Curso Ing de Yacimientos

INGENIERIA DE YACIMIENTOS PARA ESTUDIOS

INTEGRADOS

INGENIERIA DE YACIMIENTOS PARA ESTUDIOS INTEGRADOS CARACTERISTICAS TERMODINAMICAS DE LOS

LOS FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS. TIPOS DE YACIMIENTOS. PVT. PRUEBAS DEL LABORATORIO. ANALISIS. CORRELACIONES. USO EN SIMULADORES. 12 HORAS.

PROPIEDADES DEL CONJUNTO ROCA FLUIDOS. Kr, Pc. PRUEBAS ESPECIALES DE NUCLEOS. CORRELACIONES. MANEJO EN SIMULADORES. 8H

BALANCE DE MATERIALES. MECANISMO DE PRODUCCION Y SU INTERPRETACION. CARACTERIZACION DE ACUIFEROS. ESTIMACION DE RESERVAS. USO EN SIMULADORES. 8H.

FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS. PRUEBAS DE PRESIONES. INTERPRETACION. APLICACIÓN EN SIMULADORES. 8H

CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION. DETERMINACION DE RESERVAS. 4H.

MODULO No 1

CARACTERIZACION FISICA DE LOS FLUIDOS EN LOS

YACIMIENTOS

Fáctores físicos que controlan el comportamientode fases

PresiónTemperaturaAtracción MolecularRepulsión Molecular

Confinanlas moléculasDispersanlas moléculas

Diagrama de Fases de una mezcla de gasnatural - gasolina natural2

60

27002600

100%90%80%70%60%

50%

40%

30%

20%10%

2500240023002200210020001900180017001600150014001300

80 100 120 140 160TEMPERATURA, °F

GAS0%

LÍQUIDOA % LÍQUIDO

PRES

IÓN

, Lpc

a

180 200 220 240 260

LÍQUIDO + VAPOR (GAS)

Diagrama de Fases Generalizado de un Gas Condensado

PRES

IÓN

Lpca

TEM PERATU RA °F

R

T

AC

C U RVA D E BU RBU J EO

100% G A S20% LÍQ U ID O40% LÍQ U ID O

60% LÍQ U ID O8 0% LÍQ U ID O

100% LÍQ U ID O

C U RVA D E RO C IO

Diagrama de Fases para diferentes tiposde Crudos y Gases

PR

ES

IÓN

TEM PER ATUR A

Pcdb

Pcdb

Tcdt

Tcdt

Tcdt

Tc (Tcdt)

G as Seco

G as Condensado

Petró leo Volatil

Petró leo Negro

Pc

Pc

Pc (Pcdb)

Pc

Pcdb

Tc

Tc

Tc

C

C

C

C

Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos

A) Medidos en Campo:•Presión•Temperatura•RGP•Gravedad API•Color del Líquido de tanque

B) Medidos en laboratorio:•Se usan muestras representativas•Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.

Clasificación de los Yacimientos en basea los Hidrocarburos que contienen

Yacimientos de Gas

Yacimientos dePetróleo

1. Gas Seco2. Gas Húmedo3. Gas Condensado

1. Petróleo de AltaVolatilidad(Cuasicrítico)2. Petróleo de BajaVolatilidad(Petróleo Negro)

a) Livianob) Medianoc) Pesadod) Extrapesado

Composiciones Típicas de Mezclas provenientesde Yacimientos de Hidrocarburos

Componente

Gas condensado Petróleo volátil Petróleo negro

C1

C2

C3

iC4-nC4

iC5-nC5

C6

C7+

MC7+

RGL, PCN/BN

Líquido de tanque

Gas seco Gas húmedo

96.0

2.0

1.0

0.5

0.5

-

-

-

-

API

color

90.0

3.0

2.0

2.0

1.0

0.5

1.5

115

26000

60°

IncoloroAmarillo Claro

Amarillo ClaroAmarillo

Amarillo Oscuro Negro

60.0

8.0

4.0

4.0

3.0

4.0

17.0

180

2000

50°

48.83

2.75

1.93

1.60

1.15

1.59

42.15

225

625

34.3°

75.0

7.0

4.5

3.0

2.0

2.5

6.0

125

7000

55°

Yacimientos de Gas Seco

• Ty > Tcdt

•La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la superficie.

•El gas es mayoritariamente Metano (% C1 >90%)

•Sólo se pueden extraer líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F)

Yacimientos de Gas Húmedo

Ty > TcdtLa mezcla de hidrocarburos permanece en

estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.

Líquido producido es incoloro y de API > 60°

Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.

Yacimientos de Gas Condensado

Tc < Ty < Tcdt La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto

de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento

isotérmico de la presión. Se puede definir como un gas con líquido disuelto. La reducción de p y T en el sistema de producción hace que se penetre

en la región bifásica y origina en la superficie:* Condensado: Incoloro - Amarillo (se ha reportado negro)

* API 40° - 60°* RGC: 5000 - 100.000 PCN/BN

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad (Cuasi-crítico) Ty ligeramente inferior a Tc. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se

encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto

encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.

El líquido producido tiene las siguientes características:* Color amarillo oscuro a negro.* API > 40°* RGP entre 2.000 - 5.000 PCN / BN* Bo > 1,5 BY / BN.

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja volatilidad)

• Ty << Tc•Tienen alto porcentaje de C7+ (> 40%).• El líquido producido tiene las siguientes características:

* Color negro o verde oscuro* API < 40* RGP < 2.000 PCN / BN* Bo < 1,5 BY/ BN

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad) Si hay capa de gas se podrían tener tres diagramas de

fases correspondientes a: Crudo de la zona de petróleo Gas de la capa de gas. Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en

solución) Clasificación UNITAR:* Livianos 30 <° API <40 *

Medianos 20 <° API < 30 * Pesados 10 <° API < 20* Extra pesados (Bitúmenes) ° API<10

Ojo: MEM de Venezuela usa 21,9 en vez de 20 para delimitar medianos y pesados.

Diagrama de Fases de los Fluidos de un Yacimientode Petróleo Negro con Capa de Gas

PRES

IÓN

TEMPERATURA

PRESION INICIALDEL YACIMIENTO

TEMPERATURADEL YACIMIENTO FLUIDO TOTAL

DEL YACIMIENTO

GAS Cg

C

LIQUIDO(PETRÓLEO)

SEPARADOR

Análisis PVT Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento

petrolífero, para determinar propiedades y su variación con presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.

Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.

Dos tipos de liberación ocurren:* DIFERENCIAL.* INSTANTANEA

Proceso de Liberación Diferencial5

P ETR Ó LE O

p 1 p 2 p 2 p 2 p 3 p 3

Vt1

Vt3

Vo 3Vo 2

Vo 2

Vt2

P ETR Ó LE O

P ETR Ó LEO

P ETR Ó LE O

PE TRÓ LE O

> >

G ASG A S

G AS

Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial

P3 P2 Pb Pi PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

Vo3

Vo2

Vt2Vt3

VOLU

MEN Vb

Vi

Proceso de Liberación Instantánea5

P ETR Ó LEO

p 1 p 2 p =p3 b p 4 p 5 p 6

V 1

V 5V 6

V 4

V 2 V 3PETRÓ LE O

PETRÓ LEO

PETR Ó LEO

PE TR Ó LE O

PETR Ó LEO

> > >>

GAS GASGAS

Variación Presión-Volumen durante la Liberación Instantánea5

p6

V6

V5

V4

V3V2 V1

p3 p2 p1 PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

VO

LUM

EN

TO

TAL

Liberación de Gas en el YacimientoDepende de la saturación de gas libre Sg en la zona de

petróleo.Sg < o = Sgc Kg = 0. El gas no se mueve. - Liberación TIPO INSTANTANEA - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay

acuífero muy activoSg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve. o

o

g

g KK

Liberación de Gas en el Yacimiento

Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la líquida.

Composición total del sistema cambia en un volumen de control dado.

Liberación TIPO DIFERENCIAL. Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo

del Pb RGP > Rs. La liberación de gas en el yacimiento se considera

intermedia entre diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.

Liberación de Gas en la Superficie Gas y líquido se mantienen en contacto en:

* Tuberías de Producción.* Líneas de Flujo.* Separadores.

No hay cambio de la composición total del sistema. Hay agitación permanente. Hay equilibrio entre las fases. Liberación TIPO INSTANTANEA. Si hay varios separadores, se acerca a DIFERENCIAL.

Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento. Apenas comienza la producción.

- p pb. - Si p < pb puede ocurrir:

- Sg Sgc RGP < Rsi La muestra tiene en solución menos gas que el original. Presión de burbujeo medida, menor que la presión de

burbujeo verdadera y menor que la presión inicial del yacimiento.- Sg > Sgc

La muestra puede tener exceso de gas. Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual

del yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.

Número de Muestras Yacimientos Pequeños (una muestra representativa). Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:

- Se requieren muestras de diferentes pozos.- Variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente.

Yacimientos de gran espesor:- Propiedades del petróleo pueden variar apreciablemente con profundidad.- Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.

Escogencia del Pozo para Muestreo

Pozo nuevo con alto índice de productividad.- Evitar:

a) Pozos con daño.b) Estimular antes del muestreo.

No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:a) Muestrear sólo la columna de petróleo con el pozo cerrado o se toma las muestras en superficie en un separador trifásico.

Producción estabilizada (sin o poco cabeceo) La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de varios

pozos. Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De ser

imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.

Acondicionamiento del pozo para Muestreo

Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.

Factor más importante es estabilización.- Presiones de cabezal y fondo estables.- Tasas de producción de gas y petróleo

estables.Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y

Petróleo).

Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo

Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y pwf.

Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se espera que RGP se estabilice.

Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo estabilizadas (sin cabeceo).

Efectos de Reducción de ql sobre RGP RGP PERMANECE ESTABLE

- Crudo subsaturado.- Pozo está acondicionado para el muestreo py > pwf > pb

RGP DISMINUYE.- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay movilidad (Sg< Sgc).- Crudo en el yacimiento puede estar:

... Ligeramente subsaturado py> pb > pwf …Saturado con py= pb > pwf - RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre en el

crudo.

Distribución de Presión en un Yacimiento Saturado bajo Diferentes Tasas de Producción

RADIO DEDRENAJE

q1>q2

Pb=Py

q1

q2

Pwf2

Pwf1

Distribución de Presión en un YacimientoSub-saturado bajo diferentes Tasas de Producción

RAD IO D EDR EN AJE

q1>q2

Py

q1

q2

Pw f2

Pw f1

Pb

Efectos de Reducción de ql sobre RGP (cont)

RGP AUMENTA:- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación. (Sg>Sgc)- Dependiendo de la py se puede dar..... py = pb > pwf pozo se debe acondicionar como el caso anterior..... pb > py > pwf las condiciones iniciales no se logran acondicionando el pozo. No se pueden obtener muestras representativas del fluido original.

Tipos de Muestreos

Muestras de Fondo.Muestras de Separador

(Recombinadas)Muestras de Cabezal.

Muestras de Fondo Herramientas:

- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.- Cámara de 600 - 700 cc.- Permite acumular muestras de petróleo y gas en solución, a p y T del punto de muestreo.

Número de Muestras:- Mínimo 3.- Medir pb en el campo.- Aceptar si la diferencia de pb es de 20 - 30 lpc.- Caso contrario la herramienta está funcionando mal o el pozo no ha sido bien acondicionado.

Muestras de Fondo Procedimiento:

- Estabilizar el pozo.- Crudo saturado:

- Cerrar el pozo de uno a ocho días.- Tomar muestras con pozo cerrado.

- Crudo subsaturado:- Tomar muestras con pozo fluyendo.

Profundidad:- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la formación.- Presión no inferior a la presión estática del

yacimiento (presión estimada de la saturación).

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

VENTAJAS DESVENTAJAS

•No requiere de medición de tasas de flujo

• Excelente para crudos subsaturados.

•No toma muestras representativascuando Pwf < Pb.• No se recomienda cuando el pozo tieneuna columna grande de agua.•No sirve para yacimientos de gas condensado.•Pueden ocurrir fugas de gas o líquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.•Volumen de muestra pequeño.•Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos.•Contaminación de la muestra con fluidosextraños.

Muestreo de Separador

Procedimientos:- Tomar muestras de petróleo y gas en el

separador de alta.- Al mismo tiempo y bajo las mismas

condiciones de presión y temperatura.- Diferencia en tiempo no mayor de una

hora.- Medir en forma precisa las tasas

correspondientes.- Recombinar las muestras según RGP

medida.

Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso

1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.- Mantener flujo estable en un lapso dado.

- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.2) Medición precisa de las tasas de flujo

- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.- Medir tasa de líquido en el tanque.- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo al pasar del separador al tanque

RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.- S se mide en el campo o en el laboratorio.- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.

Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)

3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.

- Gas - CILINDRO EVACUADO.

- Líquido - DESPLAZAMIENTO.

Toma de Muestra de Gas en el Separador

M U ESTR AD E G AS

SEPARADO R D EALTA PR ESIÓ N

BO M BA D E VACÍO

Toma de Muestra de Líquido en el Separador

M U ES TRADE LÍQ U ID O

BO M BA D E M ERC U R IO

BO M BA D E VA CÍO

DE SAG UE

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador


•Es válido para casi todos los tipos defluidos.•Recomendado para yacimientos degas condensado.•Menos costoso y riesgoso que el defondo•Permite tomar muestras de granvolumen. •Las muestras son de fácil manejo en ellaboratorio.

•Los resultados dependen de la exactitudcon que se mida la RGP.•Un error de 5% en las tasas de flujoproduce errores del orden de 150 lpc enpb.•Resultados erróneos cuando en elseparador se tiene problemas de espuma,separación ineficiente o nivel inadecuadode la interfase gas - líquido.

Muestreo de Cabezal

Si se produce flujo monofásico a condiciones de cabezal.

La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal


• Se puede usar en yacimientossubsaturados de petróleo o gascondensado

•Es rápido y de bajo costo.

•No requiere de la medición de tasas deflujo..

•Es difícil tomar una muestrarepresentativa por la agitación de los fluidos.

•No se debe usar si hay flujo bifásicoen el cabezal.

Relación Gas - Petróleo en Solución, Rs

Solubilidad del Gas Natural en el crudo. Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).

Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN

Factores que afectan Rs- Presión p => Rs- Temperatura T =>Rs- Gravedad del crudo API => Rs- Gravedad del Gas g => Rs- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN

Factor Volumétrico del Petróleo, Bo Volumen de barriles (a p y T de yacimiento) ocupado por

un barril normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.

Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY 1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F, BN

Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en solución sobre el volumen del crudo.

Generalmente Bo > 1 Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a

altas presiones y temperaturas moderadas.

Propiedades PVT

200 400 600 800

SATU R ADO

PR ESIÓ N (LPC )

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

0.10

0

1.15100

1.100

0.201.20200

0.301.25300

0.401.30400

0.501.35500

0.60

0.70

1.40

FAC

TOR

VO

LUM

ÉTR

ICO

DE

L P

ETR

ÓLE

O (B

Y/B

N)

600

1.45700

Esquema Ilustrativo de los Parámetros Rs y Bo

Rs PC N /BN

1 BN

G AS DE SO LUCIÓ N

B o

P

P

P i

P

Factor Volumétrico del Gas, Bg

Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a p y T) al volumen de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.

Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.

Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.

Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY520 p p PCN

Factor VolumétricoTotal o Bifásico, Bt Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY

Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg Bo => BY / BN Bg => BY/PCN Rsi - Rs => PCN / BN Crudos Subsaturados p>pb , Rsi = Rs y Bt = Bo

Crudos saturadosp < pb, Rsi >Rsp => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt

p = Bt (expansión)

Viscosidad del Petróleo, o

Crudo Subsaturadop => o por expansión.

Crudo Saturadop = > o por reducción del gas es solución

En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.

Compresibilidad del Petróleo, Co

Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.

Co = Compresibilidad del petróleo, Vo = Volumen.p = Presión

T

O

OO P

VV

C

1 1lpc

Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)

Esta ecuación se convierte en:

Crudo SubsaturadoT

o

OO pp

BBB

C

21

021

1

1

bpp 1)(2 bppp

obo BB 1

)(2 oboo BBB

)( ppBBBCboB

oboo

bbooBo ppppCBB )(1

Correlaciones para Estimar PVT

Correlaciones empíricas.Se usan si el yacimiento no tiene análisis PVT.Bo, pb, Rs, Co, etc. se expresan en función de

otros parámetros (de fácil estimación y / o medición).

Su aplicación para condiciones diferentes para las cuales fueron obtenidas puede generar graves errores.

Correlaciones de Standing Publicadas en la década de los años 40. Obtenidos para crudos de California. Sirvieron de punto de partida para correlaciones regionales. Standing, usó datos de las muestras de fluidos de yacimientos de

California. Rango de los Datos:

-Presión de Burbujeo, lpca- Temperatura °F.- Relación Gas - Petróleo ensolución, PCN/BN - Gravedad del Petróleode tanque °API.- Gravedad del gas disuelto

130 - 7.000100 - 25820 - 1425

16,5 - 63,8

0,59 - 0,95

Condiciones del separador:- Temperatura, °F 100- Presión, lpca 150-400

Correlación de Standing Presión de Burbujeo

Ecuación presentada por Standing en 1972:

Rsb y g se obtienen de las pruebas de producción así:Rsb = RGP sep + RGP tanque

El pozo de prueba debe ser representativo de la zona de petróleo y no producir gas libre.Según Mc Cain, esta correlación genera valores de pb dentro de un 15% de error para T

hasta 325°F.

APITBxRA

AP

B

g

sb

b

0125,000091,010

)4,1(2,1883,0

TanqueRGPRGP

TanqueRGPsepRGP

sep

ggg

)()(

Correlación de Standing Factor Volumétrico del Petróleo

Según Mc Cain, el margen de error para esta ecuación es de 5%.

TRA

xAxB

o

gSB

ob

25,1

102,19759,05,0

2,14

Correlaciones de Vásquez y BeggsUtilizaron crudos de diferentes partes del mundo

(5.008 valores experimentales).Correlaciones para Rs y Bo.Rango de variables:

- Presión de burbujeo, lpca 50 - 520- Temperatura, °F 70 - 295- Relación Gas - Petróleo en solución, PCN/BN 20 - 2.070- Gravedad del Petróleo del tanque, °API 16 - 58- Gravedad específica de gas 0,56- 1,18

Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución

Las constantes C1, C2 y C3 dependen de °API así:

)460/([32

1 TAPICExppCR CgS

C1 0,0362 0,0178

C2 1,0937 1,1870

C3 25,7240 23,9310

°API 30 API>30

Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución

(Cont.)

)7,114/log(10912,51 5sgsgc pxTsxAPIx

g debe ser la gravedad específica del gas obtenido de un sistemade separación en dos etapas en el cual la presión de la primeraetapa es 100 lpca. Si la g conocida para aplicar la correlación corresponde a una presión diferente de 100 lpcm, se debecorregir a través de la ecuación:

gs = gravedad específica del gas separado a ps y Ts.

Ps y Ts = Presión y temperatura del separador, lpca y °F.

Correlaciones de Vásquez y Beggs Factor Volumétrico de Petróleo

1003

10021

)()60()()60(1gc

sgc

soAPITRCAPITCRCB

C1 4,677 x 4,670 x

C2 1,751 x 1,100 x

C3 -1,811 x 1,337 x

°API 30 ° API>30410 410

510 510

810 910

Correlaciones CORPOVEN - Total Para crudos del Oriente de Venezuela, se utilizan 336 análisis

PVT. pb y Rs siguen la forma general de STANDING. Bob sigue la correlación de Vásquez y Beggs. Las constantes dependen del API del crudo, así:

Constante °API 10 10 < °API 35 35 < °API 45

A 12,847 25,2755 216,4711B 0,9636 0,7617 0,6922C 0,000993 0,000835 -0,000427D 0,03417 0,011292 0,02314E 12,2651 15,0057 112,925F 0,030405 0,0152 0,248G 0 0,0004484 -0,001469H 0,9699 1,095 1,129

Correlaciones Corpoven-Total (Cont)

a) Presión de Burbujeo

Estudios estadísticos hechos por TOTAL, muestran que 86,5% de 272 valores de pb, presentaron error menor al 20% en comparación con valores experimentales.

b) Relación Gas - Petróleo en solución:

y

B

g

sbb xRAp 10

APIxDTxCY

Hyb

gsb Exp

R

10 TxGAPIxFY

Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de presión en el punto de burbujeo

2 4

10

0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

6 8 10 12 14

°API 35

ERROR (%) MENOR QUE

FREC

UE

NC

IA A

CU

MU

LAD

A, %

Correlaciones Corpoven -Total (cont)

c) Factor volumétrico del petróleo

:

Se puede usar para valores de Bo a presiones p<pb. En este caso, se debe usar Rs a p.

sBg

gsbob

RAPITx

APITxRxB

)60(10569,17

)60(10009,210857,4022,1

9

64

Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de Bob

0 2

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

4 6 8 10 12ERROR (%) MENOR QUE

FREC

UEN

CIA

AC

UM

ULA

DA

(%)

Relación Gas - Petróleo de TanqueCorrelación de Rollins, Mc Cain y Creeger.Rangos:

Número de Muestras 301

Presión del separador, lpca 29,7 - 314,7

RGP de separador, PCN / BN 12 - 1742

RGP de tanque 4 - 220

Temperatura del separador, °F 60 - 150

Graved. Esp. Del Gas del Separador 0,579 - 1,124

Gravedad API del petróleo de tanque 18 - 53,5

Relación Gas - Petróleo de Tanque (cont)

GPMxqq

qxRGPq

T

pRGP

gtanl

otantangtan

S

sgsotan

1000/

log9213,0

log501,1log469,3log916,44896,0log

qgtan = Volumen de gas liberado en tanque, MPCN/D.qotan= Tasa de producción de petróleo de tanque de , BN / D.ql = Líquido asociado al gas de tanque, gal / d.GPM= Riqueza del gas de tanque, gal / MPCN.

Correlaciones para la Densidad del Petróleo

Efectos de la presión y temperatura

i) Crudos saturados

o = Densidad del crudo saturado @ p < pb y T, lbm/p3

o = Gravedad específica del crudo de tanque (agua = 1)

g = Gravedad específica del gas disuelto (aíre = 1)

o

sgoo B

R615,5

0764,0350

Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont.)

ii) Crudos subsaturados:

1

3,

,@

)(

/,@

lpcTosubsaturadpetróleodellidadCompresibiC

ByRconarribadeecuaciónusar

plbmTyposubsaturadcrudodeldensidad

o

obsb

bo

)( boobo ppCExp

Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont)

iii) Crudos de tanque:Ecuación de Farouq - Alí. Efecto de la temperatura.

1885/)68(1

Toct

oT

3

3

/,

/,

pielbmtanquedecrudodeldensidad

pielbmTacrudodeldensidad

oct

oT

Correlación para la Compresibilidad

T

sgT

o

oo p

RBpB

BC )()(1

Se usa si se tiene análisis PVT.

i) Crudos saturados - correlación de Mc Cain y Cols.

sbso RAPILnTRpC ln449,0ln256,0402,1ln383,0ln45,1573,7ln

Válida hasta p< 5.300 lpc y T=330°F

ii) Crudos subsaturados - correlación de Vásquez y Beggs.

pAPITR

C gsbo 510

61,1211802,1751433

Saturado y subsaturado

Compresibilidad de un crudo

Viscosidad Medida de la resistencia ofrecida por las moléculas de una substancia a fluir.

i) Newtonianos - Viscosidad no depende de la tasa de corte.

ii) No Newtonianos - viscosidad depende de la tasa de corte.

La viscosidad de los crudos depende de:- Composición

- Temperatura

OAPI oT

Viscosidad (cont)

- Presión

o

o

possubsaturadytanquedecrudos

psaturadoscrudos

- Gas en Solución

osR

Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura

)460log()05,1log(log TBAoD

od = Viscosidad del crudo muerto a T, cps.A y B = Constantes a determinar conociendo la viscosidad a

dos temperaturas.

- Correlación de Chung y Cols: Permite la viscosidad de un crudo (oD2) a una temperatura (T2) a partir de la viscosidad (oD1) a otra temperatura (T1).

121

2 115707logTToD

oD

- Correlación de Farouq - Ali y Meldau

Efecto de la Temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados

Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura (cont)

Correlación de Beggs y Robinson:

APIZY

YTXZ

xoD

02023,00324,310

110163,1

Correlación de Ng y Egboah

TAPIoD log5644,0025086,08653,1)1log(log

Correlaciones para Viscosidad vs. Presión

Sin gas en solución (crudo muerto).Correlación de Chung y Cols.

17,2

)633,4(877,13T

PxEA o

odp= viscosidad del crudo muerto a p y T, cps.od = viscosidad del crudo muerto a 14,7 lpc y T, cps• Con gas en solución

i) Crudos saturados - Beggs y Robinson

338,0

515,0

)150(44,5

)100(715,10

s

s

RB

RA

1

7,14log pA

oD

oDB

BODo A

Correlaciones para Viscosidad vs. Presión (cont)ii) Crudos subsaturados - Vásquez - Beggs

ncorrelacióladepartiracalculaSe

pxEXPpm

pp

ob

m

bobo

)1098,8513,11(6,2 5187,1

Beggs y Robinson con Rs = Rsb

Propiedades del Agua de Formación Composición: Generalmente las aguas de formación contienen sólidos disueltos, v.g,

cloruro de sodio, algunas son dulces.

Presión de burbujeo:Igual a la del petróleo que coexiste con el agua.

Factor volumétrico de formación:i) presión.ii) temperatura.

iii) gas en solución.

Composición de Algunas Aguas de Campos Venezolanos

Formación o Campo Ca Mg Na CO3 HCO3 SO4 Cl

Quiriquire (Zeta)

Cabimas (La Rosa)

Lagunillas (Icotea)

Bachaquero (P.Viejo)

La Paz (Guasare)

Oficina (OF7)

170

60

10

40

30

50

Total(mg/L)

100

60

60

60

20

20

1750

1740

2000

4610

6000

1260

0

0

120

0

80

0

3050

2010

5260

6250

1230

2330

4

0

0

5

0

140

1910

1780

90

3700

8550

640

7190

5643

5260

14657

15911

4424

Composición (mg/L) Salinidad

Propiedades del Agua de Formación (Cont)

2742

21072139

1050654,51033391,1100001,1

1025341,21058922,31072834,11095301,1

)1)(1(

TxTxxV

pxPxTpxpTxV

VVB

wT

wp

wtwpw

Vwp = Corrección de volumen por presión.VwT = Corrección de volumen por temperatura.

Factor volumétrico del agua de formación

Cambio del volumen de agua al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie

Propiedades del Agua de Formación (cont)

sólidodepesoS

PCNlbnormalesscondicioneaaguadeldensidad

SxS

B

wcN

wcN

wwcNw

%

/

1060074,1438603,0368,62

/

,

23

•Densidad:

Propiedades PVT del agua de formación

50004500400035003000

2500

2000

1500

500 LPCA

LPCA

1000

100020003000400050006000

PRESIÓN

24 3.8

3.4

3.0

2.6

2.2

1.3

1.2

1.1

1.0

20

60

60

0 5 10 15 20 25

100

100TEM PER ATU RA, °F

R AZÓ N AG U A-PETR Ó ELO , P /BL3

FACTO

R DE C

ORREC

IÓNCO

MPRES

IBILID

AD DE

L AGU

A, 10

LPCA

-6-1

TEM PER ATU RA, °FC O RR EC IÓ N PO R SALIN ID AD

CORR

ECCIÓN

SÓ LIDO S EN SALM UERA, 1000 PPM

140

140

180

180

220

250 °F200 °F150 °F100 °F

220

260

260

16

12

8

4

0

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Relación Gas Agua en solución:

- Mucho menor que la solubilidad del gas en el petróleo a las mismas condiciones de p y T.

- a T constante, aumenta con la presión, pero disminuye con el aumento de la salinidad y gravedad del gas disuelto.


i) Compresibilidad del agua pura (correlación de Dobson y Standing)

pxxC

pxxB

pA

CTBTACwp

105

7

62

108,8109267,3

1077,401052,0

000134,08546,3

10/)(

.

Compresibilidad:

ii) Efecto del gas en solución (correlación de Jones)

)0088,01( swwpw RCC

Viscosidad:- a condiciones de yacimiento es baja (< 1 cp)- disminuye con temperatura y aumenta con presión

y salinidad- Correlaciones de Mc Caini) a p atmosférica y diferentes temperaturas.


i

ii

i

ii

SBB

SAA

ATw

4

0

3

0

1

sólidosS %

33

2

1

1072213,8

313314,040564,8

574,109

xA

AAAo

64

53

42

21

1055586,1

1047119,5

1079461,6

1063951,2

12166,1

xB

xB

xB

xB

Bo

CORRELACIONES PARA DETERMINAR DATOS PVT, PRESION DE BURBUJEO, Pb.

Pruebas PVT de LaboratorioIncluye las siguientes pruebas:

Composición de la muestra del fluido del yacimiento

Expansión a composición constante (relación pV)

Liberación diferencial isotérmica Separación instantánea (pruebas de

separadores) Variación de viscosidad de fluidos con

presión

Composición del Fluido del Yacimiento

Cromatografía. Destilación. Destilación simulada por cromatografía. Espectrometría de masas. Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A veces

sólo hasta C6+ o C7+ Muestra de fondo o recombinada:

- Liberación instantánea en el laboratorio.- Gas liberado se analiza separadamente del líquido

remanente- Recombinación para obtener composición de la muestra

total.

Pruebas de Expansión a Composición Constante

Liberación instantánea. Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz

de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F). Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.

- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la curva V vs p).- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a

una presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo,

Vb. - Factor de Compresibilidad

- Función Y:

1b

b

VVp

ppY

Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante

0.2 0.6

5000

4000

3000

2000

1000

01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0

Pb=2620 lpcmPR

ES

IÓN

lpc

m

V / Vb

Pruebas de Expansión a Composición Constante- funcion Y

Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.

Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.

Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.

Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.

Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A

5001.5

2.0

2.5

1000

Pb

1500 2000 2500

Y

P pca

Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2

400

2.0

3.0

4.0

5.0

1.0500 600 700 800 900

PR ESIÓ N (lpca)

FUN

CIÓ

N Y

Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada

1000

8.0

6.0

4.0

2.0

0.02000 3000

PRESIÓ N (lpca)

FUN

CIÓ

N Y

Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada

1000

2.0

2.2

1.8

1.6

1.4

1.22000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FUN

CIÓ

N Y

PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO

INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO

POROSIDAD. DEFINICION. Ø = Volumen Poroso/Volumen Total TIPOS: ABSOLUTA(TOTAL) Y EFECTIVA GEOLOGICAMENTE: PRIMARIA Y SECUNDARIA SECUNDARIA: SOLUCIÓN, FRACTURAS Y

DOLOTIMIZACIÓN(CALIZAS EN DOLOMITAS) FACTORES QUE LA AFECTAN: EMPAQUE,

MATERIAL CEMENTANTE, DISTRIBUCIÓN DE LOS GRANOS, PRESENCIA DE FINOS(ARCILLA)

APLICACIONES

CALCULAR POROSIDAD DE UN EMPAQUE DE ESFERAS

Vt = Vg = 4/3 POROSIDAD =(Vt -Vg)/Vt 100%=47.6% INDEPENDIENTE TAMAÑO

ESFERAS

)2( 3rr 3

MEDICION DE POROSIDADMEDIDAS DEL VOLUMEN TOTAL, GRANOS,

VOLUMEN POROSOVt SATURADA O CUBIERTA SUMERGIDA

EN AGUA O EN MERCURIOVOLUMEN DE LOS GRANOS: METODO DE

MELCHER NUTTING. PESO DE LA MUESTRA SECA Y SATURADA. DETERMINA VOLUMEN

MEDICION DE POROSIDAD

MEDICION DE LOS GRANOS POR EL POROSIMETRO DE EXPANSION

MEDICION DEL VOLUMEN POROSO CON EL POROSIMETRO DE EXPANSION

METODO DE SATURACIONINYECCION DE MERCURIO

MEDICION DE POROSIDADMETODOS ANTERIORES NO APLICAN

PARA ROCAS DE CARBONATOSMUESTRAS PEQUEÑAS NO INCLUYEN LAS

FRACTURAS O CAVIDADESREQUIEREN MUESTRAS MUY GRANDESLOS REGISTROS MIDEN POROSIDADES

QUE SE CORRELACION CON NUCLEOS


POROSIDAD PROMEDIOSUMATORIA/NUMERO DE DATOSPONDERADO POR ESPESORPONDERADO POR AREAPONDERADO POR VOLUMENESTADISTICO: MEDIA, MODA-

DISTRIBUCIÓN ESTADISTICA


LEY DE DARCY- PERMEABILIDADSISTEMA LINEAL Q = 1.127 K A(Pentrada -Psalida)/ LSISTEMA RADIALQ = 7.07 K h(Pe -Pwf)/ Ln(re/rw)SUPOSICIONES: MONOFASICO,

LAMINAR, 100% SATURADO

ANALOGIA DE LA LEY DE DARCY Y OTRAS LEYES FISICAS: OHM, FOURIER

LEY DE OHM: I= V/R, DONDE, R = L/A, = 1/ , LUEGO I = A V/L - ANALOGA A LA LEY DE DARCY

LEY DE FOURIER PARA LA TRANSMISION DE CALOR POR CONDUCCION

q = k´ A T/L ANALOGA A LA LEY DE DARCY LAS ANTERIORES ANALOGIAS SON UTILES

PUESTO QUE MUCHOS COMPLEJOS PROBLEMAS TANTO DEL FLUJO DE CALOR COMO ELECTRICIDAD HAN SIDO RESUELTOS ANALITICAMENTE Y SE PUEDEN EXTENDER AL FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS.


TIPOS DE PERMEABILIDADABSOLUTA, EFECTIVA,

RELATIVA(EFECTIVA/ABSOLUTA)PROMEDIOS: PARALELO Y SERIE, LINEAL

Y RADIAL.P-L Y R: Kp = SUM(Kh)/SUM(h)S-L: Kp = SUM(L)/SUM(K/L)S-R: Kp = Ln(re/rw)/SUM((Ln Ri/Ri-1)/Ki)

APLICACION- COMBINACION CAPAS DIFERENTES PERMEABILIDADES

PERMEABILIDAD EQUIVALENTE DE CUATRO CAPAS PARALELAS CON IGUAL ANCHO Y LONGITUD QUE POSEEN LAS SIGUIENTES PROPIEDADES

CAPA ESPESOR, PIES PERMEABILIDAD, md

1 20 100 2 15 200 3 10 300 4 5 400 Kp = = 10000/50 = 200 md hkh /

APLICACION- COMBINACION CAPAS DIFERENTES PERMEABILIDADES

PERMEABILIDAD EQUIVALENTE DE CAPAS EN SERIE QUE TIENEN IGUALES ESPESORES PARA UN SISTEMA LINEAL Y RADIAL CON Rw = 6 PULGS Y Re = 2000 PIES CAPAS.. 1 2 3 4 LONGITUD, PIES 250 250 500 1000 PERMEABILIDAD,md 25 50 100 200

SISTEMA LINEAL Kp = = 2000/25 = 80 md SISTEMA RADIAL Kp = ln( re/rw)/

Kp = 30.4 md

kjLjLt

/

Kjrjrj /)1/(ln

MEDICION DE PERMEABILIDAD

PERMEAMETROS - SE BASAN EN DARCY NO VALIDA PARA FLUJO TURBULENTO

EFECTO KLINKERBERG SI USA GAS, 1/P = 0SI USAN LIQUIDOS ASEGURARSE QUE NO

REACCIONAN CON LAS ROCASDIFICIL MEDIR ROCAS FRACTURADAS O

CON CAVIDADES

MEDIDA DE LA VARIACION DE PERMEABILIDAD

LA PERMEABILIDAD TIENE VARIACION GEOMETRICA

LA DEFINICION DE DYKSTRA-PARSONS SE RECOMIENDA

V = k A 50% Y 84.1%SUPONE DISTRIBUCION log NORMALDISTRIBUCION ACUMULADO DE kh vs

ACUMULADO DE h

kpkkp

CORRELACION ENTRE PERMEABILIDAD Y POROSIDADES

LA CORRELACION ENTRE POROSIDAD Y PERMEABIDAD ES POBRE PERO CUANDO SE REALIZA USANDO LITOFACIES AUMENTA EL FACTOR DE CORRELACION

SE REQUIEREN MUCHOS NUCLEOS Y ANALISIS PARA LOGRAR UNA BUENA INFORMACION SOBRE ESTA RELACION

LOS MAPAS DE POROSIDAD ESPESOR, POROSIDAD VS PERMEABILIDAD, SECCIONES TRANSVERSALES, ENTRE MUCHOS OTROS, SE UTILIZAN PARA CARACTERIZAR LOS YACIMIENTO

EN UN YACIMIENTO SE USARON 11 H- AÑOS, 1.6 MM$

CORRELACIONES EN EL CAMPO ENTRE PERMEABILIDAD Y POROSIDAD

RELACION NUCLEO PERFIL ES NECESARIO PARA AJUSTAR LAS MEDIDAS EN LOS POZOS

MEDIDAS DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD SE CORRELACION DE MEDIDAS DE NUCLEOS

SE UTILIZAN DICHAS CORRELACIONES PARA ESTIMAR PERMEABILIDAD EN EL YACIMIENTO

CADA DIA SE UTILIZAN COMBINACIONES MAS COMPLEJAS QUE DEBEN USARSE CON RESERVA

INGENIERIA DE YACIMIENTOSDISTRIBUCION DE FLUIDOS

SATURACION Y DIST. DE FLUIDOSVOL FLUIDOS/VOL POROSO, o, w y gDETERMINADOS: REGISTROS Y LAB.DISTRIBUCIÓN: DENSIDADES- ROCASZONA DE TRANSICIÓN:CAPILARIDADCURVAS DE PRESION CAPILARTENSION INTERFACIAL: LABORATORIO

MEDIDAS DE SATURACIONESMETODO DE LA RETORTA: MIDE LOS

VOLUMENES DE FLUIDOS. EXTRAIDOS. REQUIERE CALIBRACION

EXTRACTOR SOXHLETCENTRIFUGAREGISTROS - DIFERENTES TIPOS Y

ACTUALMENTE SE USAN MEDIDAS CONTINUAS EN LA GERENCIA DE YACIMIENTOS. VISUALIZACION.

CONDUCTIVIDAD ELECTRICA DE ROCAS SATURADAS CON FLUIDOS

FACTOR DE FORMACION: F = Ro/Rw, DONDE Ro ES LA RESISTIVIDAD DE LA ROCA Y Rw CUANDO ESTA SATURADA CON AGUA.

F ES FUNCION DE POROSIDAD Y GEOMETRIA F = C , C , CONSTANTE FUNCION DE

TORTUOSIDAD y m EN EL RANGO DE 1 A 2.SE MIDE EN LAB Y REGISTROS APLICANDO OHM Y EXISTEN VARIAS CORRELACIONES COMO ARCHIE C=1, m=1.3, HUMBLE C = 0.62, m = 2.15, OTROS

m

1

INGENIERIA DE YACIMIENTOSINTERACCION ROCA FLUIDOS

HUMECTABILIDAD: TENDENCIA- DRENAJE E IMBIBICION. APLICACIONES CASOS DE CAMPO.

EQUILIBRIO DE FUERZAS:W, O, ROCA ANGULO DE CONTACTO. FIG. 2.9 MAYOR DE 90° HUMECTADO POR PET. PRESION CAPILAR FUERZAS DE RETENCIÓN DE o, w, g EN EL

YACIMIENTO LAS FIGURAS REFIEREN AL MANUAL CIED DE

INGENIERIA DE YACIMIENTOS NIVEL 1.


CURVAS DE PRESION CAPILAR RELACION Pc vs. Sw..Fig 2.17 FUNCION DEL TAMAÑO- DIST POROS MEDIDAS DE Pc- LAB: MEMB-MERCURIO CONVERSION DE LAB A CAMPO. Pcy = Pcl Ec. 2.38- Pc FUNCION DE K. Fig: 2-21

ly /

Propiedades PetrofísicasPROPIEDADES

PETROFISICAS DE ROCAS FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO

Propiedades Petrofísicas Multifásicas Propiedades Petrofísicas dependen de:

Estructura de la Roca. Naturaleza de los Fluídos. Saturación de los Fluídos.

Propiedades Petrofísicas Multifásicas

Humectabilidad Presión Capilar Permeabilidades Relativas

Humectabilidad

Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.

Determina:– Localización y Distribución de Fluidos.– Permeabilidad Relativas.– Eficiencias de Desplazamiento.

Los Fluidos pueden ser:– Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a

adherirse a la roca.– No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

Humectabilidad (cont)

Ángulo de Contacto:• Formado por la interfase de dos fluidos

inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°.

• Ángulo contacto < 90 - humectante.• Ángulo contacto = 90 - intermedio.• Ángulo contacto > 90 - no humectante.

Ilustración del Angulo de Contacto

Owo Owo

Owo OwoHIDRÓFILO( < 90°)

OLEOFILO( < 90°)

OwoAGUA

SUPERFICIE DE LA ROCA

PETR

ÓLE

O

Owo = ÁNGULO DE CONTACTO

Humectabilidad (cont) Hidrófilos:

• Ángulo de contacto < 90.• Mojados preferencialmente por agua.• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.

Oleófilos:• Ángulo de contacto mayor de 90°.• Mojados preferencialmente por petróleo.• El petróleo se desplaza por los canales más pequeños, el agua

por los más grandes.• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos polares

como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos. No hay yacimientos Gasófilos.

A) YACIMIENTO HIDROFILO B) YACIMIENTO OLEOFILO

ROCA AGUA PETRÓLEO

Distribución de los Fluidos en Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos

Grano de Arena

100% Agua 100% Petróleo

100% Gas Agua-Petróleo-Gas

Porosidad

Distribuciónde fluidos

durante unainvasión

con aguaFAS E INIC IA L

FASE IN IC IA L

A B AN D ON OFASE SUB O R DIN A D A

FA S E SU B O R D INA DA

a) YACIMIENTO HIDRÓFILO

b) YACIMIENTO OLEÓFILO

A B A ND O N O

GR AN ODE AR E N A PE TRÓ LEO A G U A

Granos Grandes Granos Diminutos

Granos Grandes Granos Pequeños

Permeabilidad

Presión Capilar Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que

se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo

Hidrófilos PCwo = po - pwOleófilos PCwo = pw - po

– Gas Petróleo PCgo = pg - po– Agua - Gas PCgw = pg - pw

Presión Capilar Considerando el medio poroso como empaque de tubos

capilares:

= Tensión interfacial, dinas / cm. Pc = Presión capilar, dinas / cm2. = Angulo de contacto. r = Radio promedio de los poros.

rCos

PC

2

Pc= Pfnm - Pfm

DRENAJE

Swir

Sor

B

AC Pd

0 SATURACIÓN DE AGUA

PRES

IÓN

CA

PIL A

R1

0+

D

IMBIBICIÓNEXPONTÁNEA(Pfm < Pfnm)

IMBIBICIÓNFORZADA(Pfm < Pfnm)

Curvas Típicas de Presión Capilar

EQUIPO PARA MEDIR PRESIONES CAPILARES.

METODO DE LA MEMBRANA

Curvas de Presión Capilar - Drenaje Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se

requiere desplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje.

Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva.

Continuando el proceso:• Saturación fase mojante => Disminuye.• Saturación fase no mojante => Aumenta.• Presión capilar => Aumenta hasta B.• B => Aumentos de presión capilar no disminuyen

saturación fase mojante.• Saturación irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que

queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.

Pc

Sw

Curvas de Presión Capilar - Imbibicion Consideremos que reversamos el experimento. Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido

mojante (agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B). El proceso se llama imbibición Durante el proceso:

Saturación fase mojante => Aumenta. Saturación fase no mojante => Disminuye.

• Nótense dos partes en el proceso:– PFM < PFNM Curva B - C Imbibición

espontánea.– PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.

Curvas de Presión Capilar - Imbibición

En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor).

La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.

Curvas de Presión Capilar - Histéresis

Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por la dirección del cambio de saturación.

En el caso de la presión capilar:• Curvas por drenaje curva por Imbibición.• Histéresis de capilaridad.

Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento de petróleo y / o gas por agua.

Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.

Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros

Pc es inversamente proporcional al tamaño de los pozos.

Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r).

Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.

rCos

Pc

2

Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)

Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pc vs. Sw siguiendo la curva C

Tamaño de los poros => Pc => K

A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.

Función J de Leverett Función adimensional que permite correlacionar datos de diferentes

arenas de un mismo yacimiento o campo (litología y textura no cambien notoriamente).

Agua - Petróleo:

Gas - Petróleo:

Es una propiedad de la roca

/216,0

)( kp

SJwo

cwog

/216,0

)( kp

SJgo

cgow

Función J de Leverett (cont)

Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada.

No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petróleo o aire mercurio petróleo, agua y gas del yacimiento).

2/1

)/()/(

)()(

lab

yac

lab

yaclabcyacc k

kxpp

Distribución Inicial de Sw Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio

poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas.

Es importante conocer la distribución inicial de saturación de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar.

Suponiendo: Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo. Las columnas de agua y petróleo son continuas y en

contacto a través del yacimiento. Los fluidos están en equilibrio estático.

Distribuciónde Fluidos conProfundidaden un Yacimiento

Distribución Inicial de Sw (cont)

DNA D

Petróleo

Zona de transiciónAgua - Petróleo

NALSw = 100%

Agua

))((433,0)(

)(433,0

)(433,0

DDPPPP

DDPP

DDPP

NALowNAL

Cwowocow

NALwwNAL

w

NALooNAL

O

Distribución Inicial de Sw (cont)

En el NAL, Sw = 100% y o sea:

0NALcwoP

))((433,0 DDP NALowcwo

Esta ecuación permite determinar la distribución de Swpor encima del NAL.

Distribución Inicial de Sg

Considérese un yacimiento de petróleo con capa de gas. Existe una zona de transición gas - petróleo más

pequeña que la del agua - petróleo. Al NPL, So + Swir = 1 y Las columnas de gas y petróleo son continuas y

en contacto a través del yacimiento. Los fluidos se encuentran en equilibrio estático.

0NPLcgop

Distribución Inicial de Sg (cont)

DNPL D

Gas

Zona de transiciónGas - Petróleo

NPLSo + Swir =1

Petróleo

))((433,0 DDP NPLgocgo

Entonces:

PRESION CAPILAR : Es la diferencia de presión que existe entre las interfases que separan dos fluidos inmiscibles Pc= P1 -P2

Desplazmiento de petróleo por agua en un sistema mojado por petróleo (drenaje)

Desplazmiento de petróleo por agua en un sistema mojado por agua (imbibición)

Curvas de presión capilar aceite-agua (1) por drenaje (2) e imbibición, en núcleos

de la arenisca Venango de humectabilidad al agua

Desplazamiento Microscópico de Fluidos InmisciblesDesplazamiento Microscópico de Fluidos Inmiscibles

PRESION CAPILAR :

Saturación de Agua %

Pres

ión

Capi

lar,

Cm H

g

Núcleo Berea, 2-MO 16-1K = 184,3 md

32

24

16

8

0

-8

-16

-240 20 40 60 80100

1

2

3

Ciclo dedrenaje

Imbibicionesespontáneas

Imbibicionesforzadas

Curvas de presión capilar petróleo-agua en núcleos de berea de humectabilidad

intermedia

Variación de las saturaciones de petróleo y agua en la zona de transición

Desplazamiento Microscópico de Fluidos InmisciblesDesplazamiento Microscópico de Fluidos Inmiscibles

Distribución de saturacióncon base en datosde presión capilar

150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ESD

EEL

NIV

ELD

EA

GU

ALI

BR

E(p

ies) 150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ESD

EEL

NIV

ELD

EA

GU

ALI

BR

E(p

i es)

POZO 1POZO 2POZO 3POZO 4

Distribución de saturacióncon base en datosde resgistros

Sw vs. Profundidadcon base a PresiónCapilar y a RegistrosEléctricos

SAT U RAC IÓ N D E AG U A (C alc.), %

PRO

FUN

DID

ADPO

RD

EBAJ

OD

ELN

IVEL

DEL

MAR

(pie

s)

830

840

850

860

870

880

890

900

910

920

930

940

950

960

970

980

990

1000

1010

10200 10 20 30 40 50 60 70 8 0 90 100

D ATO S O BT EN ID O S DEP R ESIÓ N C AP ILAR

D ATO S O BT EN ID O S DER E GIST R O S E LÉ CTR IC O S

Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven

Basadas en 91 análisis de presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.

Se usó el modelo de Brooks y Corey:

= índice de distribución tamaño de los poros, adim.Pd = presión de desplazamiento, lpC.Pcwo = presión capilar a Sw, lpc

wirwirww

cwow

SSSS

PPdS

1/*

*

Correlaciones de PresiónCapilar Total - Corpoven (Cont.)

alta = arena no consolidada. baja = arena consolidada. promedio área mayor de oficina = 1,668. Las correlaciones son:

)/log(log *

cwo

w

PPdS

wir

gwir

wir

oo

ogcgo

wwcwo

SSS

SSS

lpcSkSP

lpcSkSP

11

1

,)2648,1log2934,0()(

)2135,2log5135,0()(

*

6,0*

6,0*

Permeabilidad Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de

fluidos a través de sus poros interconectados. Absoluta: medio poroso que está completamente

saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.

Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de unifluido, en presencia de otros u otros fluidos.

Kefec < Kabs. Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva a un

fluido y una permeabilidad base.

Permeabilidad Relativa (cont)

b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:

Las permeabilidades máximas se calculan así:Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

gmax

grg

wmax

wrw

omax

oro k

kk

kkk

kkk

kk

kkkk

kkk g

rgw

rwo

ro

a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:

Curvas típicasde Kr Gas-

Petróleo

PETRÓLEO

AG U A

SATU R AC IÓ N DE A G UA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIVA

Sorw

K rw max.

K ro m ax.

Swc

1.0

0 1

SATU RACIÓ N DE LÍQ U ID O (So + Sw c)

S orwPE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIVA

Sgc

K rg m ax.K ro m ax.

Sw c

PETRÓLEO

0

1.0

1

Teoría de Flujo por Canales Desarrollada por Moore y Slobod. La más aceptada para explicar el flujo microscópico a través de medios

porosos. Basada en estudios experimentales. Los diferentes fluidos que saturan una roca se distribuyen en el espacio poroso

interconectado, ocupando poros completos y diferentes. Una serie de poros saturados regularmente se encuentran interconectados,

formando un canal de flujo. Para que un fluido pueda fluir a través de un canal tiene que formar una fase

continua.

Una formación petrolífera está constituida por un gran número de canales interconectados entre sí.

La fase mojante (agua) ocupa los canales más pequeños. La fase no mojante (petróleo y / o gas) las más grandes.

Pc

Sw

PRESION CAPILAR PROMEDIO

K VS Sw PARA VARIOS Pc

K

Sw

DATOS DE PRESION CAPILAR PROMEDIO

LA Pc DEPENDE DE LA PERMEABILIDAD Y SE MIDE EN NUCLEOS MUY PEQUEÑOS POR CONSIGUIENTE SE REQUIERE DETERMINAR CURVAS PROMEDIOS PARA LOS YACIMIENTOS

LA FUNCION J(Sw) = SE HA COMPROBADO QUE LA FUNCION J(Sw) MUESTRA

DISPERSION SIN EMBARGO SE PUEDE UTILIZAR PARA OBTENER CURVAS DE Pc PARA DIFERENTES NUCLEOS A TRAVES DE TODO EL YACIMIENTO

MANEJO ESTADISTICO PARA MANEJAR CORRELACIONES CON POROSIDAD Y PERMEABILIDAD COMO SIGUE:

Sw = a log K + C = a1 +a2 log k + C

)/( 2/1/ kPc

GRAFICO DE LA FUNCION J DE LEVERETT

VS Sw.

Sw


CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVAS, Kr Krf = Kef/Kabs…..VARIA DE 0 A 1. PETROLEO, AGUA Y GAS. PERMEABILIDADES. RELATIVAS A 2 FASES. DISTRIBUCION DE FLUIDOS:

F(HUMECTABILIDAD.) Sor. FUNCION DE HUMECTABILIDAD DETERMINACION: LAB, Pc, DATOS DE CAMPO,

ECUACIONES EMPIRICAS.

ECUACIONES EMPIRICAS - VALIDEZ. P61WHAL Y ASOCIADOS: Kg/Ko ARENISCASCorey y Asoc: Kro y Krw, Arenas Cons. y no Cons.

Drenaje e Imbibición.Torcaso y Willie: Kg/Ko, drenaje en arenas. No

consolidadasPirson: Rocas con Porosidad Intergranular, dos fases

o, g y o, w para drenaje e imbibición.Willie y Gardner, Stone: Tres fases.

INGENIERIA DE YACIMIENTOSPERMEABILIDADES RELATIVAS

Kr

Sw

Drenaje eImbibición

Kr

Sw

Kr PARA DIFERENTES HUMECTABILIDADES

EQUIPOS PARA MEDIR Kr.

METODO DE LA MEMBRANA

Factores que Afectan las Curvas de Kr Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios

importantes en la tensión interfacial Kr depende de: Saturación:

• A medida que aumenta la saturación de un fluido, incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor máximo.

Historia de saturación (Histéresis). Distribución del tamaño de los poros. Humectabilidad de la matriz de la roca. Temperatura.

Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) sobre Kr Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase

mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.

Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante.

Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.

La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:• Conificación de agua y gas.• Inyección de agua en presencia de gas libre.• Efecto del gas atrapado sobre Swor.• Inyección de tapones alternados Agua - Gas (WAG).

Histéresisde las curvas

de permeabilidad

relativa

SATURACIÓN DE AGUA

PER

MEA

BILI

DAD

RE

LATI

VA,%

PER

M.A

BSO

LUTA

(agu

a) 160

140

120

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

D IR E C C IÓ N D E LC A M B IO D ES ATU R A C IÓ NIM B IBIC IÓ N

AG U A

P E T R Ó L E O

D R E N A JE

Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros sobre Kr

Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas.

Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones.

Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.

SATURACIÓ N DE LÍQUIDO

GAS

LÍQ

UID

O

PE

RM

EAB

ILID

ADR

ELA

TIVA

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

.

.

.

.

.

. . . . .

Curvas de Permeabilidad Relativapara Arenas Consolidadas yno Consolidadas

Efecto de la Humectabilidad sobre KrEn yacimientos hidrófilos el petróleo fluye

por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.

En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.Bajo condiciones similares de

desplazamiento, la recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.

En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen de petróleo residual es pequeño.

SATURACIÓN DE AGUA

HIDRÓ FILO

OLEÓFILO

PETRÓLEO AGU A

PER

ME

ABI

LID

AD

RE

LATI

VA

100

75

50

25

0 25 50 75 100. . . .

.

.

.

.

Curvas de Permeabilidad Relativapara Yacimientos Oleófilos e Hidrófilos

Efecto de la Temperatura sobre KrAl aumentar T:

Kro aumenta y Krw disminuye El agua humecta en mayor grado la roca del

yacimiento. La histéresis entre drenaje e imbibición

disminuye. La saturación residual de petróleo disminuye. La saturación irreducible del agua aumenta.

Swir = 0,001364 T + 0,0945

Sw

Kro Krw

70°F

150°F

180°F

250°F

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.0

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0

Efecto de la Temperatura sobre las Permeabilidades Relativas al Agua y al Petróleo

Correlaciones de Wyllie y Gardner

Especificación en tres tipos de arenas:Permeabilidad relativa gas - petróleo:

Tipo de Arena No consolidada, bien escogida No consolidada, pobremente escogida Arena cementada, calizas, etc

rogkrwk

3** )1(3

oSSo

)1()1(5,15,3 *2**

ooo SSS

)1()1(24 *2**

ooo SSS

wc

wco S

SS

1

*

Correlaciones de Wyllie y Gardner

Permeabilidad relativa agua - petróleoTipo de Arena

• No consolidada, bien escogida• No consolidada, pobremente escogida• Arena cementada, caliza,etc

rogk rwk3*3* )1( ww SS

5,35,1 **2* )1()1( www SSS

42 **2* )1()1( www SSS

wir

wirww S

SSS

1

*

PERMEABILIDADRELATIVA

SATURACIÓNDEAGUA

TOTAL

TOTAL

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

x

x

x

x

Swc=0.2=1.666TOTAL=2CoreyyCols

WyllieyCardnerCoreyyColsNaaryHenderson

CoreyyColsNearyHendersonWyllieyGardner

Kro

PER

MEA

BIL

IDA

D R

ELA

TIVA

Comparación de las Permeabibilidades Relativas Agua-PetróleoUsando varias Correlaciones

PER

MEA

B ILI

DAD

RELA

TIVA

SATURACIÓN DE AGUA

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 CoreyyCols

Kro

Total

Kro

Corey y ColsWyllie y Gardner

Comparación de las PermeabilidadesRelativas Gas-Petróleo usando varias Correlaciones

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua

Cuando existe flujo simultáneo trifásico. i) yacimientos con empuje combinado de agua y gas.

ii) inyección alterna o simultánea de agua y gas.iii) Inyección de vapor.iv)Combustión en sitio.- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de flujo por canales.- Metodología propuesta por Stone:

i) )(´)( worggrg SSFkoSFk

Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont)

ii)Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :

iii) Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la modificaron así:

)( wrw SFk )())(( rwrgrgrogrwrowro kkkkkkk

)0(1

)(/))((

0

gwcroromax

rwrgromaxrgrogrwrowro

SSSakk

kkkkkkkk

DIAGRAMAS

TRIANGULARES

Kr A TRES FASES PETROLEO, AGUA Y GAS

DISTRIBUCION DE Kr A LAS TRES FASES

UNA FASE

DOS FASES

TRES FASES

DIAGRAMAS

TRIANGULARES

Kr A TRES FASES PETROLEO, AGUA Y GAS

Seudo Curvas de Permeabilidad RelativaCurvas falsas de permeabilidad relativa

para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos:

• Conificación. Adedamiento.Estratigrafía.• Canalización por zonas de alta k

Se obtienen a partir de.

• Curvas experimentales. CorrelacionesEl procedimiento de obtener puede ser:

• Tanteo. Métodos matemáticos.

Seudocurvas zonales de KrSeudocurvas zonales de Kr

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Kr g Kr o

S

Región 1Región 2

Kr

Sw

Kr

Buzamientoabajo

Sw

Buzamientoarriba

Tipos de Seudo Curvas Zonales:

Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geológico. Reflejan el tipo de distribución de fluidos.

a) Difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen simultáneamente a través de una zona o celda (Buckley - Leverett)

b) Segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz)c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado,

quedando la celda parcialmente barrida.d) Reflejan Conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación

con las curvas normales.e) Refleja Estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno

equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.

Kr

M ixed Segregated Partial

Pc Pc Pc

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Kr Kr

a) DIFUSA b) SEGREGADA c) PARCIAL

Seudocurvas que reflejanla Distribución de los Fluidos

Original Woc

Shifted KfKr

Sw

Seudocurvas que reflejan Conificaciones

Avance preferencial

del aguaen un

yacimientoestratificado

PETR

ÓLE

O

l

i

Na) Antes de ocurrir la ruptura en el estrato l

PETR

ÓLE

OPE

TRÓ

LEO

AGUA

l

i

Nb) Ruptura en el estrato l

l

K

i

Nc) Ruptura en el estrato K

l

N

d) Ruptura en el estrato N

AGUA

INGENIERIA DE YACIMIENTOS - PSEUDO CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS

LAS PSEUDOS CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS SON PROMEDIOS EN BASE A ESPESOR

Swp = Krw = Kro = GRAFICOS DE Krw y Kro vs Swp SE UTILIZAN

PARA TODO EL YACIMIENTO

Ni

i

Ni

iihiSwiihi

11/

N

i

N

ihikihikikrwi

1 1/

N

i

N

ihikikikroihi

1 1/

NUMERO CAPILAR - RELACION FUERZAS VISCOSAS A CAPILARES NUMERO CAPILAR SE DEFINE COMO LA RAZON DE LAS

FUERZAS VISCOSAS A CAPILARES EN UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS EN UN MEDIO POROSO

Y ES IGUAL A O SEA LA RELACION ENTRE FUERZAS DESPLAZANTES Y RETENTIVAS EN EL MEDIO POROSO

EL PETROLEO RESIDUAL ES FUNCION DEL Nc VARIACION DEL Nc DE LA SATURACION

RESIDUAL DE PETROLEO VARIA DE 35 A 18% AL ALCANZAR Nc DEL ORDEN DE 10 A LAS (-2) SE OBTIENEN

REDUCCIONES IMPORTANTES DE LA Sor. UNA REDUCCION DEL ORDEN DE 1000 PARA UNA REDUCCION IMPORTANTE

/vNc LPkNc /

410710

DISTRIBUCION DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS

SE HA COMPROBADO QUE LA FASE MOJANTE OCUPA LOS ESPACIOS MAS PEQUEÑOS

EL PETROLEO SE ENCUENTRA EN LOS CAPILARES MAS GRANDES

ESTUDIOS MICROSCOPICOS LO HAN DEMOSTRADO

EL PETROLEO RESIDUAL QUEDA ATRAPADO EN LOS ESPACIOS POROSOS MAS GRANDES

GRAFICO PRESION PROFUNDIDAD

GRADIENTE: g=.08, o=.33, w=.45PSI/P gr = gcn Vcn/Vcy=0.0763 g EE=1/(5.615 Bg), dPg/dD=.0763 gE/144 oy=( ocn5.615+Rs gcn)/5.615BodPo/Dd = oy/144. D(CGP)=(Po-Pb)/G,PSSUPONE GRADIENTE, G, CONSTANTE,

SIN EMBARGO VARIA

USO DE RFT PARA DETERMINAR CWP

LOS REGISTROS RFT SON LOS MEJORES MEDIOS PARA DETERMINAR CONTACTOS EN YACIMIENTOS

SE MIDEN LOS GRADIENTES EN LAS ZONAS DE PETROLEO Y AGUA, EN LOS POZOS

SE EXTRAPOLAN GRAFICOS DE P VS D PARA DETERMINAR LOS CONTACTOS

ES UNA TECNICA SENCILLA PERO DEBE APLICARSE CON SUMO CUIDADO.

MEDIDAS DE PRESIONES PARA APLICACIONES EN ING. DE YACIMIENTOS

PRESIONES EN LAS PERFORACIONES SE CALCULAN EN BASE A LA MEDIDA DE PRESION EN EL POZO A DETERMINADA PROFUNDIDAD, EL GRADIENTE Y LA DIF DE ALTURA

Pp = Pb + Gdh (Hp - Hb) PRESION AL DATUM DE REFERENCIA Pd = Pp + Gro(Hd - Hp) Pp = = PUEDE CALCULARSE CON OFM

N

i

N AiPiAi1

1/

N

i

N

iViPiVi

1 1/

GRAFICO PRESION PROFUNDIDAD

ADVENIMIENTO DE RFT Y MDTDETERMINACION DE LOS CAP Y CGPESTIMADO DE POES Y GOESPRESENCIA DE YACIMIENTOS

SEPARADOS POR LUTITAS COMPLICA EL ANALISIS

YACIMIENTOS CON CGP Y CAP

SIMULACION DE YACIMIENTOS DATOS DE PERMEABILIDADES

DEFINEN LAS CARACTERISTICAS FISICAS Y LA EXTENSION DEL YACIMIENTO PARA EVALUAR TRANSMISIBILIDADES

LAS FUENTES DE PERMEABILIDAD K SON LAS CURVAS DE PRESIONES TALES COMO RESTAURACION, DECLINACION, INTERFERENCIA, LABORATORIO, CORRELACIONES CON POROSIDAD

METODOS DE ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION: MUSKAT, HORNER, MDH, CURVAS TIPO, OTROS.

SIMULACION DE YACIMIENTOS DATOS DE PERMEABILIDADES

METODOS DE REGRESION: UTILIZA CORRELACIONES DE K EN FUNCION DE OTRAS VARIABLES COMO POROSIDAD, Sw,MEDIDAS DE REGISTROS

Swk

dSwcSwbak

3

22

250

SIGUIENTELA COMO NCORRELACIO OTRAS

SIMULACION DE YACIMIENTOS DATOS DE POROSIDADES

POROSIDAD PUEDE DETERMINARSE DE REGISTROS, PRUEBAS DE LABORATORIO Y CORRELACIONES

REGISTROS COMO DENSIDAD, NEUTRON Y SONICO. PREFERIDO EL PRIMERO.

LABORATORIO MEDIANTE MEDIDAS COMO SATURACIONES, POROSIMETRO DE EXPANSION E INYECCION DE MERCURIO

CORRELACIONES CON TIPO DE ROCA Y PROFUNDIDAD

SIMULACION DE YACIMIENTOS ESPESORES Y PROFUNDIDAES

ESPESOR SE OBTIENEN DE REGISTROS BIEN LA ARENA TOTAL Y NETA, TANTO PARA POTENCIAL COMO PARA POES.

EL ESPESOR TAMBIEN SE OBTIENE DE MAPAS ESTRUCTURALES.

LA PROFUNDIDAD SE OBTIENE DE REGISTROS Y RECORDS DE PERFORACION

LAS MEDIDAS SE CORRELACIONAN CON ESPACIO MEDIANTE GEOESTADISTICA.

OFM, ALMACENA LA BASE DE DATOS

DATOS DE SATURACIONES DE FLUIDOS Y Pc

LAS ZONAS DE INTERES SON EN LOS CONTACTOS DE FLUIDOS

POR ENCIMA DEL CONTACTO AGUA PETROLEO LA Sw ES CONSTANTE

PUEDEN OBTENERSE DE LOS REGISTROS, DATOS DE LABORATORIO Y CURVAS DE PRESION CAPILAR.

LAS PRESIONES CAPILARES PUEDEN DETERMINARSE DEL LABORATORIO

DATOS MUY IMPORTANTES

DATOS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA SIMULACION

LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS SON LOS DATOS MAS DIFICILES DE EVALUAR

LAS CURVAS Kr QUE SE OBTIENEN SON Krow, Krog Y Krgw, SEGÚN EL CASO.

Kr SE DETERMINAN EN EL LABORATORIO CON MEDIDAS DIRECTAS, CURVAS DE Pc, INF DE CAMPO Y CORRELACIONES

LABORATORIO USA BUCKLEY LEVERETT, INTEGRANDO Pc, CAMPO Kg/Ko BALANCE DE MATERIALES Y CORRELACION DE STONE

SIMULACION DE YACIMIENTOSFENOMENO DE HISTERESIS

LA OPCION HISTERESIS EN SIMULACION REQUIERE ESPECIFICAR DIFERENTES FUNCIONES DE SATURACION PARA DRENAJE E IMBIBICION Y EN CADA CELDA SE SUMINISTRAN DOS TABLAS

LA Krd SE INICIA A LA MAXIMA SATURACION DE LA FASE MOJANTE, Swmaxd

EN FORMA SIMILAR, SI Sw AUMENTA SE USA LA CURVA DE IMBIBICION DESDE Swi

LA FIG SIGUIENTE MUESTRA DIFERENTES FASES.

SIMULACION DE YACIMIENTOSKr- HISTERESIS FASE NO MOJANTE

LA FASE NO MOJANTE ES PETROLEO EN O-W, GAS EN O-G, O-W, O-W-G

EN LA FIGURA SIGUIENTE LA CURVA 1-2 DRENAJE, Y 2-3 IMBIBICION

LA SATURACION CRITICA DE LA CURVA DE IMBIBICION ES MAYOR QUE PARA DRENAJE

LAS DOS CURVAS SE UNEN A Snwmáx. SI EL DRENAJE ES COMPLETO LA CURVA

ALCANZA 3 PERO SI NO SE REVIERTE EN 4 Y LAS Sncrt FUNCION Snw ALCANZADA

SIMULACION DE YACIMIENTOSKr- HISTERESIS FAS. NO MOJANTE

LA GENERACION DE LAS CURVAS PUEDE REALIZARSE POR LOS METODOS DE CARLSON-SPE 10157 Y KILLOUGH ACTAS AIME 1976

EL METODO DE CARLSON PRODUCE UNA CURVA PARALELA A LA CURVA DE IMBIBICION.

METODO KILLOUGH ES MAS ELABORADO Y GENERAL

SI EN LAS SIMULACIONES SE PRESENTAN PROBLEMAS DE CONVERGENCIA-REVISAR LAS CURVAS DE Kr

Krn curva de imbibición

Curva de drenaje

Saturación fas mojante

HISTERESIS EN LA FASE NO MOJANTE

S no mojante

HISTERESIS EN LA FASE NO MOJANTE

SATURACION CRITICA ATRAPADA, Sncrt

0.1 a de falta a Shy),-a(Snmax1A donde Sncrd)-C(ShyA

Sncrd-ShySncrdSncrt

USASE SncrdA TIENDESncrt SI ,))(()(

)()()( 1Sncrd-Sncri

1C

)(1

KILLOUGH DE METODO

SncrtShySncriSnmaxSncrtSnSncriSnorm

SnmaxKrndShyKrndSnormKrniSnKrn

SncrdSnmaxdonde

SncrdShyCSncrdShySncrdSncrt

SIMULACION DE YACIMIENTOSKr- HISTERESIS FASE MOJANTE

CURVAS TIPICAS DE Kr DE LA FASE MOJANTE VER EN LA FIGURA SIGUIENTE

CURVA 1-2 DRENAJE Y 2-3 IMBIBICION Y LAS DOS CURVAS SE UNEN A Swco

LA MAXIMA SATURACION DE IMBIBICION ES 1-Sncri. Swco = 1 - Snmax

SI EL PROCESO DE DRENAJE SE REVERSA EN 4 LA CURVA SE OBTIENE POR EL METODO DE KILLOUGH.

SI DRENAJE E IMBIBICION COINCIDEN SE SOLO SE UNEN EN 4 Y 5

SIMULACION DE YACIMIENTOSKr- HISTERESIS FASE MOJANTE

LA CURVA DE DRENAJE QUE SE REVERSA EN 4, Shy MAXIMA SATURACION NO MOJANTE Y LA Sw = 1 - Sncrt. SE USA EL METODO DE KILLOUGH Krnw

)1(Sncri)- Krwi(1

Snorm)-1Shy))Krwi(-Krwd(1-Sncrt)-(Krw(1Shy)-Krwd(1Krw(Sw)

INTERMEDIACURVA EN Sw ,SATURACIONA DETERMINADA Kr LA CURVATURA DE PARAMETRO

)))(1()1(()1()1(

SncriSnfSnorm

ASncrdSncriSnrdScrtSncriKrwdSncriKrwiSncrtKrwdSncrtKrw A

curva de imbibición

Curva de drenaje

S fase mojante

HISTERESIS EN LA FASE MOJANTE

SIMULACION DE YACIMIENTOSMODELO SISTEMA MOJADO PETROLEO

SE APLICA EL MODELO DE CARLSON Y KILLOUGH A LA FASE NO MOJANTE AGUA

EL AGUA QUEDA ATRAPADO POR EL PETROLEO CURVA IMBIBICION SE TOMA AGUA

AUMENTANDO EN LUGAR DE LA CURVA DE PETROLEO AUMENTANDO. DRENAJE DEL PETROLEO

CURVA DE IMBIBICION SIEMPRE ES AGUA AUMENTANDO INDEPENDIENTE DEL MODELO

SIMULACION DE YACIMIENTOSHISTERESIS DE LA CURVA DE Pc

EN LA CURVA DE Pc, LA CURVA 1-2 DRENAJE Y LA 2-3 IMBIBICION

SI LA CURVA SE REVERSA EN 4 ALCANZA LA SATURACION CRITICA DE LA FASE NO MOJANTE EN 5 QUE ES UN PROMEDIO ENTRE CURVAS DRENAJE E IMBIBICION

LA ECUACION DE KILLOUGH. VER TRABAJO. F SE CALCULA COMO SIGUE

0.1)parametro f(S,F )( cdcicdc PPFPP

SIMULACION DE YACIMIENTOSHISTERESIS DE LA CURVA DE Pc

DONDE EN LA ECUACION ANTERIOR F ES

.histéresis igualmente ocurre gas,-agua ó fases tresde caso elEn análogo es drenaje a imbibición de reversoun Para

Pci)-(PcdG Pci Pc reverso, segundoun Para

Sncrt Sn para saturación Máxima Swma .histéresis la de reverso elen Sw :Swhy

0.1 deorden del Parámetro :E

)11/()1ESwhy-Sw

1(

EESwhySwmaE

F

S fase

mojante

Curva de

Imbibición

Curva de

Drenaje

HISTERESIS DE LA CURVA DE Pc

SIMULACION DE YACIMIENTOSPERMEABILIDAD RELATIVA A 3 FASES

LAS PERMEABILIDAD RELATIVA A 3 FASES PUEDEN OBTENERSE DE FORMULAS O TABLAS PARA UTILIZARLA EN LOS SIMULADORES

ECLIPSE SUPONE EL MODELO DE LA FIGURA SIGUIENTE. EL AGUA Y EL GAS SE SUPONEN SEGREGADOS, MIENTRAS QUE EL PETROLEO SE SUPONE A LA SATURACION PROMEDIO DEL BLOQUE.

g-o w,-o SISTEMAS EN PET AL REL DADPERMEABILI

BLOQUE DEL PROMEDIOS ESSATURACION ,Sy ,S

GAS DELA ZONA ENAGUA DE SATURACION S , )(

ow

wco

rogrow

g

wcowg

rowwcowroggro

kyk

S

SSSkSSkS

k

PETROLEO

AGUA

GAS

SIMULACION DE YACIMIENTOSPERMEABILIDAD RELATIVA A 3 FASES

CALCULO DE VOLUMENES FRACCIONALES PARA DREN POR GRAV. AGUA DEBAJO XwiVER FIGURA SIGUIENTE

Xwi =(Sw -Swco)/(1- Scoby -Swco) DONDE Swi,cr;co: SAT DE AGUA INICIAL, CRITICA Y CONNATA, Scohy: SATURACION CONNATA A HIDROCARBUROS= A Socow(SISTEMA AGUA PETROLEO), Socow +Sgco(SISTEMAS w,o,g), Sgco(SISTEMAS AGUA GAS),Scrhy:SATURACION CRITICA A HIDROCARBUROS. SI Sw>Swi, Xw = 1, Y CUANDO Sw=Swmax= Xwi(1.Scohy)+(1-Xwi)(1-Srhy). CUANDO Sw<Swmax RESULTA QUE Xw =(Sw -Xwi(Scrhy-Scohy)/(1-Scrhy-Scwo). SI Sw<Swi, ENTONCES Xw=0 CUANDO Sw=Swmin=XwiSwrc+(1-Xwi)Swco Y Sw>Swmin RESULTA QUE Xw ES Xw=(Sw-Xwi(Swcr-Swco)-Swco)/(1-Scohy-Swcr)

CALCULO DE VOLUMENES FRACCIONALES EN DRENAJE POR GRAVEDAD. AGUA DEBAJO Xwi

SISTEMAS AGUA-PETROLEO, GAS PETROLEO, GAS AGUA Y PET, GAS Y AGUA

CALCULO DEL VOLUMEN FRACCIONAL PARA DRENAJE POR GRAVEDAD. GAS ENCIMA DE Xgi

Xgi=(Sgi-Sgco)/(1-Slco-Sgco), DONDE Sgi;co;cr:SATURACION DE GAS INICIAL, CONN. Y CRITICA, Slco: SATURACION CONNATA DE LIQUIDO=Socog(SISTEMA PET GAS) =Socog +Swco(SISTEMA PET.AGUA.GAS) =Swco(SISTEMA AGUA GAS), Slcr: SATUR. CRITICA DE LIQUIDO. SI Sg>Sgi ENTONCES Xg = 1 ENTONCES Sg=Sgmx=Xgi(1-Slco) +(1-Xgi)(1-Slcr), CUANDO Sg<Sgmax Xg=(Sg-Xgi(Slcr-Slco)/(1-Slcr-Sgco). SI Sg<Sgi ENTONCES Xg=0 CUANDO Sg=Sgmin =XgiSgcr+(1-Xgi)Sgco, SI Sg>Sgmin Xg =(Sg-Xgi(Sgcr-Sgco)-Sgco)/(1-Slco-Sgcr)

CALCULO DEL VOLUMEN FRACCIONAL PARA DRENAJE POR GRAVEDAD. GAS ENCIMA DE Xgi

SIMULACION DE YACIMIENTOSINTEGRACION DE LA PRESION CAPILAR

LA OPCION DRENAJE, VER FIGURA, EL RECOBRO PROVIENE DEL BALANCE DE Pc-GRAVEDAD LA DISTRIBUCION DE SATURACION EN LA MATRIZ SE CONSIDERA ZONA DE TRANSICION DONDE A CADA ESPESOR h ,Pc = g h, la Sgprom EN LA MATRIZ SE LOGRA DE LA INTEGRACION LA CURVA h VS Sg

PETROLEO

PRESION

INTEGRACION DE LA PRESION CAPILAR

Sg

SIMULACION DE YACIMIENTO MODELO DE STONE-MODIFICADO

LA FORMULA BASICA VIENE DADA POR

MIN RESID PET ATS )1/(

)1/(

))1(/())1(/(

S DONDE )1/()(SSCONNATAAGUA DE PRES EN PETA

RELATIVA PERM:k DONDE ,

om

oo

rocw

SSSSSS

SSSSSDONDE

SSkkFSSkkF

SSSSS

FFSSkk

omwcogg

omwcogw

grocwrogg

wrocwroww

omomwcoomo

gworocwro

SATURACION DE AGUA

SAT DE

G

A

S

DE AGUA Som SE INTERPOLA A PARTIR DE LA SATURACION Sw

SATURACION DE AGUA

SAT DE

G

A

S

DE AGUA Som SE INTERPOLA A PARTIR DE LA SATURACION Sg

SATURACION DE AGUA

SAT DE

G

A

S

PARA IMBIBICION Y DRENAJE SE CALCULAN DE LAS TABLAS CORRESPONDIENTES

SIMULACION DE YACIMIENTOSPERMEABIL. RELATIVAS A 3 FASES

SEGUNDO MODELO DE STONE MODIFICADO

Krog PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETROLEO. EN UN SISTEMA PETROLEO GAS, Sw = Swc

Krow PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETROLEO EN UN SISTEMA PETROLEO Y AGUA

rgrw

rgrocw

rogrw

rocw

rowrocwro

kk

kkk

kkk

kk

-

)(( )

SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO- TABLAS DE SATURACIONES

LAS TABLAS DE SATURACIONES DE PUNTOS EXTREMOS PERMITE DEFINIR SATURACIONES

CONNATAS, CRITICAS Y MAXIMAS EN LA DESCRIPCION DEL FLUJO DE FLUIDOS.

LA OPCION PERMITE SIMULAR YACIMIENTOS QUE POSEEN VARIACION INICIAL DE SATURACIONES CONNATAS O

CRITICAS EN UNA O MAS FASES PRESENTES. EL METODO TIENE APLICACIONES EN EL USO DE PSEUDO

FUNCIONES Y SATS VARIABLES.


MODELOS 3F SE DEFINEN 8 PUNTOS EXTREMOS SWL SATURACION DE AGUA CONNATA SWCR, SATURACION DE AGUA CRITICA SWU, SATURACION DE AGUA MAXIMA SGL, SATURACION DE GAS CONNATA SGCR, SATURACION DE GAS CRITICA SAGU, SATURACION DE GAS MAXIMA SOWCR,SATURACION CRITICA DE PETROLEO,O-W SOGCR,SATURACION CRITICA DE PETROLEO,O-G


LA OPCION ESCALAMIENTO PERMITE DEFINIR NUEVOS VALORES PARA CADA UNA CELDA MANTENIENDO DATOS CONSISTENTES EN LAS TABLAS DE SATURACION

EL CONJUNTO DE LOS 8 PUNTOS EXTREMOS SE APLICAN EN CORRIDAS DE 2 FASES

CUANDO LOS VALORES Kr Y Pc, SE REQUIERE CALCULAR DETERMINADAS SATURACIONES EQUIVALENTE PARA USAR LOS DATOS NO ESCALADOS. EJEMPLO SIGUIENTE


CUANDO SE REQUIERE Kr Y Pc A DETERMINDA SATURACION SE USA UNA TRANSFORMACION PARA DETERMINAR LA SATURACION EQUIVAL. PARA USAR LAS TABLAS NO ESCALADAS

UNA CELDA CON SATURACION DE AGUA S, CUYAS SATURACIONES CONNATAS Y MAXIMAS SON Sco Y Smax, DONDE CUYAS VALORES NO ESCALADOS SON S´co Y S´max, LAS Kr Y Pc SE EVALUAN A S´CALCULADAS COMO

)()´´)((´´ ScoSmax

coSmaxSSScoSS co


ADEMAS ES POSIBLE ESCALAR LOS VALORES DE Kr Y Pc USANDO PALABRAS CLAVES KRW Y PCW

LA OPCION HISTERESIS SE ACTIVA CUANDO SE USAN LAS PALABRAS CLAVES ANTERIORES PARA ESCALAR LAS CURVAS DE Kr PARA DRENAJE.

PARA LAS CURVAS DE IMBIBICION SE UTILIZAN LAS PALABRAS CLAVES ISWL, ISWCR, ISWU, ISGL, ISGCR, ISGU, ISOWCR, ISOGCR

CAMBIOS DE IMBIBICION DRENAJE: CARLSON

SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Pc

LOS PUNTOS EXTREMOS DE LAS CURVAS DE Pc SON LAS SATURACIONES CONNATAS Y MAXIMAS, SWL Y SWU PARA W-O; SGL Y SGU PARA O-G.

ES POSIBLE MODIFICAR LOS PUNTOS EXTREMOS PARA LAS CURVAS DE Pc SIN MODIFICAR EL CORRESPONDIENTE ESCALAMIENTO PARA Kro

SWLPC Y SGLPC SE USAN PARA LAS SATURACS CONNATAS

DADAS SWL Y SWLPC SE ESCALAN Kr Y Pc.

SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Pc

ESCALAMIENTO VERTICAL ES POSIBLE ESCALAR LA MAXIMA Pc EN UN

BLOQUE EN BASE A CADA BLOQUE SI SE ESPECIFICAN LOS MAXIMOS Pco-w,o-g COMO

PCW Y PCG. PARA EL CASO O-W Pc = Pct PCW/Pcm Pct: Pc DE LA TABLA Pcm: MAXIMO Pc DE LA TABLA A Sw= Swco PCW: MAXIMO Pc DE LOS DATOS PCW

SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Kr

SE USAN DOS OPCIONES PARA ESCALAR Kr SI NO SE ESPECIFICA, EL ESCALAMIENTO

PRESERVA LA Kr EN DOS PUNTOS EXTREMOS SE SUPONEN LOS PUNTOS EXTREMOS DE Kr PARA CADA

FASE EN SISTEMAS O-W, O-G Krw : SWCR & SWU Krg : SGCR & SGU Krow : SOWCR & (1 - SWL -SGL) Krog : SOGCR & (1 - SWL - SGL)


EN EL CASO DE 3 FASES SE USAN LOS PUNTOS EXTREMOS SIGUIENTES

Krw: SWCR, (1 -SWL-SGL) & SWU Krg: SGCR, (1-SOGCR -SWL) & SGU Krow: SOWCR, (1- SWCR-SGL) & (1 - SWL-SGL) Krog: SOGCR, (1 -SGCR-SWL) & (1. -SWL-SGL) EN EL CASO DE CORRIDAS EN SISTEMAS W-G LOS PUNTO

EXTREMAS SE TOMAN Krw : SWCR, (1 - SGCR) & SWU Krg : SGCR, (1 - SWCR) & SGU


EL SEGUNDO METODO DEBE INTERPRETARSE COMO CORRIDAS EN DOS FASES MOVILES PRESERVANDO LAS Kr EN LOS EXTREMOS DE LA REGION DE 2 FASES

PUEDEN PRESENTARSE PROBLEMAS DE CONVERGENCIA CUANDO EL PUNTO MEDIO SE APROXIMA A LA SATURACION MAXIMA PUEDE ORIGINAR DISCONTINUIDADES EN Krw

ES NECESARIO TOMAR PRECAUCIONES PARA EVITAR LOS CAMBIOS BRUSCOS EN Kr

SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO VERTICAL DE CURVAS DE Kr

ES POSIBLE ESCALAR LA Kr A LA MAXIMA Y CRITICA O RESIDUAL DE LA FASE ASOCIADA

SE UTILIZAN LOS PUNTOS EXTREMOS KRW, KRG Y KRO Y SUS DERIVADAS PARA LA SATURACION MAXIMA Y KRWR, KRGR, KRORW Y KRORG ASI COMO SUS DERIVADAS PARA LA SATURACION CRITICA O RESIDUAL DE LA FASE ASOCIADA.

EL ESCALAMIENTO DE Kr AL AGUA SE MUESTRA A CONTINUACION E IGUAL PARA Kro Y Krg

))máx(

)()((tablaKrw

bloqueKRWtablaKrwKrw


SI SE USA KRWR, EL ESCALAMIENTO DEBE HONRAR Kr A LA SATURACION CRITICA SR DE LA FASE ASOCIADA.

SR = 1 - SOWCR EN SISTEMAS O-W, O-W-G SR = 1 - SGCR EN SISTEMAS AGUA GAS LUEGO LOS DOS CASOS SON

SI Krwmax = Krw(SR) SE SUPONE UNA LINEA RECTA ENTRE KRW Y KRWR. EN CUALQUIER CASO LOS PUNTOS EXTREMOS SE HONRAN

))()((Krw(SR)-Krwmax

KRWR-KRWKRWRKrw

bla)Krw(SR)(tae)KRWR(bloquKrw(tabla) Krw

SRKrwtablaKrwSRSW

SRSW

VARIACIONES DEL PUNTO EXTREMO A TRAVES DE LA ZONA DE TRANSICION

EN YACIMIENTOS DONDE SE REQUIERE MODELAR LA VARIACION VERTICAL DE LA SATURACION CRITICA DE UNA FASE PARA QUE COMIENCE A FLUIR COMO SE PRESENTA EN LA FIGURA SIGUIENTE.

ES UNA FORMA CONVENIENTE ES ESPECIFICAR LAS SATURACIONES CON PROFUNDIDADES

ESTAS SATURACIONES TAMBIEN SE PUEDEN CALCULAR EN BASE A LAS MOVILIDADES DE LOS FLUIDOS

DURANTE LA SIMULACION LAS Kr SE RE-ESCALAN

SIMULACION DE YACIMIENTOSMOVILIDADES INICIALES DE FLUIDOS

EL MODELO DEL YACIMIENTO SE DEBE INICIAR CORRECTAMENTE EN EL VOLUMEN Y EN MOVILIDADES DE LOS FLUIDOS

SI LO ANTERIOR NO SE CUMPLE LOS FACTORES DE RECOBRO SE PRONOSTICAN CON ERROR.

SE CALCULA UNA SATURACIÓN PROMEDIO Y UNA MOVILIDAD PROMEDIO

LOS MODELOS TIENEN DIFERENTES MANERAS DE CALCULAR LAS VARIABLES ANTERIORES

ZONA DE

TRANSICION

ZONA DE

AGUA

CONTACTO

AGUA- PETROL.

PETROLEO

AGUA

VOLUMEN INICIAL DE PETROLEO = V(A+B)

VOLUMEN DE PETROLEO MOVIL = VA

SE USA UNA MALLA FINA PARA ESTIMAR Sprom y Mp

SE USA LA IDEA DE PSEUDO FUNCIONES

VARIACION DEL PUNTO EXTREMO DE EN LA ZONA TRANSICION

Pc

SIMULACION DE YACIMIENTOSFUNCION J DE LEVERETT

LA FUNCION J DE LEVERETT QUE SE CORRELACIONA CON PROPIEDADES DE ROCA. ECUACIONES BASICAS

)(

2/1

;

2/1

;

)(

unidadesconstwo

escalatablaswo

UK

CteF

FPcPcKPcSwJ

INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.

PVT- MUESTRAS FLUIDOS DE YAC.ANALISIS COMPORTAMIENTO PVTPRUEBAS DE LABORATORIOCORRELACIONES EMPIRICASPRESION DE BURBUJEO(Pb): DEFINICIÓN.

MEDIDAS. CORRELACIONES DE STANDING, BORDEN Y RZASA, LASATER, VASQUEZ Y BEGGS, GLASE, OTRAS

INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

PRESION DE ROCIO,Pd, DEFINICION. MEDIDA EN LAB., CORRELACIONES DE NEMETH Y KENNEDY.

RELACION GAS EN SOL. PET. (Rs). DEFINICION. MEDICION. LABORATORIO Y CORRELACIONES. .

DEPENDE: P, T, °API, Ggas, TIP LIB.


CORRELACIONES ESTIMAR Rs.: BEAL, STANDING, LASATER, LASATER, VASQUEZ- BEGGS, OTROS

COMPRESIBILIDAD DEL GAS, Z.GASES REALES: PV = n Z R T. 0.8-1.2MEDIDA EN LAB Y CORRELACIONES COMO

STANDING Y KATZ. FUNCION DE GRAVEDAD, TEMPERATURA Y PRESION PSEUDOREDUCIDAS.


FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS BgVOLUMEN EN EL YACIMIENTO DE LA

UNIDAD VOLUMEN EN SUPERFICIEBg = 0.00504 Z T/p, BY/PCN-MEDIDO EN LAB- CORRRELACIONESFACTOR VOLUM. PETROLEO., Bo. DEPENDE DE P Rs y T ORD 10EXP -3


Bo = (1+ Vp) (1+ Vt), FS.18-19, (1.2-1.7)EQUIVALENTE A VOLUMEN DE

PETROLEO EN SUPERFICIE MAS GAS EN SOLUCION. LAB Y CORRELACION.

CORRELACION .DE STANDING Y KATZ, STANDING, VASQUEZ Y BEGG, BORDEN Y RATZ, OTROS.

COMPRESIBILIDAD POR ENCIMA Pb.


FACTOR VOLUMETRICO TOTAL, BtRAZON DE VOL DE PETROLEO MAS GAS

DISUELTO Y LIBRE/ VOL. PET.FIG 26..POR ENCIMA Pb, Bo = Bt.MEDIDA LAB Y CORRELACIONES COMO

STANDING, GLASE, OTROS.CORRELACIONES Y REQUIERE

INFORMACION MAS DETALLADA.


FUNCION Y- AJUSTE DE DATOS PVTY = (Pb - P)/(P (Bt/Btb - 1)); Bt = vtY vs P, LINEA RECTA PAPEL NORMALDATOS PRESENTAN DISPERSIONCORRIGEN CON LA MEJOR RECTA YUNA FORMA DE VALIDAR DATOSDESVIACIONES CERCA DE Pb


FACTOR VOLUMETRICO AGUA, BwBw = VOL YAC/VOL CN-INCLUYE GASCORRELACION DODSON-STANDING,

NUMBERE-BRINHAM-STANDING, McCAIN. VALORES APROX A 1.O...

Rsw: GAS EN SOLUCION AGUA CORRELACIONES CULBERSON .MACKETTA.

VALORES 10-5O PCN/B


VISCOSIDAD. RESISTENCIA A FLUIRVISCOSIDAD DEL PETROLEO, DEPENDE DE P, T -GAS EN SOL.COMPORTAMIENTO FUNCION DE PbANALISIS FIG. 37. DETERMINA PVTCORRELACIONES: BEAL, BEGGS Y

ROBINSON, ASTM, GENERALIZADA (PETROLEOS MUERTOS)

O


ERRORES CORR. DE VISCOSIDADASTM MENOR DE 25%, BEAL 4.64%, BEGGS

Y ROBINSON O.64%, GENERALIZADA 20%.UNIDADES CP, POISE, DINAS SEG/CM

SEGUNDOS SAYBOLT, FUROL, ENGLER, REDWOOD

CONVERSION FIG 44 - VCS PET. ENTRE (O.3-MILLONES)CPS

2


VISCOSIDAD DEL GAS MENORES QUE PETROLEO Y AGUAORDEN ENTRE 0.01 Y O.05 CPSDETERMINADO EN LABORATORIO Y

CORRELACIONES: GPSA, CALHOUN, CARR, KOBAYASHI Y BURROWS, LEE Y ASOCIADOS.

VISCOSIDAD AGUA..0.2 - 2 CP. CORR. VAN WINGEN-OTRO, MCCAIN.

g


COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO CAMBIO DE VOLUMEN CON P-T CTE

Co = - 1/V (dV/dP) = 1/Bo(dBo/dP), T=C Bo=Bob EXP(- Co(P - Pb)) Ec 141 P PbCo = -((Bo - Bob)/(P - Pb))/Bob, P PbCo = - 1/Bo((dBo/dP)-Bg(dRs/dP)) a T

CTE A PRESIONES DEBAJO Pb


CORRELACIONES PARA CoCALHOUN, TRUBE, VASQUEZ Y BEGGS,

RAMEY, MACAIN Y ASOC.COMPRESIBILIDAD DEL GASCg = 1/P - 1/Z dZ/dP A T CTE.Cg = 1/P A T CTE, PARA GAS IDEAL.CORRELACIONES TRUBE, MATTAR Y

ASOC., ORDEN 5 * 10 EXP(-4)

INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOSCOMPRESIBILIDAD DEL AGUA, CwCORRELACIONES DE DODSON Y

STANDING, MEEHAN, OSIF, OTROSVARIA ENTRE 2 - 4 10 EXP(-6)Cw=-(dBw/dP -Bg dRsw/Dp)Bw, P PbCOMPR. PROMEDIO Y EFECTIVACt = So Co + Sw Cw + Sg Cg +CfCoe=Ct/So, Cwe=Ct/Sw,Cge=Ct/SgK/ = Ko/ o + Kw/ w + Kg/ g


COMPRESIBILIDAD DE ROCAS-FORM.CORRELACIONES HALL, VAN DER

KNAAP, RATT Y NEWMAN.CALIZAS Y ARENISCAS FUNCIONPOROSIDAD VIENE EN FRACCION ORDEN 1-1OO EXP(-6) EN LPC(-1)MUY IMPORTANTE EN VARIOS YAC.

DENSIDAD DEL PETROLEOFUNCION DE LAS DENSIDADES DEL

PETROLEO Y DEL GAS, Rs o = ( ost + 0.0136 g Rs)/ Bo, lbs/PCCORRELACIONES STANDING, METODO

DE STANDING, ALANI Y KENNEDY Y GOTTFRIED

g = P M/ZRT, VER UNID. TODAS



DENSIDAD DEL GAS g = P M / Z R T. UNIDADESDENSIDAD AGUA, w = wst /BwFACTOR DE EXPANSION DEL PET. o = op/ or (T - Tr)..Ec 218FAROUQ ALI: SIN DAT 5 10(-4)°F(-1)EXP GAS. g = 1/T+1/Z(dZ/dT) P CTE


EXPANSION TERMICA DEL AGUA w = Bw/ (Bw T) PVT vs PRUEBAS DE LAB.SOFTWARE/PVT. MABAL, ECLIPSEUSO DE EXCELFACTORES DE CONVERSION..p 159UNIDADES…p…162

DL

DDDL L

L-7000’-7000’

-14000’-14000’

18 Km18 Km F. PU

EBLO

VIEJO

???

?? ?

??

? ??

? ??

?

?

? ? ?

???

?? ?

EOC. C SUP.

EOC. C INF.

GUASARE.

GUASARE.GUASARE.

GUASARE.EOC. C INF.

EOC. C INF.

EOC. C INF.

EOC. C SUP.

EOC. C SUP.

EOC. C SUP.

EOC. C SUP.

EOC. C INF.

EOC. B INF.EOC. B INF.



EOC. B INF.EOC. B INF.EOC. B INF.EOC. B INF.

EOC. B SUP.

EOC. B SUP.EOC. B SUP.EOC. B SUP.

EOC. B SUP.

LAG’S. INF. LAG’S. INF. LAG’S. INF.

LAGUNA. LAGUNA. LAGUNA.

BACHAQUERO.

BACHAQUERO.

BACHAQUERO.

MODULO

BALANCE DE MATERALES

BALANCE DE MATERIALESSUPOSICIONES

EL VOLUMEN POROSO DEL YACIMIENTO SE CONSIDERA CONSTANTE

LOS CALCULOS SE EFECTUAN A UNA PROFUNDIDAD DE REFERENCIA (DATUM)

PVT REPRESENTAN LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

LA EXPANSION DE ROCA Y AGUA CONNATA SON DESPRECIABLES

BALANCE DE MATERIALESSUPOSICIONESLOS FLUIDOS EN EQUILIBRIO . NO HAY

DIRECCION AL FLUJOLA TEMPERATURA SE CONSIDERA

CONSTANTEBw, Rsw, PROPIEDADES DE LA ROCA SE

SUPONEN CONSTANTES Y CONOCIDOS.SE CONOCEN LOS DATOS PRODUCCION Y

PRESION Y SE PUEDE ESTIMAR EL FUTURO

BALANCE DE MATERIALESECUACION GENERAL

BALANCE DE MATERIALES EN EL YACIMIENTO ES IGUAL A:

FLUIDOS PRODUCIDOS, BY = (EXP. DEL(PETROLEO + GAS EN SOLUCION)) BY + (EXPANSION DE LA CAPA DE GAS) BY + (EXPANSION DEL AGUA)BY+ (REDUCCION DEL VPHC) BY, TODO A CONDICIONES DEL YACIMIENTO

BALANCE DE MATERIALES:DEFINICIONES

N: PETROLEO INICIAL, BNG: GAS LIBRE INICIAL EN LA CAPA DE

GAS, BYm = G/ NBoi, BY/BYGp: GAS PRODUCIDO ACUM, PCNNp: PETROLEO PRODUCIDO ACUM, BNRp = Gp/Np, PCN/BN

BALANCE DE MATERIALES:CALCULOS BASICOSEXPANS. DEL PETROLEO= N(Bo - Boi), BYEXPANS. GAS LIBERADO=N(Rsi-Rs)Bg, BYEXPANS CAPA GAS=mNBoi(Bg/Bgi-1), BYREDUCCION VPHC= CAMBIOS DE

VOLUMENES DE AGUA, ROCA, CAPA GAS Y ENTRADA DE AGUA(ACUIFERO)

d(VPHC) = -dVw + dVporoso - dVacuífero - dVcapa de gas

BALANCE DE MATERIALESECUACIONES BASICAS

-d(VPHC) = (1+m)NBoi (Cw Swc+ Cf) P /(1- Swc) + We = Efw + We

PRODUCCION DE FLUIDOS=Np(Bo+(Rp-Rs)Bg) + WpBw - WiBw - Gi Bg = F, BY

IGUALANDO SE OBTIENE EGBM VARIANTES DE LA EC DE LA BAL MAT. SE CONOCE LA INFORMACION DE Np, Gp, PVT, Wp,

m; EXCEPTO N Y We

BALANCE DE MATERIALESEGBM COMO LINEA RECTA

LA EGMB COMO UNA LINEA RECTAF = N( Eo + mEg + Efw) + WeEo = EXP DEL PETROLEO + GAS INICIAL EN

SOLUCIONEo = Bo - Boi + (Rsi -Rs) Bg, BY/BNEo = Bt - BtiEg = Boi(Bg/Bgi - 1), BY/BNWe = C f(P,t), SOLUCIONES DE HURST, V.E&H,

FEKOVITCH, CARTER Y TRACY

BALANCE DE MATERIALESECUACIONES SIMPLIFICADAS

CASO We =0, Wi, Gi=0, EGBM REDUCE ANp(Bt+(Rp-Rsi)Bg) +WpBw = N((Bt-Bti) +

Bo(Cw Swi+ Cf)/(1-Swi) P)CASO P ENCIMA DE Pb, PETROLEO NO

SATURADO, Rp = Rs = Rsi, Bt = BoNp/N = Boi/Bo Ce PCe = (Co So + Cw Sw + Cf)/(1 - Swi)

BALANCE DE MATERIALESECUACIONES SIMPLIFICADAS

DEBAJO Pb, CASO We = 0, Cf = 0Np/N = (Bt - Bti)/(Bt + (Rp - Rsi) Bg)PREDICCIONES REQUIEREN LAS ECS.So = (1 - Np/N)(Bo/Boi)(1 - Swi)R = Rs+(Bo/Bg)(krg/kro) ( o/ g)Rp = Gp/Np = R Np/ Npkr: PERMEABILIDADES RELATIVAS

BALANCE DE MATERIALESYACIMIENTOS DE GAS

EGBM COMO UNA LINEA RECTA ESF = G( Eg + Efw) + WeF: FLUIDOS PRODUCIDOS, BYF= Gwgp Bg + Wp BwGwp : GAS HUMEDO ACUM. PROD,

PCN = Gp + Npc FcGp: GAS SECO ACUMULADO PROD.


Npc: PROD ACUM DE CONDENSADOS, BNFc : FACTOR CONV CONDENS. PCN/BNFc = 132.79 c /Mc c= GRAVEDAD ESP CONDENSADO( w=1)Mc = PESO MOLECULAR DEL

CONDENSADOMc = 6084/(°API - 5.9)G : GAS HUMEDO EN EL YAC., PCN


Eg = Bg - BgiEfw = EXPANSION DEL AGUA Y

REDUCCION DEL VP, BY/PCNEfw = Bgi Ce (Pi - P)Efw = Bgi(Cw Swi + Cf)/(1-Swi) PYAC. GAS EMP. POR AGOTAMIENTO, We y

Efw SON CERO, EBM GAS SECOP/Z = Pi/Zi(1 - Gp/G), P/Z vs Gp RECTA

BAL. DE MATERIALESEBM COMO LINEA RECTA

YACIMIENTOS DE PETROLEOF = N(Eo + mEg + Efw) + WeF = N Et + We, We =0, GAS EN SOLUCIONF = N Et, F vs Et. N = PENDIENTEYACIMIENTOS CON CAPA DE GAS, m 0SE SUPONE m y SE CALCULA F vs EtPENDIENTE AUMENTA, m PEQUEÑO,PENDIENTE DISMINUYE, m GRANDE

BAL. DE MATERIALESEBM COMO LINEA RECTA

YACIM. CON CAPA DE GAS, We = 0F/Eo = N + m N (Eg/Eo), F/Eo vs Eg/EoN = INTERCEPTO, mN = PENDIENTEMETODO DE HAVLENA Y ODEH YAC.

CON EMPUJE POR AGUA.F/Et = N + We/Et = N + C f(P,t)/EtREPRESENTAR F/Et vs f(P,t)/EtN = INTERCEPTO, C = PENDIENTE

BALANCE DE MATERIALESEBM - LINEA RECTA

We REQUIERE ANALISIS ESPECIALGRAFICO F/Et vs We/Et, LINEA RECTA, We

OKPENDIENTE DISMINUYE, We GRANDEPENDIENTE AUMENTA, We PEQUEÑOPENDIENTE CAMBIA DE DIRECCION, LA

GEOMETRIA ES INCORRECTA: LINEAL, RADIAL, ANGULAR, OTRA

BALANCE DE MATERIALESEBM LINEA RECTA

METODO DE CAMPBELL-INT. AGUAF/Et vs F, N = INTERCEPTOHORIZONTAL, We = 0, INCLIN. We 0METODO DE AJUSTE DE PRESIONESP vs Np, N, m y We, SE OBTIENEN POR

MINIMOS CUADRADOS U OTROS.EL PROGRAMA MBAL INCLUYE ESTOS

ANALISIS.

BALANCE DE MATERIALESEBM - LINEA RECTA

YACIMIENTOS DE GASECUACION GENERAL, F = G Et + WeEt = Eg + EfwYACIMIENTOS SIN We, AGOTAMIENTOF = G Et, F vs Et, G = PENDIENTEYACIMIENTO DE GAS CON We, Efw = 0F/Eg = G + We /Eg, G = INTERCEPTOPENDIENTE = C, INTRUSION - AGUA

BALANCE DE MATERIALESEBM -LINEA RECTA

HAVLENA Y ODEH, YACIMIENTO DE GAS CON We

F/Et = G + C f(P,t)/Et, F/Et vs f(P,t)/EtG = INTERCEPTO, C = PENDIENTEMETODO DE COLEF/Et vs F, G= INTERCEPTO,

HORIZONTAL We=0, INCLIN. We 0

BALANCE DE MATERIALESEBM LINEA RECTA

YACIMIENTOS DE GASMETODO DE AJUSTE DE P vs GpAJUSTAR PARA OBTENER G Y We CON

LA MININA DESVIACIONP/Z PARA CUALQUIER YACIMIENTOP/Z = (1- Gp/G)Pi/Zi, EBMLR, PEND=1/GRECTA AGOTAMIENTO, PENDIENTE

AUMENTA We PENDIENTE VARIA, P

ANALISIS DE LA EGBM

LA EGBM SE PUEDE ESCRIBIR COMO SIGUE (N(Eo + Boi Ce P) + mN(Eg + CeBoi P)+We)/F = 1, LUEGO LA EGBM SE PUEDE SEPARAR EN VARIOS

TERMINOS Y DEFINIENDO LOS INDICES DE EMPUJES POR GAS EN SOLUCION, CAPA DE GAS E HIDRAULICO COMO IGS, ICG Y IEH

IGS = N(Eo + Ce Boi P)/F, IEH = We/F ICG = mN(Eg + Boi Ce P) RESULTA QUE IGS + ICG+ IEH = 1 PUEDEN REPRESENTARSE GRAFICAMENTE

Eficiencia de Recobro (%)

Rel

ació

n Py

/Pi (

%)

.

100

0 10 20 30 40 50 60

0

20

40

60

80

EXPANSIÓN DE LA ROCA

GAS EN SOLUCIÓN

EXPANSIÓN EXPANSIÓN CAPA DE GASCAPA DE GAS

EMPUJE EMPUJE HIDRAULICOHIDRAULICO

SEGREGACION GRAVITACIONAL

Mecanismos de Producción Primarios

Grandes volúmenes de crudo serían dejados en sitio si los yacimientos fuesen producidos solo por mecanismos primarios

INTRUSION DE AGUA- METODOS DE CALCULO

VAN EVERDIGEN Y HURST 1949SOL ECUACION DIFUSIVIDAD, Plim CTEHISTORIA DE PRESION SE SUSTITUYE POR

ESCALONADA DISCRETAUSA SUPERPOSICION- SUMACARTER-TRACY Y FETKOVICH

SIMPLIFICAN Y FACILITAN EL CALCULOCR-TR, USA TASA TERMINOS CTE

INTRUSION DE AGUA- METODOS DE CARTER-TRACY

Wej = Wej-1+((C PDj - Wej-1 P´j)/ Pj - tDj-1 P´j)) (tDj - tDj-1)

We: INT. AGUA ACUMULADA, BY C = 1.119 f h c , BY/psi, ro, RADIO DEL YACIMIENTO, pies, c COMPRES= Cw + Cf, f= ANGULO DE INTRUSION

tD : TIEMPO ADIMENSIONAL, tD = 0.00634 kt/( c ), t DIAS

Pj =ao+ a1 Td +a2 LTd+a3LtDE(2)

2ro

ro2

ro2

INTRUSION DE AGUA- METODOS DE CARTER-TRACY

LAS CONSTANTES HAN SIDO CALCULADAS POR FANCHI PARA DIF. rD = re/ro, re: R ACUIFERO

SIMILAR A VE&H- MAS FACILMODELO QUE PUEDE USARSE CON

HAVLENA Y ODEH.f(P,t) DE EGBM SE CALCULA CON

ECUACIONES DE CARTER Y TRACY.

DETALLES DEL CALCULO DE MECANISMOS RECOBRO DE PETROLEO

OOO

OOOO

OOO

to

dtto

tdtt

tdtt

B1)()(

B1)(

B1

B1)()(

B1)(

B1)(

B1)()(

ASI ONCONSERVACI DE ECUACIONLA RESULTA d(OIP) OEXPANDIEND

B1

B1

B1 ),(SS ¨),(VPVP

SIGUIENTES ESDEFINICION LAS USANDO CALCULAN SE PRODUCCION DE MECANISMOS LOS POR RECOBRO EL

1VP1VP d(OIP)

PETROLEO DEL ONCONSERVACI DE ECUACION

dSdPVddSdPVdSPV

SdPVdSdPVdSPVdSPVdOIPd

dSdVPd

BS

BS

oott

ot

t

o

t

ott

o

tto

tdtt

o

t

o

to

dtt

o

dtto

DETALLES DEL CALCULO DE MECANISMOS RECOBRO DE PETROLEO

ECUACIONES DE LOS DIF MECANISMOS

0DE Y DE,DGDGRESULTA DG,A SUMA SE DE BURBUJEO, DE PUNTO DEL DEBAJO POR

1)(VPDG GAS, POR EMPUJE

1)(VPDW AGUA, POR EMPUJE

RESULTA DS, EN SUST LUEGO ),()()d(S ,

)(1DE PETROLEO, DEL EXPANSION

1)(-VPDS ,SATURACION DE CAMBIO

1S d(VP)- DC ROCA,LA DE ONCOMPACTACI

dtt

dtt

o

dtt

to

t

og

t

ow

o

dtto

t

t

oo

dtt

o

BSd

BSd

SgdSwdADEMAS

VPdB

dSVP

BSd

B

MECANISMOS DE PRODUCCION POR SIMULACION DE YACIMIENTOS

EN EL CASO DE UNA CELDA SATURADA AL REDUCIR LA PRESION EL TERMINO (DE) ES NEGATIVO PUESTO QUE 1/Bo AUMENTA, LUEGO SE ACUMULA CON DG, POR CONSIGUIENTE

DG = DG - DE, Y DE = 0 LA PRODUCCION DE PETROLEO POR LOS

DIFERENTES MECANISMOS(DC,DW,DG,DE) SE SUMAN EN TODOS LOS BLOQUES E INTERVALOS DE TIEMPO.

EN ALGUNOS CASOS NO SE APLICA.

MECANISMOS DE PRODUCCION COMPACTACION DE LA ROCA

EL SIMULADOR ECLIPSE Y OTROS, LA COMPACTACION LA MODELAN COMO COMPRESIBILIDAD, DATOS TABULADOS EN FUNCION DE PRESION QUE PUEDE SER REVERSIBLES E IRREVERSIBLES, SE PUEDE INCLUIR LA POSIBILIDAD DE MODIFICAR LA TRANSMISIBILIDAD EN f(P), UN MODELO DE HISTERESIS.

CUANDO LA P DEL BLOQUE AUMENTA LA COMPACTACION PUEDE SER REVERSIBLE E IRREVERSIBLE


LA COMPACTACION MODIFICA LA TRANS. POR EL CAMBIO DEL VOLUMEN POROSO

LA PRESION DE SOBRECARGA MENOS LA PRESION DE FLUIDOS ES EL ESFUERZO EFECTIVO EN FUNCION DEL CUAL SE REPRESENTA LA COMPACTACION.

ALGUNAS ROCAS COMO LAS YESO SE PRODUCE UNA COMPACTACION INDUCIDA CUANDO SE CONTACTAN CON AGUA QUE PUEDEN SER SUMINISTRADAS POR TABLAS EN FUNCION DE P Y Sw


EL SIMULADOR ECLIPSE Y OTROS, LA COMPACTACION LA MODELAN COMO COMPRESIBILIDAD, DATOS TABULADOS EN FUNCION DE PRESION QUE PUEDE SER REVERSIBLES E IRREVERSIBLES, SE PUEDE INCLUIR LA POSIBILIDAD DE MODIFICAR LA TRANSMISIBILIDAD EN f(P), UN MODELO DE HISTERESIS.

CUANDO LA P DEL BLOQUE AUMENTA LA COMPACTACION PUEDE SER REVERSIBLE E IRREVERSIBLE

MECANISMOS DE PRODUCCIONEMPUJE POR GAS EN SOLUCION

EL PROCEDIMIENTO PRECEDENTE NO DIFERENCIA ENTRE LA PRODUCCION POR GAS LIBRE Y GAS EN SOLUCION

LA PRODUCCION PUEDE SUBDIVIDIRSE ENTRE LO CORRESPONDIENTE A GAS LIBRE Y GAS EN SOLUCION.

PUEDE UTILIZARSE UN INDICE Fs = 1 PARA GAS DISUELTO Y 0 PARA GAS LIBRE

LIBRE GAS POR PRODUCCION ,/)()1(SOLUCION EN NTEORIGINALME Sg DE FRACCIONFs ,/)(**

BoSgdFsVPDFBoSgdFsVPDS

MECANISMOS DE PRODUCCION - EMPUJE HIDRAULICO

UN PROCEDIMIENTO SIMILAR AL CASO PREVIO SE UTILIZA PARA DISTINGUIR ENTRE EL EMPUJE HIDRAULICO Y EL AGUA INYECTADA. ORIGINALMENTE Ft SE CONSIDERA 1.0, CERO AGUA INYECTADA.

ASI SE PUEDEN CALCULAR DWT Y DWR, LAS PRODUCCIONES POR We Y Wi

INICIALAGUA AL ECORRESPOND QUE FRACCIONLA ES /)(*)1(*

/)(**

FtBoSwdFtVPDWR

BoSwdFtVPDWT

SIMULACION DE YACIMIENTOS-MANEJO DE ACUIFEROS

LA MALLA SE EXTIENDE AL ACUIFERO USANDO BLOQUES DIFERENTES CON MAYOR DEFINICION EN EL YACIMIENTO

REQUIERE + MEMORIA DEL COMPUTADOR PUEDE REPRESENTARSE EL ACUIFERO

MEDIANTE EL TERMINO PRODUCC/INYEC. SE UTILIZAN LAS DIVERSAS FORMAS DE

MANEJAR ACUIFERO PARA FLUJO CONT Y NO CONTINUO: HURST, VE&H, FEKOVITCH

UN EJEMPLO SE MUESTRA COMO SIGUE


TASA DE FLUJO DE AGUA EN BLOQUE m

lpca-Bw/día agua, deintrusión de constante Cacuífero el a referido bloque del área

contornoen prom.presión P /

)(/)()(

m

,

,11

mwtwmw

nmw

nwm

w

nenemw

PBCq

PPBCtB

tWtWq

m

m


EN ECLIPSE EL ACUIFERO SE MODELA POR UNA FILA DE CELDAS CONECTADAS AL YACIMIENTO

LA PALABRA CLAVE AQUNUM EN LA SECCION GRID SE USA PARA DEFINIR LAS PROPIEDADES COMO LONGITUD, AREA SECCIONAL, POROSIDAD, PERMEABILIDAD PRESION INICIAL PROFUNDIDAD, PVT Y Kr

EL ACUIFERO DEBE ESTAR CONECTADO A LA CARA DEL YACIMIENTO CON AQUCON

LAS CELDAS DEL ACUIFERO ESTAN CONECTADAS LAS CELDAS DEL ACUIFERO ESTAN AISLADAS DEL

YACIMIENTO


LA TRANSMISIBILIDAD ENTRE CELDAS DEL ACUIFERO VIENE DADO POR

ESTA EXPRESION SE USA TANTO PARA GEOMETRIAS CARTESIANAS Y CILINDRICAS

SE PRESENTAN LAS APROXIMACIONES DE FETKOVICH Y CARTER-TRACY

LONGiXSECTi*PERMXi*2Ti DONDE

/1/1

TjTiCDARCYTR

MANEJO DE ACUIFEROSFETKOVICH

EL MODELO DE FETKOVICH USA UNA APROXIMACION SIMPLIFICADA DE IP Y BALANCE DE MATERIALES ENTRE P Y We PARA EL ACUIFERO

LA INTRUSION DE AGUA DEL ACUIFERO SE MODELA POR LA ECUACION

acuífero elcon comunicado bloque del área :

acuífero-bloque del cara la de area el es m donde

)(

i

i

ii

iii

aiiai

AAm

Amdonde

ddgppJQai


LA PRESION DEL ACUIFERO SE OBTIENE POR BALANCE DE MATERIALES.

EL COMPORTAMIENTO DEL ACUIFERO DEPENDE DE DOS PARAMETROS, LA CONSTANTE DE TIEMPO DEL ACUIFERO Y EL INDICE DE PRODUCTIVIDAD

)( aaowota ppVCW

JCtVwoTc


BAJO LA SUPOSICION QUE LA PRESION DEL YACIMIENTO ES UNIFORME EN EL BLOQUE QUE CONECTA AL ACUIFERO, LA TASA DE INTRUSION DE AGUA PROMEDIO EN EL INTERVALO DE TIEMPO DELTA t ES

LA INTRUSION DE AGUA ACUMULADA SE CALCULA A CADA INTERVALO DE TIEMPO CUANDO SE ACTUALIZA LA PRESION, P

Tct

TctddgppJQ aiiaiai /)/exp(1))((

MANEJO DE ACUIFEROSCARTER - TRACY

METODO SIMPLIFICADO QUE EVITA LA SUPERPOSICION, UTILIZANDO TABLAS Y SE APLICA A YACIMIENTOS DE FORMA ARBITRARIA

LOS PARAMETROS BASICOS SON Td, CONSTANTES TIEMPO E INTRUSION DE AGUA

cot

a

otwc T

trChCk

rCT D

22

1

2

t, cy

MANEJO DE ACUIFEROSCARTER - TRACY

EL MODEL DE CARTER TRACY EXPRESA LA CAIDA DE PRESION EN EL CONTORNO EN TERMINOS DE PRESION ADIM, PID

LOS TERMINOS PDI Y SUS DERIVADAS SE OBTIENEN DE TABLAS SIMILARES A LAS CONOCIDAS DE VAN EVERDIGEN Y HURST

We SE CALCULA EXPLICITO AL FINAL Dt

conocidos términosdecalculan se by a donde )()(b(p-aQ

i bloque al acuífero del Qa flujo de tasala donde )(

iiai

I

tptt

tPIQ

pp

i

DDa

ao

MANEJO DE ACUIFEROSFLUJO CONSTANTE

EL FLUJO DEL ACUIFERO SE CONSIDERA CONSTANTE Y ES SUMINISTRADO AL SIMULADOR

LA TASA DE FLUJO EN EL BLOQUE DE UN ACUIFERO DE FLUJO CONSTANTE ES

LA CONSTANTE DEL ACUIFERO SE SUMINISTRA A CADA TIEMPO Y PUEDE VARIAR CON EL TIEMPO.

dato como acuífero del flujo Fa donde iiaai mAFQ

Exploración y ProducciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónPDVSAPDVSAPDVSA

Programa técnico para Gerentes de la función ProducciónPrograma técnico para Gerentes de la función Producción Abril 1999Abril 1999

CIEDCIEDCIEDPDVSAPDVSAPDVSA

FURRIALFURRIALFURRIAL

1”

S/R

IP: 17 B/D/LPC

IP: 80 B/D/LPCIP: 36 B/D/LPC

MODULO CURVAS DE DECLINACION DE

PRODUCCION

CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION

ECUACIONES DE LAS CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION DE LOS YACIMIENTOS

LA EXPRESION MATEMATICA GENERAL PARA LA TASA DE DECLINACION D DE UN YACIMIENTO ES

AHIPERBOLIC DE ESPARTICULAR CASOSARMONICA Y LEXPONENCIAARMONICA YA HIPERBOLIC CONSTANTE, NDECLINACIO O LEXPONENCIA

:SIGUE COMOBASICOS TIPOS 3 ORIGINAN VARIABLE, O CONSTANTE SER PUEDE D

EXPONENTE.n CONSTANTE,K A.M,D, TIEMPO, t AÑO, O MES DIA, POR PRODUCCION ES q DONDE

nKqqdtdq

D


CURVAS DE DECLINACION EXPONENCIAL O DECLINACION CONSTANTE

CORRESPONDE AL CASO GENERAL DONDE K ES CONSTANTE Y n = 0, O SEA

D

eqqDtqq

Kqdtdq

D Dtit

i

t

tit

t

i

qqNp

tTIEMPOA Np ACUMULADA, PRODUCCIONLA t tiempoa producción de tasaq

inicial producción de tasaq DONDE

ln

CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION UNA CONSTANTE PRACTICA PARA DECLINACION

EXPONENCIAL ES COMO SIGUE.

A IGUAL ESA t Np Y q LUEGO,

1)n(0 ,qdtdq

- D

AHIPERBOLIC NDECLINACIO

´)1ln()/ --ln(1D POR DADO VIENE D´ Y D ENTRE

RELACIONLA AÑO. PRIMER EL PRODUCCION DE

TASA LA DE CAMBIO EL ES Q DONDE ,/´

n

i

i

Kq

Dqq

qqD

LA TASA Y PRODUCCION ACUMULADA, SONCURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION

t

i

i

i

i

i

i

nt

ni

ni

niit

qq

Dq

tDq

Kq

Dnqqq

tnDqq

lnNp , )1(

q LLUEGO, ,qD

K

ESK INICIAL CONDICIONLA PARA Y q

dq/dt-D

POR DADO VIENE D LUEGO1 n A ECORRESPONDHARMONICA NDECLINACIOLA

)1()(

Np

PORDADA VIENEACUMULADA PRODUCCIONLA INICIAL NDECLINACIO DETASA D DONDE

,)1(

tti

i

11

t

i

1

LAS CURVAS DE DECLINACION ES UNA HERRAMIENTA IMPORTANTE PARA EL ANALISIS DE LA PRODUCCION DE LOS YACIMIENTOS.

SE APLICA POR POZO, POR REGIONES O TODO EL YACIMIENTO.

REQUIERE QUE LA PRODUCCION SE ENCUENTRE DECLINANDO EN YACIMIENTOS EXPLOTADOS.

SE RECOMIENDA QUE SE HAYA PRODUCIDO AL MENOS 10% DEL RECOBRO.

APLICA MAS EN YACIMIENTOS CON EMPUJE POR GAS EN SOLUCION QUE HIDRAULICO.

TIENE VARIANTES PARA SER APLICADOS EN PROYECTOS DE INYECCION DE AGUA.

OFM Y MBAL POSEEN LA OPCION PARA USARLAS



MBAL DISPONE DE LA OPCION ANALISIS DE CURVAS DE DECLINACION

UTILIZA LA APROXIMACION PARA USAR DECLINACION EXPONENCIAL E HIPORBOLICA

)1ln(Np 1,a se )1)**1(1-a

1Np

inicialn declinacio :b a,hiperbólicn declinacio de constante :a

inicial produccion :q DONDE )**1(

)11(

i

i

1

tbbqtab

bq

tabiqq

ii

iai

i

i

a

i

CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION LA HERRAMIENTA CURVA DE DECLINACION EN

MBAL SE PUEDE UTILIZAR PARA AJUSTAR HISTORIA Y PARA PREDICCION

PUEDE CONSIDERAR YACIMIENTOS DE PETROLEOS NEGROS, GAS Y CONDENSADO.

LA HISTORIA DE PRODUCCION PUEDE SER SUMINISTRADA POR YACIMIENTO Y POR POZO INDIVIDUAL.

LOS DATOS SE SUMINISTRAN POR POZO INDICANDO NOMBRE, FECHA DEL INICIO DE PRODUCCION, PRODUCCION INICIAL Y TASA DE DECLINACION

POSEE COMANDOS DE HISTORIA Y PREDICCION, GRAFICOS Y OTROS ASPECTOS DE INTERES. TIENE OPCION PARA IMPORTAR DATOS.

20406080 Inyec. Real

Pronost. Inyec.Inyec Req.

Inye

cció

n

(MB

AD

)

COMPORTAMIENTO DEL DEL PROYECTO(PRONOSTICADO Vs REAL)

1000

2000

3000

4000 Presión Prom..Pron. . Presión

Pres

ión

(lpc

)

10203040

1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998

Prod. RealPronost. Prod.

Prod

ucci

ón

(MB

PD)

Caso Tipo: Inyección de Agua C-4, VLA-6/9/21

N

Inyector Activo Inyector Abandonado

SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS

Curso Ing de Yacimientos

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