softappa appa P=2, P=2, el cual cual brin brindo do los los dato datos s de inte interr(s, (s, obten obteni(n i(ndo dolos los por corre correlac lacion iones. es. Estos Estos se inser insertar taron on al simul simulado adorr. 7on un arreglo de 5 po%os y unos par$metros especícos.  2ambi(n  2ambi(n se reali%ó reali%ó una compara aració ción ent entre el m(tod todo analítico y el m(todo num(rico, de cómo se mueve el frente de agua en un arr arreglo eglo de dos dos po%o po%os s ?un ?un inye inyect cto or y un prod produc ucto tor@ r@,, para ara obten tener el tiem iempo de ruptur tura, gr$cos de producción acumulada y caudal de aceite contra tiempo. Para obtener obtener los anterior anteriores es datos datos mencionados se utili%ó 7+ 3EB para para obte obtene nerr dato datos s del del m(to m(todo do num(rico y se usó la metodología de )ucCley y ;everett y una #o!a de Excel para reali%ar la predicción por el m(todo analítico. 3ntroducción Dn yacimiento vol$til, se diferencia de otros yacimientos debido a las propiedades del "uido que contiene el yaci yacimi mien ento to,, para para este este tipo tipo de

yacimientos es muy importante tener un P=2 bien denido el cual represente los cambios que sufre el "uido al someterse a un cambio de presión principalmente. etodología &e reali%aron sensibilidades cambiando los P=2, de acuerdo a dos propiedades AP3 y temperatura, para obtener los P=2 y para #acer las simulaciones se utili%ó 7+ 3EB. 7+ se programó con la mayoría de los par$metros constantes, se simulo un yacimiento sin bu%amiento con un espesor de 8/ pies, un largo de */// pies y un ac#o de ///pies, el cual se estableció en 7+ con bloques con las siguientes en las direcciones 5/ en i, // en ! y */ en C. &e simulo durante producción primaria #asta el * de !unio del */*/, y se sometió a inyección de agua despu(s de esta fec#a. &e denieron par$metros como, */ capas cada una de un espesor de .5pies, y cada cinco capas se varió la porosidad y la permeabilidad ?la permeabilidad se mantuvo igual para i,!,C@ como se muestra en la siguiente tabla: 7apas F5 6F/

Porosi dad /.*5 /.*4

Permeabilida d?md@ *// *5/

F5 6F */

/.* /.**

**5 *85

;a compresibilidad de la roca utili%ada fue .58x/ F5lpcaF con una presión de referencia de 4.8psia. En la generación de los P=2 se mantuvieron algunas variables constantes, la gravedad especíca del gas fue de /.G5 y las propiedades del agua se generaron por correlaciones y se mantuvieron constantes para todas las corridas reali%adas y los P=2s fueron importados de >APPA para cada corrida. Para obtener las curvas de permeabilidad relativa se utili%aron correlaciones, los datos para obtención de dic#as curvas se muestra a continuación: H  *  4 5 6 8 0 G /  *  4

=ariable &I7J &I7-32 &3-I &-I &3-+ &-+ &+7J &+7-32 >-7I >-I3- >-+7; >-+7+ Expon Cr< >-I3- Expon Cro<

=alor /. /. /.5 /.5 /.5 /.5 /./* /.* /.8* /.* /. /.8* * *

5 6

>-7I Expon Crog >-+7+ Expon Crg >-+7;

* *

&e estableció que la roca esta #umectada al agua. En la parte de condiciones iniciales se colocó una presión de referencia de 4/*/psia, una profundidad de referencia de G*00pies y un contacto agua Petróleo de G*0pies. En el momento de colocar los po%os se utili%ó un arreglo de 5 puntos normal, como el que se ilustra en la imagen ?los círculos son productores y los tri$ngulos inyectores@, se denió un caudal de aceite de //bl1dia y y un caudal de inyección de 0//bl1dia los cuales se mantuvieron constantes durante todas las corridas.

metodología mencionada anteriormente en la simulación de un yacimiento vol$til, pero es importante resaltar algunos cambios reali%ados. Pero es importante resaltar algunos datos que se cambiaron, se denió una grilla de */ bloques, con un $rea trasversal de 5///pies * y un largo de G//pies y solo una capa de porosidad /. y permeabilidad //mK. &e utili%ó un P=2 de >appa y el cual se importó al simulador, en la parte de curvas de permeabilidad relativa se usaron los siguientes datos para obtener los sets de curvas de permeabilidades relativas aguaF aceite, gasFaceite y es importante aclarar que se estableció que la roca esta #umectada al agua. H  *  4 5 6 8 0 G /  *  4

Para la comparación m(todos, se siguió la

entre misma

5 6

Kato &I7J &I7-32 &3-I &-I &3-+ &-+ &+7J &+7-32 >-7I >-I3- >-+7; >-+7+ Expon Cr< >-I3- Expon Cro< >-7I Expon Crog >-+7+ Expon Crg

=alor /.* /.* / /. / / / /./5   /./5  * * * *

>-+7;

 L en la parte de los po%os se le coloco un caudal de producción de //bl al po%o productor y uno de //bl al po%o inyector. ;a idea es evidencia el avance del frente de despla%amiento por lo cual la inyección comen%ó al tiempo que empe%ó la producción. Para obtener los datos por el m(todo analítico se empleó una #o!a de Excel, en la cual se utili%ó el m(todo establecido por )ucCley y ;evertt combinado con el m(todo de Ielge, utili%ando datos de dimensiones del MreservorioN, porosidad, viscosidades, set de curvas de permeabilidad relativa aguaFaceite, caudales agua aceite y una curva de "u!o fraccional. ;a obtención de los datos del m(todo se explica paso a paso en una #o!a de Excel que se ad!untara con este informe. -E&D;2AK& A continuación se presentan algunos gr$cos obtenidos de diferentes P=2s, variando temperatura y AP3. Primero se expondr$ un caso denominado M7aso )aseNel cual tiene un P=2 con una temperatura de *5/ O y un AP3 40, este se replicó y adem$s se comparó con una simulación en la cual no #ay inyección de agua.

En el Anexo  se muestran las gr$cas de factor de recobro del caso base y de la simulación sin inyección de agua, #ay una gr$ca con un %oom, para ver que con la inyección de agua si se obtuvo un recobro mayor.  2ambi(n se muestran las gr$cas de producción acumulada, ac$ tambi(n #ay un %oom para ver la diferencia de los dos casos, con inyección de agua se produ!o 58864/bl y nicamente con producción primaria 584GG8, y se inyectaron /04bl de agua para el caso base. 7on los datos anteriores se #i%o un balance económico sencillo Anexo 0. En el Anexo * se muestran las gr$cas de caudal de aceite para el caso base y el caso nicamente con producción primaria, ac$ se ve como el caudal de aceite cae r$pidamente en el la gr$ca donde nicamente #ay producción primaria, y en la gr$ca del caso base #ay un pico este aumento en el caudal de aceite se produce debido a la inyección de agua, y luego cae nuevamente ya que se produce la ruptura en el po%o productor. En el Anexo  se muestran las gr$cas de caudal de aceite, caudal de agua, y caudal de gas, se evidencia el momento de la ruptura

ya que se produce un aumento en el caudal de agua y una disminución del caudal de aceite y del caudal de gas se produce el aumento ya que el yacimiento pierde presión, y despu(s de la presión de burbu!a comien%a a liberar gas y a medida que libera gas se va generando una saturación de gas en yacimiento, #asta el momento en el cual este gas se #ace móvil y se empie%a a producir gas directamente desde yacimiento. En el anexo 4 se muestra como a medida que la presión disminuye la producción acumulada de aceite, que es el comportamiento lógico que debe tener la curva y al nal la curva aumenta un poco, debido a la inyección de agua causa una peque'a presuri%ación del yacimiento. A#ora presentaremos los resultados obtenidos para las sensibilidades reali%adas en los cambios de P=2s de acuerdo a cambios en AP3 y temperatura. En el anexo 5 se muestra una gr$ca de producción acumulada contra tiempo, ac$ se puede evidenciar que se obtienen mayores factores de recobro para los yacimientos que est$n a menores temperaturas ya que ac$ se mantiene el AP3 constante ?no se tienen en cuenta las líneas de *G/

O y // O, la ra%ón se explicara a continuación@. &i observamos los gr$cos de presión contra producción acumulada, dan valores absurdos para las temperaturas de *G/ y //, debido a que se intervino el yacimiento con inyección de agua antes de que la presión cayera signicativamente, adem$s en el simulador se permitió que simulara #asta cuando producía valores de orden de /.////*bl1dia de aceite, lo cual en la realidad no sucedería ya que la inyección de agua se pararía muc#o antes de llegar a esos valores de producción y por eso la presión del yacimiento se eleva tan abruptamente, por esto las simulaciones reali%adas a temperaturas de *G/O y // O simulaciones no arro!an datos muy lógicos y muy representativos de cómo debería comportarse la presión en el yacimiento, por lo tanto no son conables para emitir algn tipo de conclusión. En el anexo 6 est$n las gr$cas de producción acumulada contra tiempo y factor de recobro contra tiempo, manteniendo temperatura constante de *5/, y segn esta graca se puede decir que los mayores factores de recobro se pueden obtener en yacimientos de ba!a temperatura y alto AP3. En el anexo 8 se encuentran consignadas las gr$cas de

producción acumulada contra tiempo, y caudal de aceite contra tiempo, para la comparación del m(todo num(rico y el m(todo analítico. &e evidencia que las tendencias de las dos gracas son las mismas y en la gr$ca de caudal de aceite contra tiempo se ve como el caudal de aceite cae r$pidamente despu(s de producirse la ruptura en el po%o productor, adem$s #ay cercanía en los datos obtenidos a la ruptura, los cuales est$n consignados en la siguiente tabla.  Analítico

t Jp

Simulación

//G.84 6* días t 860 días //*50. *4 bl Np 83600 bl

7J7;D&3JE& En el anexo 0 ?que es un balance económico sencillo@ se ve que a pesar de que por el proceso de inyección de agua se obtuvo una ganancia, pero esta es bastante ba!a por lo cual se podría considerar que la inyección de agua no fue exitosa. Al variar los P=2s de acuerdo a AP3 y temperatura, se evidencio que #ay una variación signicativa en las propiedades del "uido del yacimiento y que la temperatura es la que mayor in"uencia tiene sobre el "uido. 2ambi(n se concluye que

al variar el P=2s, los yacimientos tendr$n un comportamiento diferente y su reducción en la presión puede ser m$s r$pida o m$s lenta dependiendo las propiedades del "uido que alberga, esto se evidencio en los yacimientos donde la inyección de agua se inició muy prontamente, donde no se dio tiempo a una reducción signicativa de la presión, ? yacimientos a temperaturas de *G/ O y // O@, donde se obtuvieron gracas absurdas de presión contra producción acumulada de aceite. En la comparación del m(todo analítico se obtuvieron valores cercanos, pero la simulación con una buena calidad de datos sería m$s conable ya que considera muc#ísimos m$s par$metros, como compresibilidad de la roca, set de curvas de permeabilidad relativa del gas, par$metros P=2 entre otras variables.