Post on 04-Jul-2015
1. Importancia del Gas en el PerùProducción , Reservas, Futuro
2. Conceptos Generalesa. Ingeniería de reservorios y Gerenciamiento de Reservoriosb. Gas Natural: Definiciones, orígenes, procesamiento, usos, unidades de
medición.3. Propiedades del Gas
Reservorios de gas seco, gas y condensado, z, Bg, Ug4. Calculo de reservas de Gas
GOIS volumétrico, Balance de materia, curvas de declinación5. Ensayos de Entrega de pozos de gas ( Deliverability )
Pruebas de flujo, isocronales, IPR6. Desarrollo de un Campo de gas
Comportamiento productivo, capacidad de entrega, pronósticos, conclusiones
Temario
INTRODUCCION Y APRECIACION
GLOBAL DE LA INGENIERIA DE
RESERVORIOS
Ingenieria de Reservorios - Rol
Rol de la Ingeneiria de Reservorios en el gerenciamiento de
Reservorios.
Exploración
Terciaria
Secundaria
Primaria
Desarrollo
Delineación Valorización
Descubrimiento
Abandono
Ingeniería de Reservorios
Transmitir la importancia del tratamiento e interpretación de
los“DATOS” indirectos obtenidos desde un “MEDIO” que no podemos
“TOCAR” ni “VER” directamente, y que “IDEALIZAMOS” a través de
modelos.
Que es Ingeniería de Reservorios
Entendimiento de la naturaleza de las interacciones ROCA – FLUIDO en el
reservorio
Entendimiento del desplazamiento complejo de los fluidos dentro del
reservorio
Desarrollo de un modelo de flujo para el reservorio, consistente con los datos
geológicos; con las mediciones de las propiedades de la roca y fluidos y con
las características del comportamiento productivo.
Predicción de recuperaciones futuras
Desarrollo de procesos y métodos para mejorar la recuperación de
hidrocarburos del reservorio.
Rol de la Ingeniería de Reservorios
Q = f ( kh, u, P, Pwf, Xf, Bo, Bg )
EUR = f ( h, Sw, Area, Bo ) φ φ
Unidad de bombeo Batería
Inyector
Actividades Típicas de la Ing. de Reservorios
Determinación de propiedades petrofisicas de la roca reservorio.
Trabajar en conjunto con geólogos, geofísicos para desarrollar estudios de reservorios.
Calculo de B.M. para identificar mecanismos de empuje y petróleo insitu
Simulación del flujo en el reservorio bajo escenarios complejos de desplazamiento
Toma de decisiones en el proceso de gerenciamiento de reservorios.
Diseño y análisis de nuevos y avanzados procesos para mejorar la recuperación de petróleo.
Contribuir, junto con los geólogos y petrofísicos, a la determinación del volumen de hidrocarburos in - situ. Es una actividad compartida
Determinar la fracción de los hidrocarburos que pueden ser técnica y económicamente recuperados. Esto es el calculo de reservas.
Estimación del factor de recuperación ó eficiencia de recuperación y es una actividad netamente del ingeniero de reservorios.
Responsabilidades Téc. del Ing. de Reservorios
Efectuar los pronósticos de producción, es decir darle una escala de tiempo a la recuperación de petróleo. Con este pronostico y con los aspectos de inversión y gastos efectuara la evaluación económica de los proyectos.
Efectuar aspectos operativos del día a día de la ingeniería de reservorios. Actividades de seguimiento y monitoreo de los proyectos que se desarrollan durante las etapas de delineación y desarrollo de un campo.
Responsabilidades Téc. del Ing. de Reservorios
0
20
40
60
80
100
1 año 10 años 20 años 50 años
$ $ $ $ $
Producción
C.O / C.D.
CONCEPTOS DE
GERENCIAMIENTO DE RESERVORIOS( Reservoir Management )
USO JUICIOSO DE LOS RECURSOS DISPONIBLES (HUMANOS, TECNOLÓGICOS
Y FINANCIEROS) PARA MAXIMIZAR LOS BENEFICIOS PROCEDENTES DE UN
RESERVORIO, MINIMIZANDO LAS INVERSIONES DE CAPITAL Y LOS GASTOS
OPERATIVOS.
GERENCIAMIENTO DE RESERVORIOS
$$ $$ $$$$
MAXIMIZAR INGRESOS REDUCIR COSTOS
0
20
40
60
80
100
1 año 10 años 20 años 50 años
$ $ $ $ $
Cuando…???
Hacer que las cosas pasen
Dejar que pase
Hacer que pase !!
7 años sin hacer nada
NP=27 M BlsRes=44 M Bls
SINERGIA INTEGRACION
S I N E R G I A
Concurrencia de energías, fuerzas , acciones.Concurso de varios órganos para realizar una función.
I N T E G R A C I O NI N T E G R A C I O N
Estado de Organización para liberación de Conflictos.Solución a tendencias contradictorias.
TRABAJO EN EQUIPO
G A SP E T R O L E O
A G U A
GERENCIA
GEOLOGÍA ,GEOFÍSICA,
PETROFISICA
INGENIERÍA DERESERVORIOS
WELLCOLOGISTICA,
ConstruccionesINGENIERÍA DE
Extracción, Operaciones
Administración, $$
Legales, MACS
FLUJO DE CAJA
Vent
as
Gas
tos
Ope
rativ
os
Inve
rsio
nes
Reg
alia
s
Impu
esto
s
Análisis de Riesgo !!
PRO
DU
CC
ION
PREC
IO
Fluj
o de
caj
a
Ingresos Egresos Resultados
Pronósticos , Probabilidades, IncertidumbreCONOCIMIENTO, EXPERIENCIA, HERRAMIENTAS
VAN
TIR
PO
Conocimiento del Sistema a Gerenciar.
Conocer el Entorno de la empresa
Saber de la Tecnología Disponible.
ELEMENTOS PARA GERENCIAR UN CAMPO
Gestion del Conocimiento
Información
Datos
Conocimiento
Sabiduría
La transformación de los Datos en información que pueden ser usadas por los equipos para mejorar las decisiones
“ El procesamiento de los DATOS puede ser realizado por las
Computadoras, pero solamente la mente humana puede convertirla
en INFORMACION y mas aún transformarla en CONOCIMIENTO ”
Gestion del Conocimiento
Caracterización de Reservorios
Modelo EstáticoModelo Dinámico.
Historia del campo
CONOCIMIENTO DEL SISTEMA
Proceso realizado por un equipo multidisciplinario para establecer un modelo del reservorio que permita el entendimiento de su naturaleza geológica, la distribución y movimiento de los fluidos en el medio poroso.
Requiere el conocimiento de :• Geología• Propiedades de reservorio ( roca y fluidos )• Flujo de fluidos y Mecanismo de empuje• Perforación y completación• Comportamiento productivo pasado
CARACTERIZACION DE RESERVORIOS
Estado explotación
Np, Wp, Wi permeabilidad
presionesPVT
Modelo DinámicoP
O I
SP
O I
SModelo Estático
Reservas
ReactivacionesReparaciones PerforacionesSecundaria
CARACTERIZACION DE RESERVORIOS
Limites, área, GOC, WOCEspesores,
distribución espacial de propiedades(Phi, K, Sn, Continuidad, Hetero)
ModeloEnsayo Pozos
ModeloRegistro
Pozos
Modelo Geológicos
Datos geológicos geofísica Datos Registros Pozos y coronas
Datos Ensayos pozos
CARACTERIZACION DE RESERVORIOS
Estructura
Continuidad
Contenido de hidrocarburos
MODELO ESTATICO
Ubicación de los pozos
Permeabilidades Relativas
u
presión
Propiedades de los fluidos
tiempo
Pres
ión x x x x x x
Historia de presión
MODELO DINAMICO
Conocimiento de la historia de Perforación, completación, estimulaciones, reparaciones, fluidos producidos.
HISTORIA DEL CAMPO
100
1000
10000
Petróleo
Gas Agua
Nero de pozos
Historia de Producción
Todo lo que ha pasado en el campo….pero no solo en la cabeza de las personas sino en un CONOCIMIENTO DIVULGADO y SISTEMATIZADO
Contratos, compromisos, clientes
Precios del crudo, costos, mercado, sociedad
Medio ambiente, seguridad.
Recursos: financieros, personal.
ENTORNO DEL SISTEMA
Evolucion del Precio Petróleo
Avances tecnológicos, herramientas
Registros, sísmica 3D , 4D, time lapse, etc
Nuevos procedimientos, manejo datos, soft
TECNOLOGIA
Uso racional y economico de la tecnología…pero usar los avances tecnologicos !!!
Establecer la Estrategia
Estudio y Definición del Plan de Explotación
Implementación
Monitoreo y Seguimiento
Evaluación
Redefinición del Plan de Explotacion y ....
PROCESO DE GERENCIAMIENTO
IMPORTANCIA DEL GAS NATURAL
EN EL PERU
PRODUCCION DE PETROLEO y GAS : 1995 - 2003
Petróleo
Gas
PRODUCCION FISCALIZADA GAS NATURAL - PERU
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
nov-02 dic-02 ene-03 feb-03 mar-03 abr-03 may-03 jun-03 jul-03 ago-03 sep-03 oct-03 nov-03
SELVA ZOCALO COSTA
MSC
FD
Distribución Producción Gas Nov – 2003
PETROTECH22%
OLYMPIC5%
PETROBRAS11%AGUAYTIA
54%
GMP1%
SAPET7%
GMP SAPET PETROBRAS OLYMPIC PETROTECH AGUAYTIA
RESERVAS DE PETROLEO y GAS - PERU
CLASIFICACIÓN PETRÓLEO(MMSTB) GAS NATURAL(TCF) LGN(MMSTB)
Probadas 374,1 8,7 578,8
Probables 349,5 7,3 348,7
Probadas + Probables 723,5 16,0 927,5
Posibles 5 123,7 12,6 454,4
Probadas + Probables + Posibles 5 847,3 28,6 1 381,9
Z O N A GAS NATURAL(TCF)
NOROESTE 0.34
AGUAYTIA 0.276
CAMISEA ( LOTE 88 ) 8.108
T O T A L 8.724
RESERVAS PROBADAS DE GAS
Fuente MEM 2001
TCF = Tera Pies Cúbicos (1012 Pies Cúbicos )
Gas Natural - FUTURO en el MUNDO
Pronosticos produccion gas natural - venta
GAS NATURAL
CONCEPTOS GENERALES
Es una mezcla de hidrocarburos livianos, donde el
principal componente es el metano (CH4) en un
porcentaje superior al 80%.
El porcentaje restante esta constituido por etano,
propano, butano y otros hidrocarburos más pesados
tales como pentanos, hexanos y heptanos.
GAS NATURAL
COMPOSICION TIPICA GAS NATURAL
Origenes del gas natural
El gas natural se puede encontrar:
• Disuelto en el petróleo• En estado libre sobre el petróleo• Dentro de la misma trampa estructural que el petróleo, pero
ocupando capas diferentes (generalmente más altas) • En la misma cuenca con el petróleo pero en trampas separadas.
GAS NATURAL NO ASOCIADO
Gas que se ha formado a partir de materia orgánica en putrefacción, de forma directa, sin pasar por una fase de hidrocarburos líquidos. Como ejemplos de este proceso, en que se destaca la presencia del metano, podemos mencionar: el "gas de pantano", generado por la descomposición de materia vegetal en ciénagas y marismas, el grisú que procede de los restos de plantas de agua dulce, encontrados en los restos del carbón y que se acumulan en los filones y en las rocas porosas.
Se sugiere que el gas procede de plantas terrestres y que se deriva en gran parte del material vegetal de mayor tamaño.
GAS NATURAL ASOCIADO AL PETROLEO
El planteamiento sugiere que el metano y otros hidrocarburos gaseosos, son producto de la evolución natural del petróleo. Probablemente estos gases se producen a lo largo de la historia evolucionaria del petróleo, quizá mediante procesos catalíticos. Cuanto más antigua sea la acumulación de hidrocarburos, más alto será el porcentaje de gas natural.
Gas natural secoMetano con pequeñas cantidades de etano. Es el gas que se usa como combustible e insumo en la industria.
Líquidos de gas natural (LGN)Es una mezcla de propano, butanos, pentanos y otros hidrocarburos más pesados. Es un producto intermedio en el procesamiento del gas natural.
Gas licuado de petróleo (GLP)Es una mezcla de propano y butano. Se transporta en tanques y balones para utilizarse como combustible
Definiciones
Gasolina naturalMezcla de pentano, hexano y otros hidrocarburos más pesados. Usado para obtener gasolinas de uso automotor y como materia prima en petroquímica.
Gas natural comprimido (GNC)Es el gas natural seco comprimido a 200 bar. Se almacena en cilindros a alta presión y se usa como combustible alternativo en reemplazo de las gasolinas.
Gas natural licuado (GNL)Es el gas natural seco licuefactado mediante proceso de enfriamiento, la temperatura disminuye hasta –160°C con una reducción de su volumen en aproximadamente seiscientas (600) veces. De esta forma el gas natural puede ser exportado a través de “barcos metaneros” a los centros de consumo.
Definiciones
Acondicionamiento del gas natural.- Eliminación de las impurezas: azufre, agua, CO2 y otras que no tienen valor comercial.
Separación de componentes del gas natural.- El gas se separa en:• Gas natural seco (metano y etano) que se transporta por gasoductos hasta los
centros de consumo.• Líquidos de gas natural (LGN) constituido por propano, butanos, pentanos e
hidrocarburos más pesados que se transportan por poliductos hasta una planta de fraccionamiento.
Fraccionamiento de componentes del LGN.- Viene a ser la separación de los líquidos de gas natural en:
• Propano / butano (GLP).• Gasolina natural (pentanos e hidrocarburos más pesados).
Procesamiento del gas natural
Procesamiento del gas natural
OdorizaciónEs la adición de odorizantes al gas natural con la finalidad de que se pueda detectar su presencia mediante el olfato ya que el gas natural no tiene olor.
Transporte de gas naturalEl transporte de gas natural se realiza a través de gasoductos desde los lugares de producción o procesamiento hasta un punto que se le denomina “City Gate”, que viene a ser el lugar donde se realiza la reducción de presión, medición y odorización, antes de su distribución a los centros de consumo. El transporte por gasoductos se realiza a presiones que van del orden de 20 a 150 bar.
Procesamiento del gas natural
Distribución de gas naturalLa distribución viene a ser el suministro de gas natural a los usuarios a través de red de ductos. Por lo general empieza en el City Gate y termina en la puerta del usuario. La distribución se realiza a presiones por debajo de los 50 bar en sistemas de tubería de acero y a presiones por debajo de 6 bar en redes de polietileno.
Distribución del gas natural
Distribucion del gas natural
VENTAJAS AMBIENTALESEl gas natural es un combustible muy limpio comparado con los combustibles tradicionales lo que facilita el cumplimiento de exigentes normas ambientales. Una de las grandes ventajas del gas natural respecto a otros combustibles, es la baja emisión de contaminantes en su combustión.
Ventajas del gas natural
EMISION DE CONTAMINANTESEn la generación de una determinada cantidad de energía calorífica, el gas natural es el que tiene menos emisiones.
VENTAJAS ECONÓMICASEl gas natural es el combustible de menor precio y permite obtener importantes ahorros en relación con otros combustibles.
Ventajas del gas natural
Principales usos del gas natural
Generación de electricidadEl gas natural es el combustible más económico para la generación de electricidad y el que produce menor impacto ambiental. Estas ventajas pueden conseguirse tanto en grandes como en pequeñas centrales termoeléctricas.La generación de electricidad con gas natural es posible mediante turbinas.
CogeneraciónSe denomina Cogeneración a la producción conjunta de Energía Eléctrica y Energía Calorífica aprovechable, en forma de gases calientes. La Cogeneración es una forma eficiente de cubrir las necesidades energéticas de las instalaciones industriales en prácticamente todos los sectores de la actividad (calefacción, calentamiento de agua, etc)
Generación de Electricidad
Camara combustion
Generación de Electricidad
UNIDADES DE MEDIDA - GAS NATURAL
Unidad calorífica del gas • Sistema Internacional (SI) : Unidad de Calor es el Joule (J): Trabajo hecho por una fuerza
de un Newton al desplazar un objeto un metro. En electricidad es la energía disipada por
un watt en un segundo
• BTU ( British Thermal Unit ) : Calor requerido para elevar la temperatura de una
libra de agua en un grado Fahrenheit.El BTU es la unidad calorífica utilizada en la industria gasífera
• La caloría consistente en el calor requerido para elevar un gramo de agua en un grado
centígradoBTU 0,252 Kilo caloria
BTU 777,5 Lbs - pie
BTU 3,93E-04 HP hora
BTU 1054 Joules
BTU 107,5 Kg metro
BTU 2,928 E-04 Kilowatt hora
BTU 252 Calorias
UNIDADES DE MEDIDA - GAS NATURAL
Volumenes ProducidosSistema Internacional (SI) : Metro cúbico; pero en algunos países se
utiliza actualmente el pie cúbico.En el caso del caudal del gas, las unidades utilizadas usualmente son
el metro cúbico por día , MCD y el pie cúbico por día PCD ( SCFD ).
1 m 3 = 35.31 pies 3
EQUIVALENCIAS PRACTICAS GAS NATURAL
1 pie 3 gas = 1000 BTU
1 Bbl petróleo = 6`000,000 BTU
En Energia : 6,000 pie 3 de gas es igual a 1 Barril de petróleo
EQUIVALENCIAS PRACTICAS GAS NATURAL
F I N
PROPIEDADES DEL GAS NATURAL
Las propiedades de los fluidos son de mucho interés en la Ingeniería de Reservorios debido a :
Inciden directamente en la movilidad de los fluidos dentro del reservorio.
Las propiedades son usados en los cálculos de Balance de Materia
Son muy usadas en las condiciones de superficie de transporte y venta ( API, viscosidad, calidad del crudo )
Propiedades de los fluidos - Objetivos
EQUILIBRIO indica condiciones estática, es decir la ausencia de cambio
Un sistema en equilibrio es aquel en el cual bajo estas condiciones , no hay ninguna tendencia para que se establezca un cambio.
Las tendencias hacia el cambio son ocasionadas por FUERZAS IMPULSORAS de algún tipo.
EQUILIBRIO significa la ausencia de cualquier fuerza impulsora ò que existe equilibrio perfecto de todas las fuerzas presentes
Concepto de Equilibrio
Definiciones principales
SISTEMA Una porción de materia con limites finitos (físicos o virtuales)
SISTEMA CERRADO No intercambia materia con lo que lo rodea pero pueda cambiar energía ( calor )
SISTEMA ABIERTO: Intercambia materia y energía con lo que lo rodea.
Definiciones principales
PROPIEDADES . Características de un sistema ( fase ) que pueden ser evaluadas cuantitativamente. Estas son :– Densidad de la fase ( liquido , gas ó sólido )– Compresibilidad– Tensión superficial– Viscosidad– Capacidad Calorifica– Conductividad termica
Propiedades Intensivas: Independiente de la masa
del sistema ( ejemplo: densidad )
Propiedades Extensivas: Dependiente de la masa
del sistema ( ejemplo volumen )
Definiciones principales
Definiciones principales
COMPONENTE Una especie molecular - definida o hipotetica
Definida : C1, C2, H2O, etc
Hipotetica : C2 - C6 ; C7+
Ecuaciones de Estado
Representan el volumen que ocupa un gas a ciertas condiciones de presión y temperatura.
Gases IdealesGases Reales
– Estados Correspondientes (factor de compresibilidad)– Van der Waals– Peng - Robinson
Leyes de Boyle - Charles - Avogadro
Donde:
P = PresiónV = Volumenn = Nº de molesR = Constante Universal de los GasesT = Temperatura absoluta
Ecuaciones de Estado Gases Ideales
TRnVP ... =
COMPORTAMIENTO DE FASES DE
FLUIDOS HIDROCARBUROS
A medida que se produce petróleo y gas del reservorio, ellos están sujetos a cambios de PRESION, TEMPERATURA y COMPOSICION
Tales cambios afectan el comportamiento volumétrico y de transporte de estos fluidos del reservorio y consecuentemente los volúmenes producidos de petróleo y gas.
Necesidad de Conocer el Comportamiento de Fases
Los tipos de fluidos del reservorio definen las estrategias de producción y depletación y el diseño de las instalaciones de superficie.
Todos los métodos de Recuperación Secundaria / Terciaria dependen del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio y de los fluidos inyectados dentro del reservorio.
Necesidad de Conocer el Comportamiento de Fases
Diagrama de Fases
Diagrama de fase de un solo componenteP
R E
S I
O N
Pc
T E M P E R A T U R ATc
LIQUIDO(1 fase)
Gas (1 fase)
SOLIDO(1 fase)
Curva de sublimación (2 phases)
Punto triple(3 fases)
Curva Presión vapor2 fases
Punto critico
Curva de Fusión2 fases
Diagrama P - T para un sistema Multicomponentes
Pres
ión
de R
eser
vorio
Temperatura Reservorio
Curva de Pts Burbuja
Curva Pts Rocio
60%
20% 0%
2-Fases
1-Fase 1-FaseCP
LiquidoGas
L + G
Diagramas de Fases Típicos
Gas Seco
C: Punto Crítico
Petróleo Liviano
Petróleo Pesado
Temperatura
Pres
ión
Gas - Condensado
Caracterización de los Hidrocarburos in Situ
5 fluidos de reservorio:Gas SecoGas HúmedoGas - CondensadoPetróleo VolátilPetróleo Negro
Los Petróleos (negros o volátiles) pueden ser saturados o subsaturados.
Los análisis de laboratorio y fundamentalmente el comportamiento del reservorio en producción permiten definir la condición inicial.
Petróleo:Saturado (A)Subsaturado (B)
Gas:Gas Húmedo (C)Gas-condensado(D)Gas Seco (E)
Caracterización de Hidrocarburos in situ
E
E1
Clasificación de los Reservorios
Reservorios de Gas ( Fase unica )
Reservorios de Gas y condensado ( Reservorios en Punto de Rocio )
• Reservorios de Gas en Solución Sub - saturados ( Reservorios en el punto de Burbuja )
Clasificación de los Reservorios basados en Diagramas de Fases
Reservorio de Gas Seco
Temperatura
Pres
ión
Trayectoria de Producción
CondicionesIniciales en el
Reservorio
Condiciones en el separador
PC
No existe producción de liquidos en superficie
Temperatura
Pres
ión
Trayectoria de la producción
Condiciones Inicialesen el reservorio
Condiciones de separador
CP
Reservorio de Gas Humedo
GOR > 100,000 SCF/STBNo se forma liquido en el reservorioLas condiciones de separación caen dentro del la envolvente y el liquido es producido en la superficie
Reservorio de Gas Retrogrado - Condensado
Temperature
Pres
sure
Initial Reservoir Conditions
CP
Path of Production
Separator Conditions
Temperature
Pres
sure
Initial Reservoir Conditions
CP
Path of Production
Separator Conditions
Temperature
Pres
sure
Initial Reservoir Conditions
CP
Path of Production
Separator Conditions
Condiciones iniciales
Trayectoria de Producción
Condiciones separador
TEMPERATURA
P R
E S
I O N
Reservorio de Gas y Condensado
Reservorios de Gas Condensado
– GOR entre 70,000-100,000 SCF/STB
– Densidad mayor que 60 ºAPI
– Colores claros
– Composición de C7+ < 12.5%
Temperatura
Pres
ión
Condiciones InicialesReservorio
CP
Tray
ecto
ria de
Pro
ducc
ión
Condiciones en el separador75%
50%25%
Reservorio de Petróleo Volatil
GOR:1,000 - 8,000 SCF / STB
Densidad : 45 - 60 API
Bo mayor de 2.0 8 petroleos de alto encogimiento )
Marrón ligero a verde en color
C7+ > 12.5%
Temperatura
PRES
ION
Condiciones Inicialesen el Reservorio
PCTrayectoria de producción
Condiciones en el separador25%
50%75%
Reservorio de Petróleo Negro
GOR menores de 1,000 SCF/STB
Densidad menor a 45 ºAPI
Temperaturas Reservorio menores de
250 ºF
Bo menor de 2.00 (petróleo de bajo
encogimiento)
Verde oscuro a negro
C7+ > 30%
Composiciones tipicas de los fluidos de reservorios
Component Black Oil Volatile Oil Gas Condensate Wet Gas Dry Gas
C1 48.83 64.36 87.07 95.85 86.67
C2 2.75 7.52 4.39 2.67 7.77
C3 1.93 4.74 2.29 0.34 2.95
C4 1.60 4.12 1.74 0.52 1.73
C5 1.15 3.97 0.83 0.08 0.88
C6 1.59 3.38 0.60 0.12
C7+ 42.15 11.91 3.80 0.42
MwC7+ 225 181 112 157
GOR 625 2000 18,200 105,000 -
Tank oAPI 34.3 50.1 60.8 54.7 -
LiquidColor
GreenishBlack
MediumOrange
LightStraw
WaterWhite
-
PROPIEDADES DEL GAS
Propiedades de gases secos
Factor Volumen del GAS, Bg
Condiciones ReservorioCondiciones Reservorio
Condiciones standarCondiciones standar
Pr, Tr
Psc, Tsc
[bbl res /SCF] or [ft3/SCF]
Factor Volumen del GAS, Bg
SC
Rg V
VB =VolumenVolumen de de unauna cantidadcantidad arbitrariaarbitraria de gas a de gas a condicionescondiciones reservorioreservorio T & P T & P
Volumen Volumen de la de la MISMAMISMA cantidad cantidad a a CondCond. . Standard de T & P Standard de T & P
[res bbl/SCF] o [ft3/SCF]
Factor Volumen del GAS, Bg
SC
SCSC
PnRTZP
ZnRT
Bg =
Factor Volumen del GAS, Bg
Para S.C. Tsc= 460 + 60 = 520 R y Psc = 14.65 psia ; Zsc = 1
Tambien
Factor Volumen del GAS, Bg
Bg
Pressure
[res bbl/SCF] o [ft3/SCF]
Presión
Viscosidad; Definicion y Unidades
Viscosidad es una medición de la resistencia al flujo ejercido por el
fluido. Es llamada tambien Viscosidad Dinamica y sus unidades son:
centipoise = gramos masa / 100 cm seg
Viscosidad Cinematica: Es la viscosidad / densidad
centistokes = centipoise /g/cc
Viscosidad del Gas
μμ==μμratioratio **μμatat
μμatatμμratioratio
Compresibilidad Isotermica
Definición
( )AT
AAg PV
VTPC ⎥⎦
⎤⎢⎣⎡∂∂
−=1,
P1
V2V1
TB
P2
Vave = (V1 +V2 )/2
( ) ( )( )
ATaveAAg PP
VVV
TPC ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−−
−≅21
211,TA
PA
Compresibilidad Isotermica
Usando ecuación de Gases Ideales
Compresibilidad Isotermica
Compresibilidad Isotermica
Usando ecuación de Gases Reales
El uso de las ecuaciones de estado para gases reales requiere del valor del factor de desviacion del comportamiento de un gas real respecto a un gas ideal. Z= Factor de desviacion, Factor de compresibilidad del gas, Factor Z
Es una cantidad adimensional es definido como la relación del volumen real de “n” moles de gas a P y T al volumen ideal del mismo numero de moles a la misma P y T
Z puede ser estimado a partir de las propiedades adimensionales pseudo reducidas, Ppr y Tpr
Factor de Desviación del Gas ( Factor Z )
VidealVactualZ =
Z como función de presión
pseudo reducida.
Factor de Compresibilidad Z
F I N
Factor de Compresibilidad Z
El principio de Estados Correspondientes
““ Todo los fluidos cuando son Todo los fluidos cuando son comparados a la misma presicomparados a la misma presióón y n y temperatura pseudo reducida, tienen temperatura pseudo reducida, tienen aproximadamente el mismo factor de aproximadamente el mismo factor de Compresibilidad ,Compresibilidad , y todos se desvian del y todos se desvian del comportamiento de gases ideales en comportamiento de gases ideales en casi el mismo gradocasi el mismo grado””
El principio de estados correspondientes se origina El principio de estados correspondientes se origina con fluidos de un solo componente.con fluidos de un solo componente.
Las propiedades de los materiales son usualmente expresados en terminos de parametros reducidos tales como :
• Reduced Temperature:
( )cr TTT /=
Parametros Reducidos Tipicos
• Presión Reducida:
• Volumen MolarReducido:
( )cr PPP /=
( )cr VVV ~/~~ =
Parametros Reducidos Tipicos
Charts de factores Z ( obtenidas de EOS ) son usadas para sistemas multicomponentes, en este caso se usan “ Propiedades Pseudo Reducidas ”Para las mezclas se usan los mismos charts empleados para
componentes puros.Para mezclas se usan las “ Propiedades pseudoreducidas”, las cuales son definidas similarmente como la relación de P ( ó T ) con la presión pseudo critica ( o Temperatura )Esta propiedades pseudo criticas son un promedio de las propiedades criticas de los componentes en la mezcla.
Extensión de Estados Correspondientes a Mezclas
Presión Pseudo Reducida
Temperatura Pseudo Reducida
pcpr P
PP =
pcpr T
TT =
Propiedades Pseudo Reducidas de Gases Naturales
Promedio de las propiedades criticas de los componentes:
yi : Fraccion Molar del componente “i” en estado gaseoso.
Pci Tci: Presión y Temperatura critica de cada componente
Ma: Peso Molecular aparente del gas
Mi: Peso molecular de cada componente
( )cii
N
ipc PyP
c
Σ=
=1
( )cii
N
ipc TyT
c
Σ=
=1
Propiedades Pseudo Criticas del Gas Natural
( )ii
N
ia MyM Σ
=
=1
PROPIEDADES DEL
PETROLEO NEGRO
Diagrama de Fases: Reservorios de Petróleo Negro
PRES
ION
Condiciones Inicialesen el Reservorio
PCTrayectoria de producción
Condiciones en el separador25%
50%75%
TEMPERATURA
Propiedades del petroleo necesarias para calculos de Ingenieria de Reservorios:
– Factor de volumen de formación del Petróleo, Bo
– Factor de volumen de formación total, Bt
– Relación de gas en solución, Rs
– Coeficiente de Compressibilidad Isotermica, Co
– Viscosidad del petróleo μo
– Tension Interfacial
Gravedad especifica de un liquido
Gravedad API
),(),(
11
11
TPTP
w
oo ρ
ρ=γ
1355.141−
γ=
o
o API Valorización del Crudo !!!
Definiciones
Factor de Volumen de Formación de petróleo, Bo
Gas Gas liberado liberado de de solucisolucióónn
Reservoir (P,T)Reservoir (P,T)
Surface (Ps,Ts)Surface (Ps,Ts)
1.4 bls
1.4 STB
Definiciones
Volumen of petróleo + Gas disuelto a P & T del Reservorio-------------------------------------------------------------------------------------------------Volumen de petróleo que entra al tanque de almacenamiento a Tsc, Psc
UnidadesUnidades = = BarrilesBarriles ReservorioReservorio (bbl)(bbl) / / BarrilesBarriles Stock tank Stock tank (STB)(STB)
Bo =
Definiciones
BoBo
Reservoir PressureReservoir Pressure
PbPb
Temperatura ReseTemperatura Rese. = . = constanteconstante Influye en el
calculo de POIS,
caudales
Forma general del Bo
Cuanto gas esta disuelto en un volumen de
petróleo
Rs depende de la presión
UnidadesUnidades = SCF gas / STB = SCF gas / STB petrpetróóleoleo
Relación de gas disuelto en petróleo ( Rs )
RsRs
PresiPresióón de Reservorion de Reservorio
PbPb
Temperatura ReservorioTemperatura Reservorio = = ctecte
Influye en el
calculo de
volumenes de gas,
gradiente de
presión estatica.
Forma General del Rs
HgHg
OilOilBBobob
HgHg
GasGas
OilOil BBoo
BBgg (R(Rsbsb
--RRss ))
PPbb
Factor de Volumen de Formación Total Bt
Llamado tambien Factor de volumen de Formación de 2 Fases
( )ssbgot RRBBB −+=
UnidadesUnidades
bbl/STB + bbl/SCF * (SCF/STB)bbl/STB + bbl/SCF * (SCF/STB)
Definicion de Bt
PresiPresióónn de de ReservorioReservorio
Bo,
BtBo
, Bt
PbPb
TemperaturaTemperatura = = ctecte
Bt=BoBt=Bo
BtBt
BoBo
Forma General del Bt
F I N
CALCULO DE RESERVAS DE GAS
Introducción
• Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido
existe como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor
inicial.
• A diferencia de los petroleos saturados o los de condensado, en un
reservorio de gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la
presión
• En un reservorio de gas humedo la produccion total de gas es la suma
de la producción de gas en el separador y la produccion de liquidos equivalente en vapor.
Introducción
• Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su
ocurrencia.
• GAS NO ASOCIADO es gas libre que no esta en contacto con
petróleo en el reservorio.
• GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petroleo en el
reservorio.
• GAS DISUELTO es gas en solución con petroleo en el reservorio
Reservas de Gas No Asociado- Volumetria
Calculo del petroleo originalmente in situ mediante metodo volumetrico
F.R.xGOISReservas =
Donde :GOIS = Gas original In situ, SCFF.R. = Factor de recuperación
Calculo de GAS IN PLACE - Volumetria
gi
wiShAGβφ )1(7758 −
=
Calculo del petroleo originalmente in situ mediante metodo volumetrico
φ
φhA
G = Gas Inicial in situ, SCf7758 = Factor de conversión, bbl/acre-ftA = Area productiva, acres = Porosidad, fracciónh = Espesor neto, pies = Volumen poral, acr-ftSwi = Saturación irreductible de agua, fracciónBgi = Factor de gas inicial, bbl res/SCF
bb
b
zPTTzPSCFbblres
615.5/ =
Calculo de GAS IN PLACE - Volumetria
TzPzTPShAG
b
bbwi)1(560,43 −= φ
Si el Bgi esta en: pie cubico / SCF
Tambien
Para cualquier P por debajo de Pi se usa el Bgi correspondiente
Calculo de GAS IN PLACE - Volumetria
El AREA es obtenida de los mapas estructurales e isopacos.Un mapa estructural muestra lineas que conectan puntos de igual elelvación del tope de una formación marcadora. Un mapa isopaco es un mapa que muestra lineas que conectan puntos de
igual espesor . Puede ser el espesor neto ó el total.
El volumen es obtenido por calculo de los volumenes entre lineas isopacas.
Los limites del area a considerar son los contactos agua – gas y en el caso
de reservorios fallados la presencia de grandes fallas sellantes, los limites
tambien pueden ser las barreas de permeabilidad.
Calculo de GAS IN PLACE - Volumetria
La POROSIDAD puede ser obtenida de analisis de cores ó de registros sonicos, densidad ó de neutrones.Los registros promedian los valores de tramos de profundidad por lo que para tener un valor mas exacto es necesario calibrar estos valores con los obtenidos de cores.El agua presente en los reservorios, agua interticial ó connata, reduce el espacio poral disponible para el gas. La Sw no esta distribuida uniformenet en el reservorio y varia con la permeabilidad y la litologia. La Sw se obtiene directamente de analisis de cores y de relaciones matematicas que usan la información obtenida de los registros electricos y de porosidad.
Densidad - φ es muy alta
Neutrón - φ es muy baja
Sónico - φ no es muy afectada por el gas.
Efecto del GAS en los registros de Porosidad
GR0 160 ФN30 0
ФD30 0
Zona de gas
Identificación de Zonas de Gas
Valores menores de
porosidad en el
neutron y altas en el
de densidad muestran
la presencia de gas
Recuperación Unitaria
Calculo de Recuperación Unitaria en un reservorio volumetricoLos calculo se hacen sobre una base unitaria de volumen de roca, es decir un acre – pie (ac-ft) de roca.
Volumen Poral / ac-ft = 43560 x Ф pies cubico , ft3Volumen Gas en el reservorio / ac-ft = 43560 x Ф x (1-Sw) pies cubico , ft3Volumen Agua connata en el reservorio / ac-ft = 43560 x Ф x Sw pies cubico,ft3
El GOIS en SCF / ac-ft seria:G = 43560 x Ф x (1 - Sw ) x 1 el Bgi en ft3 / SCF, Factor de volumen inicial
BgiEn el caso de un reservorio volumetrico no hay cambio en el agua connata, de tal manera que el volumen poral ocupado por el gas permanece igual.Si Bga, es el factor de volumen a la presión de abandono, entonces la cantidad de gas remanente a la condición de abandono,en SCF / ac-ft, es :
G = 43560 x Ф x (1 - Sw ) x 1 el Bga en ft3 / SCF, Factor de volumen abandonoBga
Recuperación Unitaria
Recuperación Unitaria ( SCF / ac-ft )Es la diferencia entre el GOIS inicial y el gas remanente a la presión de abandono, es decir es el gas que se ha producido hasta la presión de abandono.
Recuperación Unitaria = 43560 x Ф x (1-Sw) x (1/Bgi – 1/Bga ) SCF / ac-ft
La R U es llamada tambien Reservas unitarias iniciales . Las reservas remanentes en cualquier etapa de producción es la diferencia entre las reservas iniciales y la producción unitaria obtenida en esta etapa.La recuperación fraccional ó Factor de Recuperación seria :
ai
iaai
zPzPzP
BgaBgiBga
GGaGónRecuperacideFactor −
=−
=−
=)()(
Recuperación Unitaria
Recuperación Unitaria ( SCF / ac-ft ) en Reservorios con empuje de agua, water driveLos reservorios de gas con empuje de agua tienen un FR menor que los volumetricos debido a que por el mantenimiento de presión, la presión de abandono es alta
gagi
gigagagi
BSBSBSónRecuperacideFactor )( −
=
En el caso de empuje fuerte de agua, la presión no declina mucho, entonces la saturación de gas residual entrampada es alta y por lo tanto la recueparción es mas baja, en este caso el FR seria :
wi
grwi
SSSónRecuperacideFactor
−−−
=1
)1(
El FR ( Eg ) en estos caso puede estar entre 50 – 60 %, menor al 70 – 80 % de un reservorio con empuje por agua parcial ó al 80 – 90 % para un reservorio tipo volumetrico
Factor de Recuperación
EL F.R. de un reservorio de gas es función de la presión de abandono y de la permeabilidad. A mayores permeabilidades la presión de abandono es mas baja.
Disminuyendo la presión de abandono se incrementara el gas recuperable. La presión de abandono depende de: Indice de productividad, del tamaño del campo, del precio de gas, del mercado. Si el mercado directo es una linea de conducción, la presión de operación de la linea controla la presión de abandono para campos pequeños, sin embargo para campos grandes es economicamente factible instalar compresores con lo que es posible bajar la presión de abandono.
BALANCE DE MATERIA
Es la aplicación de la LEY DE CONSERVACION DE LA MATERIA a la producción de fluidos de un reservorio.
BALANCE entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie).
Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1
, T1 ).
Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio.
La ECUACION GENERAL DE BALANCE DE MATERIA (EBM) fue desarrollada inicialmente por SCHILTHUIS en 1936
INTRODUCCIÓN
Determinación del petróleo Original In situ ( POIS ) y del Gas Original In situ (GOIS ).
Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio ( acumulada de producción versus presión )
Inferencia de la entrada de agua
Cuantificación de los diferentes tipos de empuje que ocurren en el reservorio.
Para que se usa ??
En su forma mas simple la EBM puede ser expresada como:
VOLUMEN REMANENTE EN UN YACIMIENTO
=
VOLUMEN INICIAL - VOLUMEN PRODUCIDO
Metodología
Se considera el reservorio como un volumen poroso constante. Según el tipo de reservorio este volumen estará ocupado por: gas y agua; petróleo y agua; petróleo, agua y gas libre.
Los fluidos en el reservorio se encuentran siempre en equilibrio a P y T.
Los datos de PVT simulan el comportamiento dentro del yacimiento y relacionan la producción superficial al vaciamiento del reservorio.
Se considera un factor volumétrico del agua igual a 1 . No se considera solubilidad del gas en el agua.
En algunos casos se considera la expansión del agua connata y la de la roca como despreciable.
Suposiciones
Temperatura y Presión : P , T
Bo, Bg, Bw : Factores de volumen : Vol. Reservorio / Vol. S.C.
Compresibilidades de roca, petróleo, gas y agua : Cr, Co, Cg, Cw : psi-1
Caída de presión : ∆P : P2 - P1 : psi
Petróleo original in situ : N :STB
Petróleo Producido acumulado : Np
: STB
Gas inicial : G : SCF
Gas producido acumulado : Gp : SCF
Gas inyectado acumulado : Gi
: SCF
Simbologia
Tamaño capa inicial de gas : m = Vol. Capa ga / Vol. Zona petróleo
Relación Gas Petróleo : Rso
Relación Gas Petróleo Acumulada : Rp = Gp
/ Np
: SCF/STB
Saturaciones de Fluidos : Sg , So
, Sw
Volumen bruto, volumen Poral : Vb , Vp
Influjo de agua acumulada : We : STB
Agua producida acumulada : Wp : STB
Agua inyectada acumulada : Wi : STB
Simbologia
Agua
Petróleo
Gas
Agua
Petróleo
Gas
Producción Petróleo : NpProducción Gas : GpProducción Agua : Wp
Influjo Acuífero : WeInyección Agua : GpInyección Gas : Wp
ETAPA INICIAL (1) ETAPA FINAL (2)
Principios Basicos
Presión
Bg
Presión
Bw
Presión
Bo
Presión
Rs
1
21
2 1
2
1
2Si existiera capa de gas , la presión inicial es igual a la presión de burbuja
Principios Basicos
Cantidad de Fluidospresentes
inicialmente en el reservorio(Vol. SC)
Cantidad de Fluidosproducidos(Vol. SC)
Cantidad de Fluidosremanentes
finalmente en el reservorio(Vol. SC)
Principio de Conservación de la Materia
BM Reservorios de GAS SECO
Gas
Agua
Gas
Producción Gas : Gp SCFProducción Agua : Wp BBL
Influjo Acuífero : We
ETAPA INICIAL (1) ETAPA FINAL (2)
G( Bgi)5.614
(G-Gp)Bgi5.614
(We-Wp)Bw
BM Reservorios de GAS SECO
Efectuando balance de volumenes VOLUMEN INICIAL = VOLUMEN FINAL
Donde: Bg= Factor de volumen del gas, pies3 resev / SCF.
Arreglando y trasponiendo terminos, se tiene la EBM para gas seco.
wpegpgi WWGGG βββ )(
614.5)(
614.5−+
−=
En el caso de que no exista intrusión de agua: We = Wp = 0
wewpgpgi BWWGgG
−+=− ββββ
614.5614.5)(
614.5614.5)( gpgi GgG βββ=
−)1(
ggiGGpββ
−= Ec 1
BM Reservorios de GAS SECO
Por definicion del Bg
Reemplazando en la Ec 1:
.r.cs.c
r.c.
r.c.
s.c. ZTT
PP
stdcondVolresconVolg ==β
La ecuacion 2 sugiere que en un grafico lineal de Gp versus P / Z, se puede
obtener el valor de G, cuando P/Z sea cero.
constantePZ
ZiPi
gig
== ))((ββ
)))((1(PiZi
ZPGGp −= )1(
GGp
ZiPi
ZP
−= )1(GGp
ZiPi
ZP
−= )1(GGp
ZiPi
ZP
−= Ec 2
BM Reservorios de GAS SECO
P
Z
Gp
Pi
Zi
G = Gas inicial in situ
)1(GGp
ZiPi
ZP
−= )1(GGp
ZiPi
ZP
−= )1(GGp
ZiPi
ZP
−=
Grafico para encontrar GOIS
BM Reservorios de GAS SECO
Efectos que cambian la tendencia lineal
0
1000
2000
3000
4000
5000
0 1 2 3 4 5 6 7
Producción Acumulada, MMMSCF
Pres
ión
ó P
/z
Water drive
VolumetricoGp vs P / zVolumetrico
Gp vs P
Gas inicialIn situ
Extrapolación errada
PREDICCIONES DEL
COMPORTAMIENTO
Curvas de declinacion
Curvas de Declinación
),,()( tDqit fq =
Es un método gráfico usado para analizar la declinación de los caudales de producción con el tiempo y pronosticar el comportamiento futuro de los pozos de gas y petróleo.
El ajuste de la curva que muestra el comportamiento pasado es efectuado usando ciertas curvas tipo o standard.
Esta curva es despues extrapolada para predecir el comportamiento futuro.
Este tipo de analisis es una herramienta basica para estimar las reservas recuperables.
Este metodo solo puede ser usado con confiabilidad cuando se cuenta con historia lo suficiente larga de tal amnera que una tendencia pueda ser establecida.
Curvas de declinación
D, la taza de declinación, es el cambio fraccional en el caudal por unidad de
tiempo. Frecuentemente expresada en “% por año” ,en el grafico mostrado,
D = Pendiente / Caudal Rate.
Definición de declinación
D = pendiente / caudal
caudal
pendiente
qtqDΔΔ
=
qdtdqD /
=
Tipos de declinación
Declinación Exponencial
Cuando el la taza de declinación, “D”, es constante. En un grafico de tiempo versus el logaritmo del caudal, los puntos tienden a estar en una linea recta.
Tal como se observa en la figura los puntos iniciales no se alinean a la recta, debido a que el período inicial es un periodo “transitorio” no estabilizado. La extrapolacion para los pronosticos de producción deberan ser efectuados en el periodo de estabilización.
Declinación Exponencial
La declinación exponencial es reconocida también en un grafico de producción acumulada versus caudal, los puntos tienden estar en una línea recta
Declinación Hiperbolica
En una declinación hiperbolica, la taza de declinación, “D”, no es constante, sino que es proporcional al caudal de producción elevado a un exponente “b” , el cual toma valores entre o y 1. Cuando “b” es cero la declinación es exponencial , cuando es uno, la declinación se conoce como declinación armonica.
Formulas para análisis de declinación
Dtieqtq −=)(
( ) bi
bDtqtq /11
)(+
=
( )Dtqtq i
+=
1)(
Formulas para análisis de declinación
ExponencialExponencial
HiperbolicaHiperbolica
ArmonicaArmonica
DqqNQ i
p−
==
( ) ( )bbi
bi
p qqDib
qNQ −− −−
== 11
1
qqi
DiqiNQ p ln==
ExponencialExponencial
HiperbolicaHiperbolica
ArmonicaArmonica
Formulas para análisis de declinación
Formulas para análisis de declinación
Curvas de DeclinaciCurvas de Declinacióónn
SOftware
Software
Mapas de AcumuladasMapas de AcumuladasZonas con menor
acumulada
FLUJO DE GAS EN MEDIOS
POROSOS
drdpkhrxqgr
μπ )2(101271.1 3−
=
ggrscf qqβ1615.5=
rdrPdP
TzPqZkhTx
scsc
scsc=
−
μ
210976.3
Ecuación de darcy para flujo radial de gas en Bls res / dia
scsc
scg
TPZZTP
=βFlujo de gas en condiciones standard en SCF / dia
Donde :
drdp
ZTPrhkTPZxq
sc
scscsc
μ
210976.3 −
=Entonces :
Separando variables :
Ecuaciones de Flujo de GAS – estado estable
rdrdP
ZPx
Tqhk r
rw
P
Pwsc∫∫ =
μ2703.0
Reemplazando valores de condiciones standard e integrando
w
P
Pwsc rrLndP
ZPx
Tqhk
=∫ μ2703.0
dPZ
PdPZ
PdPZ
P Pw
Po
P
Po
P
Pw μμμ ∫∫∫ −= 222
Si consideramos que μ y Z dependen de la presión, el termino que contiene la integral puede ser evaluado de la siguiente manera:
dPZ
PpmP
Po μψ ∫== 2)(
De lo cual se define el termino “ Potencial del gas real ” ò “ Función pseudo presión ”
Ec1
Entonces la ecuación1 queda como:
ww
sc rrLn
Tqhk
=− )(703.0 ψψ
Ecuaciones de Flujo de GAS
Despejando el caudal de gas a condiciones de reservorio seria:
Considerando r = re y el caudal en MSCF / dia se obtiene la ecuación para el:Caudal de flujo de gas en
MSCF / dia
Donde :ψe = Pseudo presión evaluada de 0 a Pe, psi 2 / cpψw
= Pseudo presión evaluada de 0 a Pw, psi 2 / cp
k = permeabilidad en mdh = Espesor neto en piesre
= Radio de drenaje, pies
rw = Radio del pozo, pies
w
wg
rrTLn
hkq sc)(703.0 ψψ −
=
w
e
weg
rrLnT
hkq sc
1422
)( ψψ −=
Ecuaciones de Flujo de GAS
Aproximación de la ecuación de flujo de gasDe la ecuación 1, si consideramos que el termino es constante, la integración de los terminos queda:
Integrando obtenemos:
zμ1
w
e
wfeg
rrLnzT
pphkqavg
sc
)(1422
)( 22
μ
−=
Ecuaciones de Flujo de GAS
∫⎥⎥⎥⎥
⎦⎢⎢⎢⎢
⎣ ⎥⎦⎤
⎢⎣⎡
=e
wfsc
P
Pg pdp
zrwreT
hkqμ2
ln1422
El termino es evaluado a una presión promedio que es definida como:avgz)(μ
2
22ewf ppp +
=
Ecuaciones de Flujo de GAS
⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
++−
−=
qgw
eavg
wfeg
DsrrLnzT
pphkq sc
5.0)(1422
)( 22
μ
Considerando Presión promedio en lugar de presión estatica, pe; asi como factor skin,s; y coeficiente de turbulencia, D.
Donde :s = Fcator skinDqg = Factor de flujo turbulento
F = Coeficiente de flujo no darciano, turbulencia debido a la alta velocidad del gas cerca al pozo lo que cauda una caida adicional de presión.
TFkhD
1422=
ENSAYOS DE POZOS DE GAS
( Gas Well Testing )
Indice de Productividad
αμ
tan703.0..22
==−
=
w
eavgavg
wfi
sc
rrLnZT
hkPP
qPI
qsc
P2 wf
Pi2
q max = AOF
Es la forma grafica mas sencilla de evaluar el potencial de un pozo de gas. Con, por lo menos, dos mediciones de presión fluyente de fondo a 2 caudales diferentes, se puede estimar la Pi, el AOF y el índice de productividad
α
ENSAYOS DE ENTREGA DE
POZOS DE GAS
DELIVERABILITY
Un ensayo de entrega consiste de una serie ( al menos 3 )de flujos de gas en los cuales los caudales, la presión y otros datos son registrados como función del tiempo. La idea es determinar la habilidad de un pozo para producir ante diferentes condiciones de operaciónLos ensayos de entrega se efectúan para :
• Obtención de caudales de producción óptimos• Pronósticos de producción bajo varias circunstancias• Tamaño de tubería de producción• Diseño de compresión requerida• Definición de parámetros de reservorio.• Definición de necesidad de estimulación, factor skin.• Numero de pozos necesarios
Ensayos de Entrega de Pozos de Gas
Se realizan en pozos nuevos y periódicamente en pozos viejos.
Debido al corto tiempo de los ensayos, el comportamiento del pozo y del reservorio es transitorio ( transient ), es decir que la presión con el tiempo cambia mucho con el tiempo. Para predicciones de largo plazo es necesario tener condiciones no transitorias ( estables ó pseudo estables ). Sin embargo el buen diseño, implementación e interpretación de ensayos cortos pueden ser usados para pronosticar al largo plazo.
Estos ensayos han sido denominados tambien “Ensayos de Contrapresión”, debido a que los pozos se hacen fluir con una contrapresión mayor que la presión atmosférica.
Ensayos de Entrega de Pozos de Gas
Ensayo Convensional - ∆P2 versus caudal
0.1
1.0
10
100
1000
10 100 1000 10,000 100,000Caudal de gas, MSCFD
Refleja Pwf = Presión atmosferica = 14.7 psia( P
2 r -P
2 w f) x
10-6
, psia
2
Curva de entrega estabilizada
AOFAbsolute Open Flow
Pendiente = 1 / n
Ensayo convencional de contrapresión presentado en un grafico Log – Log de la diferencia de los cuadrados de las presiones contra el caudal de flujo de gas.
( )n
wfr PPcq 22 −=
Ensayo Convencional - ∆P2 versus caudal
Matemáticamente la relación entre el caudal y la diferencia de los cuadrados de las presiones puede ser expresada como.
Donde :g = Caudal de flujo de gas a condiciones standardPr = Presión promedio del reservorio obtenida al cerrar el pozo por un tiempo
que permita la estabilización completa, psiaPwf = Presión fluyente del pozo referida en el reservorio, psiaC = Coeficiente de performance, el cual describe la posición de la curva de
entrega estabilizaada.n = Exponente que describe la inversa de la pendiente de la curva de entrega
estabilizada. Varia entre 0.5 y 1.0
Ensayo Convencional – Flow after Flow
q 1
q 2
q 3q 4
Caud
al
P rPwf1 Pwf2 Pwf3
Pwf4
Tiempo, t
Pres
ión
Ensayo : Flow after Flow
Se hace fluir el pozo a diferentes caudales, mediante cambios de orificios, hasta que la presión se estabilice en cada caso. La presión fluyente de fondo es registrada con registradores ubicados cerca de las zonas productoras. Después de un numero adecuado de flujos el pozo es cerrado. Luego se grafica una curva de contra presión con los valores estabilizados y la presión de reservorio obtenido del cierre final. Una buena prueba de este tipo tiene que conseguir una buena estabilización ( ó aproximada ) de la presión de fondo. Es decir cuando la pendiente de la curva de pwf versus tiempo es pequeña.
Ensayo : Flow after Flow
El tiempo de estabilización puede ser calculado de la siguiente manera:
De la ecuación se observa que este tipo de prueba aplica muy bien para reservorios de alta permeabilidad. Por ejemplo para reservorios de K=1000 md se requiere aproximadamente de 8 horas de estabilización, sin embargo para reservorios de menos de 10 md se requiere teóricamente de mas de 30 días de estabilización para pozos con grandes áreas de drenaje .
rPkrust egg
horass
2
1000)(φ
=
Ensayo Isocronal
q 1
q 2
q 3
q 4Ca
udal
P r
Pwf1 Pwf2
Pwf3 Pwf4
Tiempo, t
Pres
ión
1 2 3 4x x x x1
2 3 4x
x x x
xx
xx
1
23 4
23
4
1
x
x
x
x
Caudal de Flujo extendido q 5
Pwf5
5
Ensayo Isocronal
Un ensayo isocronal involucra hacer fluir el pozo a diferentes caudales con periodos de cierre seguido inmediatamente a cada periodo de flujo. Los periodos de cierre deberan ser lo suficientemente largos para obtener en cada periodo un valor de presión muy próximo a la presión de reservorio.
La característica de este tipo de ensayo es que la Pwf son tomadas a ciertos intervalos de tiempo después que el pozo es abierto en cada período de flujo (puntos 1,2,3,4 ). Estos periodos deben ser los mismos en cada flujo. Es tipico tomar por ejemplo 1= 30 minutos; 2=60 minutos; 3= 90 minutos; 4= 120 minutos.
La etapa siguiente es dibujar cuatro curvas de entrega para los tiempos 1,2,3 y 4. Los valores de “n” y “C” con calculados para cada curva . Los valores de “n” serán casi los mismos, sin embargo lo de “C” disminuirá con el tiempo. De gráficos se obtiene el valor estabilizado y con este valor se construye la curva de entrega estabilizada.
Coeficiente C
6
8
10
12
14
1 10 100 1,000 10,000
Log tiempo
Coef
icien
te d
e per
form
ance
, C, M
MSCF
D/ps
i2
“C” estabilizado
Ensayo Isocronal - ∆P2 versus caudal
0.1
1.0
10
100
1000
10 100 1000 10,000 100,000
1234
5
q 1 q 2 q 3 q 4
Caudal de gas, MSCFD
( P2 r
-P2 w
f) x 10
-6, p
sia2
Ensayo Isocronal Modificado
q 1
q 2
q 3
q 4Ca
udal
Pr
Pwf1 Pwf2
Pwf3
Pwf5
Tiempo, t
Pres
ión
Caudal de Flujo extendido q 5
Pwf4
Pws1 Pws2 Pws3Pws4
Ensayo Isocronal Modificado
En este tipo de ensayo los periodos de flujo y de cierre son iguales. En lugar de graficar (pr
2-pwf2) se grafica (pws
2-pwf2) donde pws
es la presión de cierre antes de cada periodo de flujo. Finalmente existe un periodo de flujo extendido a fin de localizar la curva de entrega estabilizada.
De la misma manera como se calcula el “n” en el caso anterior este factor es obtenido . La curva de entrega estabilizada es obtenida dibujando una curva paralela a través del punto de q5.
Este tipo de ensayo es el mas próximo para obtener una curva estabilizada.Requiere menos tiempo y menos trabajo que el anterior. En pozos fracturados hidráulicamente es necesario contar con un tiempo de ensayo mas largo.
Ensayo Isocronal Modificado - ∆P2 versus caudal
0.1
1.0
10
100
1000
10 100 1000 10,000 100,000
q1 q2 q3 q4
Caudal de gas, MSCFD
q5
Pr
AOF
( P2 r
-P2 w
f) x 10
-6, p
sia2
Curva de entrega estabilizada
( P2r - P2
w f )
Curva de entrega Transitoria
( P2s - P2
w f )
q5
Grafico de Entrega( deliverability )
Caudal de flujo, MMSCFD
Pres
ión
en la
cab
eza,
psi
g
q max
PrDespués que una línea estabilizada de entrega es obtenida se prepara una curva de entrega en función de la presión de cabeza del pozo. Este grafico puede ser preparado en función de mediciones de la presión en cabeza ó de la transformación de la presión de fondo en presión en la cabeza.
PLANIFICACION DEL
DESARROLLO OPTIMO DE UN
CAMPO DE GAS
GAS NATURAL IN SITU ( G O I S )
7,000
6,500
6,000
ContactoAgua - petróleo
TzPzTPShAG
b
bbwi)1(560,43 −= φ
Recuperación Natural de Gas
FuerteFuerte
% Sat. Residual de Gas% Sat. Residual de Gas
Presión Abandono
Pres
ión
de
Res
ervo
rio
ModeradoModerado
DébilDébil
0.5 1.00.0
5010
0
DepletionDepletion
Water DriveWater Drive
203040
F.R. = Gas recuperado / Gas in situ
Flujo de gas Reservorio - Superficie
RESERVORIO : Inflow performanceRESERVORIO : Inflow performancePsPf
POZO : Tubing performancePOZO : Tubing performance
SUPERFICIESUPERFICIE
DeshidrataciónDeshidratación
CompresoresCompresores
GaseoductoGaseoducto
Ensayo de Producción
Build UpBuild Up
DrawdownDrawdown
CAUD
ALPR
ESIO
N
INFLOW PERFORMANCE
100
1000
10000
1 10 100Caudal de Producción
Dra
wdo
wn
cuad
rado
P s2
- Pf2
Ps2
“ Open Flow Potential ”
TUBING PERFORMANCE
100,000
1000,000
10000,000
1,000 10,000 100,000Caudal de Producción
Dra
wdo
wn
cuad
rado
P s2 - P
f2
3 ” 5 ”
ps2 - pf
2 = f ( q )
WELL PERFORMANCE
100
1000
10000
1 10 100Caudal de Producción
Dra
wdo
wn
cuad
rado
P s2
- Pf2
Combinación del performance de influjo y de tubing
Resumen de Gerenciamiento de un campo de gas
0
50
100
150
200
250
0 5 10 15 20 25
Time, years
Pres
sure
s Pc
, Pw
, Pt (
bara
) and
Fie
ld
Gas
Rat
e qg
F (1
E6 S
m3/
d)
0
5
10
15
20
25
Req
uire
d N
umbe
r of W
ells
, NwPc (Average Reservoir)Pw (Bottomhole Flowing)Pt (Tubinghead Flowing)qgFNw
Conclusiones
1. El desarrollo de un campo de gas involucra la optima selección de: numero de pozos; ubicación de los pozos, tamaño del tubing, características del gaseoducto para entregar la cantidad de gas según los contratos establecidos.
2. Las herramientas de ingeniería requeridas son: Cálculos volumétricos; balance de materia, ecuaciones de flujo en el reservorio y en el tubing, ecuaciones de flujo en el gaseoducto. Todo esto puede ser evaluado integralmente con estudios de simulación y análisis nodal.,
3. La adquisición temprana de datos es muy útil para el estimado de los parámetros claves en los cálculos mencionados anteriormente. Esto incluye datos de cores, interpretación de perfiles, mapas geológicos y ensayos de pozos.
Conclusiones
1. Las variaciones en los caudales de entrega ( de acuerdo a las estaciones ) tiene que ser considerada en los análisis, sobre todo cuando por condiciones climáticas es necesario entregar cantidades máximas.
2. El diseño de la compresión puede ser importante, durante los periodos de declinación natural de la producción.
3. Análisis probabilísticas y de incertidumbre deberán focalizarse en los parámetros que sabemos son importantes en el gerenciamiento del campo ( OGIP, kh, skin, presencia de acuífero )