Recuperacin Secundaria y Mejorada

Captulo III. Conceptos Petrofsicos y del Comportamiento de Fases

Semestre 2016-I

GEPM 1

Objetivo

El alumno definir los conceptos bsicos de petrofsicay del comportamiento de fases, as como suimportancia en la recuperacin de hidrocarburos.

GEPM 2

Examen Conocimientos

1. Defina recuperacin primaria, secundaria y mejorada2. Mencione y explique al menos 3 mtodos de recuperacin mejorada3. Cules son las propiedades petrofsicas bsicas en el temario? De una breve

definicin, pueden ayudarse de frmulas o relaciones4. Cual es la diferencia entre permeabilidad absoluta, permeabilidad relativa y

permeabilidad efectiva5. Defina mojabilidad6. Si tenemos una yacimiento con una saturacin de agua irreductible (Swi) de 15%

y una saturacin de aceite residual (Sor) de 30%, cual sera la mxima cantidadde aceite que podramos recuperar

7. Dibuje un curva de presin capilar con una amplia zona de transicin agua-aceite8. Mencione los tipos de yacimientos, con base en el hidrocarburo que contengan9. Dibuje un diagrama de fases presin-temperatura para un aceite negro10. Defina y grafique: factor de volumen del aceite, relacin de solubilidad gas en

aceite, viscosidad del aceite11. Describa, en sus palabras, por qu cree que es importante en su carrera tener

conocimientos sobre recuperacin secundaria y mejorada

GEPM 3

volumen poros interconectados

volumen Total =

La porosidad representa los espacios libres que hay enel interior de un volumen de roca

Se puede presentar en porcentaje o fraccin

Puede ser absoluta o efectiva

Porosidad ()

GEPM 4

MAYOR

MENOR

Primaria Se establece al momento en el que elsedimento inicialmente se deposita

Secundaria Es el resultado de procesos despus de ladepositacin, generalmente debidos a procesosgeolgicos y geoqumicos. Puede ser de una fractura,vugular o ambas

Porosidad ()

GEPM 5

Mtodos de obtencin:

Directos

Ncleos (anlisis de laboratorio)

Afloramientos (nos dan una idea)

Indirectos

Registros (snico, densidad, neutrn)

Porosidad ()

GEPM 6

Porosidad ()

Mtodos de promedio de porosidad

Aritmtico

Ponderado con espesor

Ponderado con rea

Ponderado con volumen

GEPM 7

Porosidad ()

Calcular el promedio aritmtico y ponderado porespesor de los siguientes datos de porosidad

GEPM 8

Importancia

Definir tipos de roca

Clculos volumtricos y de yacimientos

Volumen poroso original en sitio

Volumen de hidrocarburos

Cantidad de fluidos a inyectar

Porosidad ()

GEPM 9

Saturaciones de Fluidos

Cantidad (en fraccin o porcentaje), que cierto fluidoocupa en el espacio poroso de la roca. La saturacin deun fluido en especfico no puede exceder el 100% delvolumen poroso.

GEPM 10

agua de saturacin ;poros de talvolumen to

poroso medio elen agua de vol.

aceite de saturacin ;poros de talvolumen to

poroso medio elen aceite de vol.

gas de saturacin ;poros de talvolumen to

poroso medio elen gas de vol.

w

o

g

S

S

S

Sw

So

Sg

Sw + So + Sg = 1

Saturaciones de Fluidos

GEPM 11

Saturacin de aceite crtica (Socr)Saturacin de aceite a partir de la cual el aceite comienza a moverse dentro del medio poroso

Saturacin de aceite residual (Sor)Saturacin de aceite que despus de un periodo de produccin por desplazamiento de agua y/o gas, quedar en el espacio poroso

Saturacin de aceite mvil (Som)Saturacin de aceite que puede moverse dentro del espacio poroso

Saturacin de gas crtica (Sgcr)Saturacin de gas a partir de la cual el gas comienza a moverse dentro del medio poroso

Saturacin de agua crtica (Swcr)Saturacin de agua a partir de la cual el agua comienza a moverse dentro del medio poroso

Saturacin de agua connata o congnita (Swc)Saturacin de agua que se encuentra al inicio y en equilibrio en el medio poroso

Saturacin de agua irreductible (Swi)Saturacin de agua mnima que puede tener en el medio poroso

Saturacin de Fluidos

GEPM 12

Saturacin de Fluidos

Mtodos de promediar saturacin de fluidos

Por lo general se pondera con espesor y porosidad

GEPM 13

Saturacin de Fluidos

Ejercicio para calcular saturacin promediada

Calcular So y Swc promedio

GEPM 14

Saturacin de Fluidos

GEPM 15

Saturaciones de Fluidos

Importancia

Junto con el volumen poroso, definen la cantidad dehidrocarburos (lquidos y/o gaseosos) presentes enel yacimiento

Establecen los lmites de la movilidad de los fluidosdentro del yacimiento

Dependiendo del valor de estas, es que un fluidotendr una mayor movilidad con respecto al otro

GEPM 16

Ejercicio

Suponga un yacimiento con la siguiente informacin:

rea: 640 acres

Espesor promedio: 10 pies

Saturacin de agua congnita: 25%

Porosidad efectiva: 15%

Calcular

Volumen poroso (barriles y metros cbicos)

Volumen poroso con hidrocarburos (barriles ymetros cbicos)

GEPM 17

Es una propiedad del medio poroso y es una medidade la capacidad del medio para dejar pasar losfluidos

Definida por Henry Darcy en 1856

Se denomina con la letra K y sus unidades mscomunes son milidarcies (mD) o darcies (D)

Permeabilidad

GEPM 18

Ejercicio

GEPM 19

4 cm

3 cm2

m 1 cp

q = 0.5 cm3/s

dp = 2 atm

=

=

A = cm2

L = cmq = cm3/sDp = atmm = cpk = Darcy, D

Tipos de permeabilidad

Absoluta (K) permeabilidad total de alguna rocamedida con base en el fluido que la satura en un100 %

Efectiva (Ke) permeabilidad de un fluido enpresencia de otro, generalmente menor a laabsoluta, cambia a medida que cambia la saturacin

Relativa (Kr) permeabilidad medida a unasaturacin de fluido especfica expresada como unafraccin del total de la permeabilidad absoluta

Permeabilidad

GEPM 20

Permeabilidad relativa

Permeabilidad

GEPM 21

agua al relativa dadpermeabili ;

aceite al relativa dadpermeabili ;

gas al relativa dadpermeabili ;

k

kk

k

kk

k

kk

w

rw

o

ro

g

rg

Permeabilidad relativa

GEPM 22

Swi, Swcr Sor

Mtodos de obtencin

Permeabilidad

Pruebas de presin-produccin (macro)

Registros (medio)

Ncleos (micro)

Permeabilidad relativa

Laboratorio (pruebas de desplazamiento)

Correlaciones

Permeabilidad

GEPM 23

Es una de las propiedades de los yacimientos masdifciles de determinar

Tiene mas variacin que la porosidad Por lo general un yacimiento contiene distintas capas,

bloques o anillos concntricos con diferentespermeabilidades

Surge la necesidad promediar la permeabilidad paratodo el yacimiento o unidades de flujo

Tipos de promedio: Ponderado Armnico Geomtrico

Permeabilidad

GEPM 24

Permeabilidad

Mtodos de promedio

Ponderada

GEPM 25

Consideraciones No hay flujo cruzado Mismo ancho (w)

Permeabilidad

GEPM 26

Mtodos de promedio

Ponderada

Permeabilidad

Ejercicio

Calcular la permeabilidad:

Promedio aritmtico

Ponderada (suponer w cte)

GEPM 27

Permeabilidad

Resultado

Aritmtico: 164 md

Ponderado

GEPM 28

Permeabilidad

GEPM 29

Mtodos de promedio

Armnica

Permeabilidad

GEPM 30

Mtodos de promedio Ejercicio

Obtener permeabilidad promedio por el mtodoarmnico

Permeabilidad

GEPM 31

Resultado

Permeabilidad

GEPM 32

Mtodos de promedio

Geomtrico Warren y Price (1961) demostraronexperimentalmente que el comportamiento msprobable de una formacin heterognea seaproximaba a un sistema uniforme con unpermeabilidad igual a su promedio geomtrico

ki = permeabilidad de la muestra ihi = espesor de la muestra in = numero total de muestras

Si h es igual para todas las muestras

Permeabilidad

GEPM 33

Mtodos de promedio Ejercicio

Calcular la permeabilidad promedio por el mtodogeomtrico

Permeabilidad

Resultado

GEPM 34

Importancia

Controla en gran medida el flujo de fluidos enmedios porosos

Indispensable para los clculos de eficienciavolumtrica bajo los distintos mtodos

En otros mtodos de recuperacin mejorada esimportante para hacer una pre-seleccin delmtodo

Permeabilidad

GEPM 35

Ejercicios Tarea

Libro Reservoir Engineering Handbook

Tarek Ahmed

Paginas 274-275

Ejercicios 2, 6, 7a, 9a

GEPM 36

Preferencia que tiene un slido a hacer contacto con undeterminado fluido (gas o lquido) en presencia de otro.

Mojabilidad

GEPM 37

Agua: q < 75 Aceite: q > 105

Mixta: 75 < q < 105

Tensin Interfacial / Superficial

Es la fuerza en la interfase de dos fluidos no misciblesen contacto

GEPM 38

GEPM 39

Presin Capilar

Es una medida de la fuerza que hace que un fluidosuba una determinada altura dentro de un tubocapilar.

GEPM 40

La tensin superficial es la fuerza responsable del incremento del nivel del fluido mojante en las paredes del tubo capilar

Presin Capilar

En especfico

Cualquier superficie curva entre dos fluidos no misciblestiene la tendencia a contraerse en la menor rea posible porunidad de volumen.

Cuando dos fluidos no miscibles estn en contacto, existeuna discontinuidad en presin entre ambos, que depende dela curvatura de la interfase que separa esos fluidos.

Entonces llamamos presin capilar a la diferencia de presinentre los dos fluidos. Generalmente los denominadosmojantes y no mojantes.

Pc = Pnm - Pm

GEPM 41

Presin Capilar

Tres tipos de presin capilar:

Aceite-Agua (Pcow) = Po - Pw

Aceite-Gas (Pcog) = Pg - Po

Gas-Agua (Pcgw) = Pg - Pw

GEPM 42

GEPM 43

Presin Capilar

Gas-Lquido

Aceite-Agua

GEPM 44

Ejercicio

Calcular la presin capilar e incremento en el tubocapilar para un sistema agua-aceite suponiendo lossiguientes datos:

GEPM 45

Ejercicio

- Presin capilar

- Altura capilar

GEPM 46

Presin Capilar

Drene: Proceso en el cual la saturacin de la fase nomojante incrementa. La movilidad de la fase no mojanteaumenta a medida que aumenta su saturacin. Laacumulacin de hidrocarburos en un yacimiento es unproceso de drene.

Imibibicin: Proceso en el cual la saturacin de la fasemojante aumenta. La movilidad de la fase mojanteaumenta a medida que aumenta su saturacin. Laproduccin de un yacimiento por influencia de una acuferoo un esquema de inyeccin de agua es un proceso deimbibicin.

GEPM 47

Presin Capilar

GEPM 48

Presin Capilar

GEPM 49

La relacin entre presin capilar y saturacin depende del tamao y distribucin de los poros

C Baja permeabilidadB Permeabilidad intermediaA Alta permeabilidad

Presin Capilar

GEPM 50

La relacin entre presin capilar y saturacin depende del tamao y distribucin de los poros

C Baja permeabilidadB Permeabilidad intermediaA Alta permeabilidad

Presin Capilar

GEPM 51

Presin Capilar

Saturaciones de distribucin en un yacimiento

GEPM 52

zona de transicin (aceite+agua)

Aceite y Swir

contacto agua-aceite (CAA)

nivel de agua libre (NAL)

Pc: psiaDr: lb/pie3

h: pies

= +144

Presin Capilar

GEPM 53

Zona de transicin

Zona sin transicin

Contacto agua-aceite (CAA)

Nivel de agua libre (NAL)

Ejercicios

De la siguiente curva de presin capilar, determinar:

- Saturacin de agua congnita o connata (Swc)

- Profundidad al nivel de agua libre (NAL)

- Espesor de la zona de transicin

- Profundidad para alcanzar 50% de saturacin de agua

- Suponer:

- Contacto agua-aceite (CAA) = 5023 pies

- Densidad del aceite = 43.5 lb/pie3

- Densidad del agua = 64.1 lb/pie3

- Tensin interfacial = 50 dinas/cm

GEPM 54

Ejercicios

GEPM 55

Presin Capilar

Conversin de condiciones de laboratorio (aire-salmuera) a condiciones de yacimiento (aceite-agua)

= ()

()

GEPM 56

Sistema q s

Laboratorio aire-salmuera 0 72

aceite-salmuera 30 48

aire-Hg 140 480

aire-aceite 0 24

Yacimiento salmuera-aceite 30 30

salmuera-gas 0 50*

Ejercicio

Sw % Pc_lab

100 2

90 3

80 4

70 5

60 6

50 7

45 8

40 10

35 27

30 75

GEPM 57

Pc_yac H

0.578 6.9

0.867 10.4

1.16 13.9

1.45 17.4

1.73 20.8

2.02 24.2

2.31 27.7

2.89 35

7.8 94

21.7 260

0

50

100

150

200

250

300

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Asumir Pc en psi

Presin Capilar

GEPM 58

Plato Poroso El mtodo es muy preciso, pero puede tomar das e incluso meses para obtener una curva completa de presin capilar

Presin Capilar

GEPM 59

Inyeccin de Mercurio Mtodo con una precisin razonable y tarda minutos/horas en obtener una curva completa. La muestra ya no puede ser reutilizada.Por lo general se usa para medir garganta de poro

Presin Capilar

Centrfuga Mtodo razonablemente preciso, toma horas/das para obteneruna curva completa. El anlisis es complicado y pueden cometerse errores.

GEPM 60

Presin Capilar

Funcin J Leverett

Surgi como un intento de calcular una curva depresin capilar universal.

Esto no existe ya que la propiedades de la roca queafectan la presin capilar tiene mucha variacin

Result ser til para correlacionar presin capilardentro de una misma litologa

GEPM 61

Presin Capilar

Funcin J Leverett

=

GEPM 62

Presin Capilar

Importancia

- Determinar distribucin de los fluidos en elyacimiento

- Contactos

- Zona de transicin

- Swir, Swc

- Presin de desplazamiento

- Tamao de garganta de poro

GEPM 63

Viscosidad (m)

Propiedad que controla e influencia el flujo de aceite enun medio poroso o en una tubera.

En general se define como la resistencia interna de unfluido a fluir.

Depende en gran medida de la presin, temperatura,gravedad del aceite y/o gas, solubilidad del gas.

Se mide en centipoise (cp)

GEPM 64

Movilidad (l)

Facilidad con la cual un fluido se mueve en elyacimiento. Es la relacin entre la permeabilidadefectiva a un fluido y la viscosidad de ste.

GEPM 65

Razn de movilidad (M)

Razn de movilidad entre la fase desplazante y la fasedesplazada.

GEPM 66

Conceptos Petrofsicos

FIN

GEPM 67

Estudios Petrofsicos

Chicontepec (1999)

Areniscas de granos relativamente finos intercaladoscon lutitas de espesores medianos

Porosidad 8.1-17.7 %

Permeabilidad 0.605-156 md

GEPM 68

GEPM 69

Estudios Petrofsicos

GEPM 70

Sw Lab Yac 1 Yac 2 Lab Yac 1 Yac 2

0.25 9 3.90 4.50 90 38.97114 45

0.3 5.25 2.27 2.63 52.5 22.73 26.25

0.35 3.75 1.62 1.88 37.5 16.24 18.75

0.4 3 1.30 1.50 30 12.99 15.00

0.45 2.5 1.08 1.25 25 10.83 12.50

0.5 2.25 0.97 1.13 22.5 9.74 11.25

0.55 2 0.87 1.00 20 8.66 10.00

0.6 1.8 0.78 0.90 18 7.79 9.00

0.7 1.6 0.69 0.80 16 6.93 8.00

0.8 1.55 0.67 0.78 15.5 6.71 7.75

0.9 1.5 0.65 0.75 15 6.50 7.50

1 1.45 0.63 0.73 14.5 6.28 7.25

sow (dinas/cm) 35 yac

saw (dinas/cm) 70 lab

0.523599 yac

0 lab

ro (lb/pie3) 48

rw (lb/pie3) 62.4

Pc (psia) H (pies)

qow

qaw0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Pc

(psi

a)

Sw

Lab

Yac 1

Yac 2

h (pies)

Ejercicio 2

GEPM 71