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INGENIERIA DE YACIMIENTOS PARA ESTUDIOS
INTEGRADOS
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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. APLICACIN EN SIMULADORES. 8H
CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION. DETERMINACION DE RESERVAS. 4H.
-
MODULO No 1
CARACTERIZACION FISICA DE LOS FLUIDOS EN LOS
YACIMIENTOS
-
Fctores fsicos que controlan el comportamientode fases
PresinTemperaturaAtraccin MolecularRepulsin Molecular
Confinanlas molculasDispersanlas molculas
-
Diagrama de Fases de una mezcla de gasnatural - gasolina natural2
6 0
2 7 0 02 6 0 0
1 0 0 %9 0 %8 0 %7 0 %6 0 %
5 0 %
4 0 %
3 0 %
2 0 %1 0 %
2 5 0 02 4 0 02 3 0 02 2 0 02 1 0 02 0 0 01 9 0 01 8 0 01 7 0 01 6 0 01 5 0 01 4 0 01 3 0 0
8 0 1 0 01 2 01 4 01 6 0T E M P E R A T U R A , F
G A S0 %
L Q U I D OA % L Q
U I D OPR
ESI
N, L
pca
1 8 02 0 0 2 2 02 4 02 6 0
L Q U I D O + V A P O R ( G A S )
-
Diagrama de Fases Generalizado de un Gas Condensado
PRES
IN
Lpca
T E M P E R A T U R A F
R
T
AC
C U RV A D
E B UR B U
J E O
1 0 0 % G A S
2 0 % L Q
U I DO4 0 %
L QU I D
O6 0 %
L QU I D
O8 0 %
L QU I D
O1 0 0
% L Q U I
D O
C U RV A D
E R OC I O
-
Diagrama de Fases para diferentes tiposde Crudos y Gases
PRES
IN
T E M P E R A T U R A
P c d b
P c d b
T c d t
T c d t
T c d t
T c ( T c d t )
G a s S e c o
G a s C o n d e n s a d o
P e t r l e o V o l a t i l
P e t r l e o N e g r o
P c
P c
P c ( P c d b )
P c
P c d b
T c
T c
T c
C
C
C
C
-
Parmetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:PresinTemperaturaRGPGravedad APIColor del Lquido de tanque
B) Medidos en laboratorio:Se usan muestras representativasSimulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotrmico de presin.
-
Clasificacin de los Yacimientos en basea los Hidrocarburos que contienen
Yacimientos de Gas
Yacimientos dePetrleo
1. Gas Seco2. Gas Hmedo3. Gas Condensado
1. Petrleo de AltaVolatilidad(Cuasicrtico)2. Petrleo de BajaVolatilidad(Petrleo Negro)
a) Livianob) Medianoc) Pesadod) Extrapesado
-
Composiciones Tpicas de Mezclas provenientesde Yacimientos de Hidrocarburos
Componente
Gas condensado Petrleo voltil Petrleo negro
C1
C2
C3
iC4-nC4
iC5-nC5
C6
C7+
MC7+
RGL, PCN/BN
Lquido de tanque
Gas seco Gas hmedo
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%)
Slo se pueden extraer lquidos por procesos criognicos (Bajo 0F)
-
Yacimientos de Gas Hmedo
Ty > TcdtLa mezcla de hidrocarburos permanece en
estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la regin bifsica.
Lquido producido es incoloro y de API > 60
Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.
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Yacimientos de Gas Condensado
Tc < Ty < Tcdt La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto
de roco a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensacin retrgrada durante el agotamiento
isotrmico de la presin. Se puede definir como un gas con lquido disuelto. La reduccin de p y T en el sistema de produccin hace que se penetre
en la regin bifsica y origina en la superficie:* Condensado: Incoloro - Amarillo (se ha reportado negro)
* API 40 - 60* RGC: 5000 - 100.000 PCN/BN
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Yacimientos de Petrleo de Alta Volatilidad (Cuasi-crtico) Ty ligeramente inferior a Tc. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra
en estado lquido cerca del punto crtico. Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto
encogimiento del crudo cuando la presin del yacimiento cae por debajo de Pb.
El lquido producido tiene las siguientes caractersticas:* Color amarillo oscuro a negro.* API > 40* RGP entre 2.000 - 5.000 PCN / BN* Bo > 1,5 BY / BN.
-
Yacimientos de Petrleo Negro (Baja volatilidad)
Ty 40%). El lquido producido tiene las siguientes caractersticas:
* Color negro o verde oscuro* API < 40* RGP < 2.000 PCN / BN* Bo < 1,5 BY/ BN
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Yacimientos de Petrleo Negro (Baja Volatilidad) Si hay capa de gas se podran tener tres diagramas de fases
correspondientes a: Crudo de la zona de petrleo Gas de la capa de gas. Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en solucin) Clasificacin UNITAR:* Livianos 30
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Diagrama de Fases de los Fluidos de un Yacimientode Petrleo Negro con Capa de Gas
PRES
IN
T E M P E R A T U R A
P R E S I O N I N I C I A LD E L Y A C I M I E N T O
T E M P E R A T U R AD E L Y A C I M I E N T O F L U I D O T O T A L
D E L Y A C I M I E N T O
G A S C g
C
L I Q U I D O( P E T R L E O )
S E P A R A D O R
-
Anlisis PVT Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento
petrolfero, para determinar propiedades y su variacin con presin. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.
Deben simular el proceso de liberacin gas - petrleo desde el yacimiento hasta los separadores.
Dos tipos de liberacin ocurren:* DIFERENCIAL.* INSTANTANEA
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Proceso de Liberacin Diferencial5
P E T R L E O
p 1 p 2 p 2 p 2 p 3 p 3
V t1V t3
V o3V o2
V o2
V t2
P E T R L E O
P E T R L E O
P E T R L E O
P E T R L E O
> >
G A SG A S
G A S
-
Variacin Presin-Volumen durante la liberacin diferencial
P3 P2 Pb Pi PRESIN
PUNTO DE BURBUJEO
Vo3
Vo2
Vt2Vt3
VOLU
MEN Vb
Vi
-
Proceso de Liberacin Instantnea5
P E T R L E O
p 1 p 2 p = p3 b p 4 p 5 p 6
V 1
V 5V 6
V 4V 2 V 3P E T R L E O P E T R L E O
P E T R L E O
P E T R L E O
P E T R L E O
> > >>
G A S G A SG A S
-
Variacin Presin-Volumen durante la Liberacin Instantnea5
p6
V6
V5
V4
V3V2 V1
p3 p2 p1 PRESIN
PUNTO DE BURBUJEO
VOLU
MEN
TO
TAL
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Liberacin de Gas en el Yacimiento Depende de la saturacin de gas libre Sg en la zona de petrleo. Sg < o = Sgc Kg = 0. El gas no se mueve. - Liberacin TIPO INSTANTANEA - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay acufero muy activo Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve.
o
o
g
g KK
>>
-
Liberacin de Gas en el Yacimiento
Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la lquida.
Composicin total del sistema cambia en un volumen de control dado.
Liberacin TIPO DIFERENCIAL. Ocurre cuando la presin del yacimiento cae por debajo
del Pb RGP > Rs. La liberacin de gas en el yacimiento se considera
intermedia entre diferencial e instantnea aunque se acerca ms a diferencial, debido a la elevada cada de presin en la cercana a los pozos.
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Liberacin de Gas en la Superficie
Gas y lquido se mantienen en contacto en:* Tuberas de Produccin.* Lneas de Flujo.* Separadores.
No hay cambio de la composicin total del sistema. Hay agitacin permanente. Hay equilibrio entre las fases. Liberacin TIPO INSTANTANEA. Si hay varios separadores, se acerca a DIFERENCIAL.
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Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento. Apenas comienza la produccin.
- p pb. - Si p < pb puede ocurrir:
- Sg Sgc RGP < Rsi La muestra tiene en solucin menos gas que el original. Presin de burbujeo medida, menor que la presin de burbujeo
verdadera y menor que la presin inicial del yacimiento.- Sg > Sgc
La muestra puede tener exceso de gas. Presin de burbujeo obtenida mayor que la presin actual del
yacimiento, eventualmente mayor que la presin original.
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Nmero de Muestras Yacimientos Pequeos (una muestra representativa). Yacimientos grandes y / o muy heterogneos:
- Se requieren muestras de diferentes pozos.- Variaciones de la composicin de la mezcla vertical y arealmente.
Yacimientos de gran espesor:- Propiedades del petrleo pueden variar apreciablemente con profundidad.- Requiere tcnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.
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Escogencia del Pozo para Muestreo
Pozo nuevo con alto ndice de productividad.- Evitar: a) Pozos con dao.b) Estimular antes del muestreo.
No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:a) Muestrear slo la columna de petrleo con el pozo cerrado o se toma las muestras en superficie en un separador trifsico.
Produccin 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 petrleo.
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Acondicionamiento del pozo para Muestreo
Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.
Factor ms importante es estabilizacin.- Presiones de cabezal y fondo estables.- Tasas de produccin de gas y petrleo
estables. Se logra reduciendo las tasas de produccin (Gas y
Petrleo).
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Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo
Colocar en observacin 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).
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Efectos de Reduccin de ql sobre RGP RGP PERMANECE ESTABLE
- Crudo subsaturado.- Pozo est acondicionado para el muestreo py > pwf > pb
RGP DISMINUYE.- Hay liberacin 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.
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Distribucin de Presin en un Yacimiento Saturado bajo Diferentes Tasas de Produccin
R A D I O D ED R E N A J E
q 1 > q2
P b = P y
q 1
q 2
P w f2
P w f1
-
Distribucin de Presin en un YacimientoSub-saturado bajo diferentes Tasas de Produccin
R A D I O D ED R E N A J E
q 1 > q2
P y
q 1
q 2
P w f2
P w f1
P b
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Efectos de Reduccin de ql sobre RGP (cont)
RGP AUMENTA:- Hay flujo simultneo de gas y petrleo en la formacin. (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.
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Tipos de Muestreos
Muestras de Fondo.Muestras de Separador
(Recombinadas)Muestras de Cabezal.
-
Muestras de Fondo Herramientas:
- Muestreador de 6de longitud y 1 - 1/2de dimetro.- Cmara de 600 - 700 cc.- Permite acumular muestras de petrleo y gas en solucin, a p y T del punto de muestreo.
Nmero de Muestras:- Mnimo 3.- Medir pb en el campo.- Aceptar si la diferencia de pb es de 20 - 30 lpc.- Caso contrario la herramienta est funcionando mal o el pozo no ha sido bien acondicionado.
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Muestras de Fondo Procedimiento:
- Estabilizar el pozo.- Crudo saturado:
- Cerrar el pozo de uno a ocho das.- Tomar muestras con pozo cerrado.
- Crudo subsaturado:- Tomar muestras con pozo fluyendo.
Profundidad:- Sitio ms profundo por donde pase el fluido de la formacin.- Presin no inferior a la presin esttica del
yacimiento (presin estimada de la saturacin).
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Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo
VENTAJAS DESVENTAJAS
No requiere de medicin 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 lquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.Volumen de muestra pequeo.Muestreador costoso y posibles problemas mecnicos.Contaminacin de la muestra con fluidosextraos.
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Muestreo de Separador
Procedimientos:- Tomar muestras de petrleo y gas en el
separador de alta.- Al mismo tiempo y bajo las mismas
condiciones de presin y temperatura.- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.- Medir en forma precisa las tasas
correspondientes.- Recombinar las muestras segn RGP
medida.
-
Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso
1) Produccin estabilizada a bajas tasas de flujo.- Mantener flujo estable en un lapso dado.
- No exceder 100 BPD por un mnimo de 24 Hrs.2) Medicin precisa de las tasas de flujo
- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.- Medir tasa de lquido 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.
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Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)
3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.
- Gas - CILINDRO EVACUADO.- Lquido - DESPLAZAMIENTO.
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Toma de Muestra de Gas en el Separador
M U E S T R AD E G A S
S E P A R A D O R D EA L T A P R E S I N
B O M B A D E V A C O
-
Toma de Muestra de Lquido en el Separador
M U E S T R AD E L Q U I D O
B O M B A D E M E R C U R I O
B O M B A D E V A C O
D E S A G U E
-
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador
VENTAJAS DESVENTAJAS
Es vlido para casi todos los tipos defluidos.Recomendado para yacimientos degas condensado.Menos costoso y riesgoso que el defondoPermite tomar muestras de granvolumen. Las muestras son de fcil 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 errneos cuando en elseparador se tiene problemas de espuma,separacin ineficiente o nivel inadecuadode la interfase gas - lquido.
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Muestreo de Cabezal
Si se produce flujo monofsico a condiciones de cabezal.
La muestra se hace fluir a un cilindro usando la tcnica de desplazamiento.
-
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal
VENTAJAS DESVENTAJAS
Se puede usar en yacimientossubsaturados de petrleo o gascondensado
Es rpido y de bajo costo.
No requiere de la medicin de tasas deflujo..
Es difcil tomar una muestrarepresentativa por la agitacin de los fluidos.
No se debe usar si hay flujo bifsicoen el cabezal.
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Relacin Gas - Petrleo en Solucin, Rs
Solubilidad del Gas Natural en el crudo. Pies cbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).
Rs = Volumen de Gas en Solucin @ p y T, PCN1 Barril de Petrleo @ 14,7/lpca y 60F BN
Factores que afectan Rs- Presin p => Rs- Temperatura T =>Rs- Gravedad del crudo API => Rs- Gravedad del Gas g => Rs- Tipo de liberacin Rs lib-DIF > Rs lib-INS.Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN
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Factor Volumtrico del Petrleo, Bo Volumen de barriles (a p y T de yacimiento) ocupado por
un barril normal (a 14,7lpc y 60) de petrleo ms el gas en solucin.
Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY 1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60F, BN
Tiene en cuenta el efecto de la presin, temperatura y gas en solucin sobre el volumen del crudo.
Generalmente Bo > 1 Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solucin a
altas presiones y temperaturas moderadas.
-
Propiedades PVT
2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0
S A T U R A D O
P R E S I N ( L P C )1 0 0 01 2 0 01 4 0 01 6 0 01 8 0 02 0 0 02 2 0 0
0 . 1 0
0
1 . 1 51 0 0
1 . 1 00
0 . 2 01 . 2 02 0 0
0 . 3 01 . 2 53 0 0
0 . 4 01 . 3 04 0 0
0 . 5 01 . 3 55 0 0
0 . 6 0
0 . 7 0
1 . 4 0
FAC
TOR
VO
LUM
TR
ICO
DEL
PET
R
LEO
(BY/
BN)
6 0 0
1 . 4 57 0 0
-
Esquema Ilustrativo de los Parmetros Rs y Bo
R s P C N / B N
1 B N
G A S D E S O L U C I N
B o
P
P
P i
P
-
Factor Volumtrico 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 pequeos por expansibilidad del gas.
Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY520 p p PCN
-
Factor VolumtricoTotal o Bifsico, 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 (expansin)
-
Viscosidad del Petrleo, o
Crudo Subsaturadop => o por expansin.
Crudo Saturadop = > o por reduccin del gas es solucin
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tena el crudo original.
-
Compresibilidad del Petrleo, Co
Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presin a temperatura constante.
Co = Compresibilidad del petrleo, Vo = Volumen.p = Presin
T
O
OO P
VV
C
= 1 1lpc
-
Compresibilidad del Petrleo, Co (cont)
Esta ecuacin se convierte en:
Crudo SubsaturadoT
o
OO pp
BBB
C
=
21
021
1
1
bpp =1 )(2 bppp >=obo BB =1
)(2 oboo BBB = )(1
-
Correlaciones para Estimar PVT
Correlaciones empricas. Se usan si el yacimiento no tiene anlisis PVT. Bo, pb, Rs, Co, etc. se expresan en funcin de
otros parmetros (de fcil estimacin y / o medicin).
Su aplicacin para condiciones diferentes para las cuales fueron obtenidas puede generar graves errores.
-
Correlaciones de Standing Publicadas en la dcada de los aos 40. Obtenidos para crudos de California. Sirvieron de punto de partida para correlaciones regionales. Standing, us datos de las muestras de fluidos de yacimientos de
California. Rango de los Datos:
-Presin de Burbujeo, lpca- Temperatura F.- Relacin Gas - Petrleo ensolucin, PCN/BN - Gravedad del Petrleode 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- Presin, lpca 150-400
-
Correlacin de Standing Presin de Burbujeo
Ecuacin presentada por Standing en 1972:
Rsb y g se obtienen de las pruebas de produccin as:Rsb = RGP sep + RGP tanque
El pozo de prueba debe ser representativo de la zona de petrleo y no producir gas libre.
Segn Mc Cain, esta correlacin genera valores de pb dentro de un 15% de error para T hasta 325F.
APITBxRA
AP
B
g
sb
b
=
=
=
0125,000091,010
)4,1(2,1883,0
++
=TanqueRGPRGP
TanqueRGPsepRGP
sep
ggg
)()(
-
Correlacin de Standing Factor Volumtrico del Petrleo
Segn Mc Cain, el margen de error para esta ecuacin es de 5%.
TRA
xAxB
o
gSB
ob
25,1
102,19759,05,0
2,14
+
=
+=
-
Correlaciones de Vsquez y BeggsUtilizaron crudos de diferentes partes del mundo
(5.008 valores experimentales).Correlaciones para Rs y Bo.Rango de variables:
- Presin de burbujeo, lpca 50 - 520- Temperatura, F 70 - 295- Relacin Gas - Petrleo en solucin, PCN/BN 20 - 2.070- Gravedad del Petrleo del tanque, API 16 - 58- Gravedad especfica de gas 0,56- 1,18
-
Correlaciones de Vsquez y Beggs Relacin Gas - Petrleo en Solucin
Las constantes C1, C2 y C3 dependen de API as:
[ ])460/([321 += TAPICExppCR CgS
C1 0,0362 0,0178
C2 1,0937 1,1870
C3 25,7240 23,9310
API 30 API>30
-
Correlaciones de Vsquez y Beggs Relacin Gas - Petrleo en Solucin
(Cont.)
[ ])7,114/log(10912,51 5 sgsgc pxTsxAPIx +=
g debe ser la gravedad especfica del gas obtenido de un sistemade separacin en dos etapas en el cual la presin de la primeraetapa es 100 lpca. Si la g conocida para aplicar la correlacin corresponde a una presin diferente de 100 lpcm, se debecorregir a travs de la ecuacin:
gs = gravedad especfica del gas separado a ps y Ts.
Ps y Ts = Presin y temperatura del separador, lpca y F.
-
Correlaciones de Vsquez y Beggs Factor Volumtrico de Petrleo
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 anlisis PVT.
pb y Rs siguen la forma general de STANDING. Bob sigue la correlacin de Vsquez y Beggs. Las constantes dependen del API del crudo, as:
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) Presin de Burbujeo
Estudios estadsticos hechos por TOTAL, muestran que 86,5% de 272 valores de pb, presentaron error menor al 20% en comparacin con valores experimentales.
b) Relacin Gas - Petrleo en solucin:
y
B
g
sbb x
RAp 10
=
APIxDTxCY =
Hyb
gsb Exp
R
=
10 TxGAPIxFY =
-
Anlisis estadsticode la correlacinde CorpovenTotal de presin 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 volumtrico del petrleo
:
Se puede usar para valores de Bo a presiones p
-
Anlisis estadsticode la correlacinde CorpovenTotal de Bob
0 2
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
8 0
9 0
1 0 0
4 6 8 1 0 1 2E R R O R ( % ) M E N O R Q U E
FREC
UEN
CIA
AC
UM
ULA
DA
(%)
-
Relacin Gas - Petrleo de Tanque Correlacin de Rollins, Mc Cain y Creeger. Rangos:
Nmero de Muestras 301
Presin 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 petrleo de tanque 18 - 53,5
-
Relacin Gas - Petrleo de Tanque (cont)
GPMxqqqxRGPqT
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 produccin de petrleo de tanque de , BN / D.ql = Lquido asociado al gas de tanque, gal / d.GPM= Riqueza del gas de tanque, gal / MPCN.
-
Correlaciones para la Densidad del Petrleo
Efectos de la presin y temperatura
i) Crudos saturados
o = Densidad del crudo saturado @ p < pb y T, lbm/p3
o = Gravedad especfica del crudo de tanque (agua = 1)
g = Gravedad especfica del gas disuelto (are = 1)
o
sgoo B
R615,5
0764,0350
+=
-
Correlaciones para la Densidad del Petrleo (cont.)
ii) Crudos subsaturados:
1
3,
,@
)(
/,@
=
=
lpcTosubsaturadpetrleodellidadCompresibiC
ByRconarribadeecuacinusarplbmTyposubsaturadcrudodeldensidad
o
obsb
bo
[ ])( boobo ppCExp =
-
Correlaciones para la Densidad del Petrleo (cont)
iii) Crudos de tanque:Ecuacin de Farouq - Al. Efecto de la temperatura.
1885/)68(1 +=
Toct
oT
3
3
/,
/,
pielbmtanquedecrudodeldensidad
pielbmTacrudodeldensidad
oct
oT
=
=
-
Correlacin para la Compresibilidad
= TsgTo
oo p
RBpB
BC )()(1
Se usa si se tiene anlisis PVT.
i) Crudos saturados - correlacin de Mc Cain y Cols.
sbso RAPILnTRpC ln449,0ln256,0402,1ln383,0ln45,1573,7ln +++=
Vlida hasta p< 5.300 lpc y T=330F
ii) Crudos subsaturados - correlacin de Vsquez y Beggs.
pAPITR
C gsbo 51061,1211802,1751433 +++
=
-
Saturado y subsaturado
Compresibilidad de un crudo
-
Viscosidad Medida de la resistencia ofrecida por las molculas 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:- Composicin
- Temperatura
OAPI oT
-
Viscosidad (cont)
- Presin
o
o
possubsaturadytanquedecrudos
psaturadoscrudos
- Gas en Solucin
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.
- Correlacin 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
- Correlacin de Farouq - Ali y Meldau
-
Efecto de la Temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados
-
Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura (cont)
Correlacin de Beggs y Robinson:
APIZY
YTXZ
xoD
==
=
=
02023,00324,310
110163,1
Correlacin de Ng y Egboah
TAPIoD log5644,0025086,08653,1)1log(log =+
-
Correlaciones para Viscosidad vs. Presin
Sin gas en solucin (crudo muerto). Correlacin 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 solucin
i) Crudos saturados - Beggs y Robinson
338,0
515,0
)150(44,5
)100(715,10
+=
+=
s
s
RBRA
=
1
7,14log pA
oD
oDB
BODo A =
-
Correlaciones para Viscosidad vs. Presin (cont)ii) Crudos subsaturados - Vsquez - Beggs
ncorrelaciladepartiracalculaSe
pxEXPpm
pp
ob
m
bobo
=
=
=
)1098,8513,11(6,2 5187,1
Beggs y Robinson con Rs = Rsb
-
Propiedades del Agua de Formacin Composicin: Generalmente las aguas de formacin contienen slidos disueltos, v.g,
cloruro de sodio, algunas son dulces.
Presin de burbujeo:Igual a la del petrleo que coexiste con el agua.
Factor volumtrico de formacin:i) presin.ii) temperatura.
iii) gas en solucin.
-
Composicin de Algunas Aguas de Campos Venezolanos
Formacin 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
Composicin (mg/L) Salinidad
-
Propiedades del Agua de Formacin (Cont)
2742
21072139
1050654,51033391,1100001,1
1025341,21058922,31072834,11095301,1
)1)(1(
TxTxxV
pxPxTpxpTxV
VVB
wT
wp
wtwpw
++=
=
++=
Vwp = Correccin de volumen por presin. VwT = Correccin de volumen por temperatura.
-
Factor volumtrico del agua de formacin
-
Cambio del volumen de agua al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie
-
Propiedades del Agua de Formacin (cont)
slidodepesoS
PCNlbnormalesscondicioneaaguadeldensidad
SxS
B
wcN
wcN
wwcNw
%
/
1060074,1438603,0368,62
/
,
23
=
=
++=
=
Densidad:
-
Propiedades PVT del agua de formacin
5 0 0 04 5 0 04 0 0 03 5 0 03 0 0 0
2 5 0 0
2 0 0 0
1 5 0 0
5 0 0 L P C A
L P C A
1 0 0 0
1 0 0 02 0 0 03 0 0 04 0 0 05 0 0 06 0 0 0
P R E S I N
2 4 3 . 8
3 . 4
3 . 0
2 . 6
2 . 2
1 . 3
1 . 2
1 . 1
1 . 0
2 0
6 0
6 0
0 5 1 0 1 5 2 0 2 5
1 0 0
1 0 0T E M P E R A T U R A , F
R A Z N A G U A - P E T R E L O , P / B L3
FACTO
R DE C
ORRE
CIN
COMP
RESIB
ILIDA
D DEL
AGUA
, 10
LPCA
-6-1
T E M P E R A T U R A , FC O R R E C I N P O R S A L I N I D A D
CORR
ECCI
N
S L I D O S E N S A L M U E R A , 1 0 0 0 P P M
1 4 0
1 4 0
1 8 0
1 8 0
2 2 0
2 5 0 F2 0 0 F1 5 0 F1 0 0 F
2 2 0
2 6 0
2 6 0
1 6
1 2
8
4
0
Haga click sobre este recuadro para retornar al contenido
-
Propiedades del Agua de Formacin (cont)
Relacin Gas Agua en solucin:
- Mucho menor que la solubilidad del gas en el petrleo a las mismas condiciones de p y T.
- a T constante, aumenta con la presin, pero disminuye con el aumento de la salinidad y gravedad del gas disuelto.
-
Propiedades del Agua de Formacin (cont)
i) Compresibilidad del agua pura (correlacin de Dobson y Standing)
pxxC
pxxBpA
CTBTACwp
105
7
62
108,8109267,3
1077,401052,0000134,08546,3
10/)(
=
+=
=
++=
.
Compresibilidad:
ii) Efecto del gas en solucin (correlacin de Jones)
)0088,01( swwpw RCC +=
-
Viscosidad:- a condiciones de yacimiento es baja (< 1 cp)- disminuye con temperatura y aumenta con presin
y salinidad- Correlaciones de Mc Caini) a p atmosfrica y diferentes temperaturas.
Propiedades del Agua de Formacin (cont)
i
ii
i
ii
SBB
SAA
ATw
=
=
=
=
=
4
0
3
0
1slidosS %=
33
2
1
1072213,8
313314,040564,8
574,109
=
===
xAAAAo
64
53
42
21
1055586,1
1047119,5
1079461,6
1063951,2
12166,1
=
=
=
=
=
xB
xB
xB
xBBo
-
CORRELACIONES PARA DETERMINAR DATOS PVT, PRESION DE BURBUJEO, Pb.
-
Pruebas PVT de LaboratorioIncluye las siguientes pruebas:
Composicin de la muestra del fluido del yacimiento
Expansin a composicin constante (relacin pV)
Liberacin diferencial isotrmica Separacin instantnea (pruebas de
separadores) Variacin de viscosidad de fluidos con
presin
-
Composicin del Fluido del Yacimiento
Cromatografa. Destilacin. Destilacin simulada por cromatografa. Espectrometra de masas. Muestras gaseosas slo cromatografa desde C1 hasta C11 . A veces
slo hasta C6+ o C7+ Muestra de fondo o recombinada:
- Liberacin instantnea en el laboratorio.- Gas liberado se analiza separadamente del lquido remanente- Recombinacin para obtener composicin de la muestra total.
-
Pruebas de Expansin a Composicin Constante
Liberacin instantnea. Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz
de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350F). Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.
- Presin de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la curva V vs p).- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una
presin p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.
- Factor de Compresibilidad - Funcin Y:
=1
b
b
VVp
ppY
-
Variacin del volumen relativo con presin. Prueba de expansin a composicin constante
0 . 2 0 . 6
5 0 0 0
4 0 0 0
3 0 0 0
2 0 0 0
1 0 0 0
01 . 0 1 . 4 1 . 8 2 . 2 2 . 6 3 . 0
P b = 2 6 2 0 l p c mPRES
IN
lpc
m
V / V b
-
Pruebas de Expansin a Composicin Constante- funcion Y
Sistemas compuestos bsicamente por hidrocarburos, muestran relacin 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.
-
Grfico de la funcinY del anlisis PVTdel apndice A
5001.5
2.0
2.5
1000
Pb
1500 2000 2500
Y
P pca
-
Funcin Y de uncrudo con 40% de CO2
4 0 0
2 . 0
3 . 0
4 . 0
5 . 0
1 . 05 0 06 0 07 0 08 0 09 0 0
P R E S I N ( l p c a )
FUN
CI
N Y
-
Ejemplo de la funcin Y cuando Pb ha sido sobrestimada
1 0 0 0
8 . 0
6 . 0
4 . 0
2 . 0
0 . 02 0 0 0 3 0 0 0
P R E S I N ( l p c a )
FUN
CI
N Y
-
Ejemplo de la funcin Y cuando Pb ha sido bajo estimada
1 0 0 0
2 . 0
2 . 2
1 . 8
1 . 6
1 . 4
1 . 22 0 0 0 3 0 0 0
P R E S I N ( l p c a )
FUN
CI
N Y
-
PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
POROSIDAD. DEFINICION. = Volumen Poroso/Volumen Total TIPOS: ABSOLUTA(TOTAL) Y EFECTIVA GEOLOGICAMENTE: PRIMARIA Y SECUNDARIA SECUNDARIA: SOLUCIN, FRACTURAS Y
DOLOTIMIZACIN(CALIZAS EN DOLOMITAS) FACTORES QUE LA AFECTAN: EMPAQUE,
MATERIAL CEMENTANTE, DISTRIBUCIN 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 TAMAO
ESFERAS
)2( 3rr 3
-
MEDICION DE POROSIDAD
MEDIDAS DEL VOLUMEN TOTAL, GRANOS, VOLUMEN POROSO
Vt SATURADA O CUBIERTA SUMERGIDA EN AGUA O EN MERCURIO
VOLUMEN 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 POROSIDAD
METODOS ANTERIORES NO APLICAN PARA ROCAS DE CARBONATOS
MUESTRAS PEQUEAS NO INCLUYEN LAS FRACTURAS O CAVIDADES
REQUIEREN MUESTRAS MUY GRANDES LOS REGISTROS MIDEN POROSIDADES
QUE SE CORRELACION CON NUCLEOS
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
POROSIDAD PROMEDIOSUMATORIA/NUMERO DE DATOSPONDERADO POR ESPESORPONDERADO POR AREAPONDERADO POR VOLUMENESTADISTICO: MEDIA, MODA-
DISTRIBUCIN ESTADISTICA
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
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.
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
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 = 0 SI USAN LIQUIDOS ASEGURARSE QUE NO
REACCIONAN CON LAS ROCAS DIFICIL 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 NORMAL DISTRIBUCION 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- AOS, 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.DISTRIBUCIN: DENSIDADES- ROCASZONA DE TRANSICIN:CAPILARIDADCURVAS DE PRESION CAPILARTENSION INTERFACIAL: LABORATORIO
-
MEDIDAS DE SATURACIONES METODO DE LA RETORTA: MIDE LOS
VOLUMENES DE FLUIDOS. EXTRAIDOS. REQUIERE CALIBRACION
EXTRACTOR SOXHLET CENTRIFUGA REGISTROS - 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 RETENCIN DE o, w, g EN EL
YACIMIENTO LAS FIGURAS REFIEREN AL MANUAL CIED DE
INGENIERIA DE YACIMIENTOS NIVEL 1.
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSINTERACCION ROCA FLUIDOS
CURVAS DE PRESION CAPILAR RELACION Pc vs. Sw..Fig 2.17 FUNCION DEL TAMAO- 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 PetrofsicasPROPIEDADES PETROFISICAS DE ROCAS
FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO
-
Propiedades Petrofsicas Multifsicas Propiedades Petrofsicas dependen de:
Estructura de la Roca. Naturaleza de los Fludos. Saturacin de los Fludos.
Propiedades Petrofsicas Multifsicas
Humectabilidad Presin Capilar Permeabilidades Relativas
-
Humectabilidad
Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre una superficie slida en presencia de otros fluidos inmiscibles.
Determina: Localizacin y Distribucin 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)
ngulo de Contacto: Formado por la interfase de dos fluidos
inmiscibles con la superficie de la roca, medido a travs del ms denso. Varia entre 0 y 180.
ngulo contacto < 90 - humectante. ngulo contacto = 90 - intermedio. ngulo contacto > 90 - no humectante.
-
Ilustracin del Angulo de Contacto
Owo Owo
Owo OwoHIDRFILO( < 90)
OLEOFILO( < 90)
OwoAGUA
SUPERFICIE DE LA ROCA
PETR
LEO
Owo = NGULO DE CONTACTO
-
Humectabilidad (cont) Hidrfilos:
ngulo de contacto < 90. Mojados preferencialmente por agua. El agua se desplaza por los canales de flujo pequeos. El petrleo se desplaza por los canales ms grandes. Abarca la mayora de los yacimientos petrolferos.
Olefilos: ngulo de contacto mayor de 90. Mojados preferencialmente por petrleo. El petrleo se desplaza por los canales ms pequeos, el agua
por los ms grandes. Pocos yacimientos son olefilos. Ricos en compuestos polares
como cidos y bases orgnicas existentes en los asfaltenos. No hay yacimientos Gasfilos.
-
A) YACIMIENTO HIDROFILO B) YACIMIENTO OLEOFILO
ROCA AGUA PETRLEO
Distribucin de los Fluidos en Yacimientos Hidrfilos y Olefilos
-
Grano de Arena
100% Agua 100% Petrleo
100% Gas Agua-Petrleo-Gas
Porosidad
-
Distribucinde fluidos
durante unainvasin
con aguaF A S E I N I C I A L
F A S E I N I C I A L
A B A N D O N OF A S E S U B O R D I N A D A
F A S E S U B O R D I N A D A
a ) Y A C I M I E N T O H I D R F I L O
b ) Y A C I M I E N T O O L E F I L O
A B A N D O N O
G R A N OD E A R E N A P E T R L E O A G U A
-
Granos Grandes Granos Diminutos
Granos Grandes Granos Pequeos
Permeabilidad
-
Presin Capilar Diferencia de presin entre dos fluidos inmiscibles a travs de la interfase que se
forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Pc = PFNM - PFM Pc= Presin capilar, lpc. PFNM = Presin fase no mojante, lpc. PFM= Presin fase mojante, lpc.
Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos: Agua Petrleo
Hidrfilos PCwo = po - pwOlefilos PCwo = pw - po
Gas Petrleo PCgo = pg - po Agua - Gas PCgw = pg - pw
-
Presin Capilar Considerando el medio poroso como empaque de tubos
capilares:
= Tensin interfacial, dinas / cm. Pc = Presin capilar, dinas / cm2. = Angulo de contacto. r = Radio promedio de los poros.
rCos
PC2
=
-
Pc= Pfnm - Pfm
DRENAJE
Swir
Sor
B
AC Pd
0 SATURACIN DE AGUA
PRES
IN
CA
PIL A
R1
0+
D
IMBIBICINEXPONTNEA(Pfm < Pfnm)
IMBIBICINFORZADA(Pfm < Pfnm)
Curvas Tpicas de Presin Capilar
-
EQUIPO PARA MEDIR PRESIONES CAPILARES.
METODO DE LA MEMBRANA
-
Curvas de Presin Capilar - Drenaje Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se
requiere desplazarla con fluido no mojante (petrleo). El proceso se llama Drenaje. Presin de umbral o de desplazamiento: presin mnima requerida por el fluido no
humectante para penetrar en los poros ms grandes. Punto A de la Curva. Continuando el proceso:
Saturacin fase mojante => Disminuye. Saturacin fase no mojante => Aumenta. Presin capilar => Aumenta hasta B. B => Aumentos de presin capilar no disminuyen saturacin fase
mojante. Saturacin irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que
queda en los poros (los ms pequeos) => saturacin de agua connata.
-
Pc
Sw
-
Curvas de Presin Capilar - Imbibicion
Consideremos que reversamos el experimento. Desplazamos el fluido no mojante (petrleo) con fluido mojante
(agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B). El proceso se llama imbibicin Durante el proceso:
Saturacin fase mojante => Aumenta. Saturacin fase no mojante => Disminuye.
Ntense dos partes en el proceso: PFM < PFNM Curva B - C Imbibicin espontnea. PFM > PFNM Curva C - D Imbibicin Forzada.
-
Curvas de Presin Capilar - Imbibicin
En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminucin adicional en la saturacin de la fase no mojante: Saturacin residual de la fase no mojante (Sor).
La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos ms grandes.
-
Curvas de Presin Capilar - Histresis
Diferencia en las propiedades multifsicas de las rocas causadas por la direccin del cambio de saturacin.
En el caso de la presin capilar: Curvas por drenaje curva por Imbibicin. Histresis de capilaridad.
Curva de imbibicin: sirve para simular el desplazamiento de petrleo y / o gas por agua.
Curva de drenaje: Distribucin inicial de saturacin de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petrleo por gas.
-
Presin Capilar - Efecto del Tamao y Distribucin de los Poros
Pc es inversamente proporcional al tamao de los pozos.
Si todos los poros fuesen del mismo tamao, Pc vs. Sw dara una recta horizontal, recta A (radio r).
Si todos los poros fuesen del mismo tamao, pero r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.
rCos
Pc2
=
-
Presin Capilar - Efecto del Tamao y Distribucin de los Poros (cont)
Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendramos pc vs. Sw siguiendo la curva C
Tamao de los poros => Pc => K
A medida que disminuye el tamao de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presin capilar aumenta.
-
Funcin J de Leverett Funcin adimensional que permite correlacionar datos de diferentes
arenas de un mismo yacimiento o campo (litologa y textura no cambien notoriamente).
Agua - Petrleo:
Gas - Petrleo:
Es una propiedad de la roca
/216,0
)( kp
SJwo
cwog =
/216,0
)( kp
SJgo
cgow =
-
Funcin J de Leverett (cont)
Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada.
No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petrleo o aire mercurio petrleo, agua y gas del yacimiento).
2/1
)/()/(
)()(
=
lab
yac
lab
yaclabcyacc k
kxpp
-
Distribucin Inicial de Sw Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio
poroso, pueden existir zonas de transicin agua - petrleo y petrleo - gas en yacimientos con acuferos y / o capas de gas.
Es importante conocer la distribucin inicial de saturacin de fluidos en la zona de petrleo. Es una de las ms importantes aplicaciones de la presin capilar.
Suponiendo: Un yacimiento de petrleo con un acufero de fondo. Las columnas de agua y petrleo son continuas y en
contacto a travs del yacimiento. Los fluidos estn en equilibrio esttico.
-
Distribucinde Fluidos conProfundidaden un Yacimiento
-
Distribucin Inicial de Sw (cont)
DNA D
Petrleo
Zona de transicinAgua - Petrleo
NALSw = 100%
Agua
))((433,0)(
)(433,0
)(433,0
DDPPPP
DDPP
DDPP
NALowNAL
Cwowocow
NALwwNAL
w
NALooNAL
O
+==
+=
+=
-
Distribucin Inicial de Sw (cont)
En el NAL, Sw = 100% y o sea:
0=NALcwoP
))((433,0 DDP NALowcwo =
Esta ecuacin permite determinar la distribucin de Swpor encima del NAL.
-
Distribucin Inicial de Sg
Considrese un yacimiento de petrleo con capa de gas.
Existe una zona de transicin gas - petrleo ms pequea que la del agua - petrleo.
Al NPL, So + Swir = 1 y Las columnas de gas y petrleo son continuas y
en contacto a travs del yacimiento. Los fluidos se encuentran en equilibrio esttico.
0=NPLcgop
-
Distribucin Inicial de Sg (cont)
DNPL D
Gas
Zona de transicinGas - Petrleo
NPLSo + Swir =1
Petrleo
))((433,0 DDP NPLgocgo =
Entonces:
-
PRESION CAPILAR : Es la diferencia de presin que existe entre las interfases que separan dos fluidos inmiscibles Pc= P1 -P2
Desplazmiento de petrleo por agua en un sistema mojado por petrleo (drenaje)
Desplazmiento de petrleo por agua en un sistema mojado por agua (imbibicin)
Curvas de presin capilar aceite-agua (1) por drenaje (2) e imbibicin, en ncleos
de la arenisca Venango de humectabilidad al agua
Desplazamiento Microscpico de Fluidos InmisciblesDesplazamiento Microscpico de Fluidos Inmiscibles
-
PRESION CAPILAR :
Saturacin de Agua %
Pres
in
Cap
ilar,
Cm
Hg
Ncleo 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
Imbibicionesespontneas
Imbibicionesforzadas
Curvas de presin capilar petrleo-agua en ncleos de berea de humectabilidad
intermedia
Variacin de las saturaciones de petrleo y agua en la zona de transicin
Desplazamiento Microscpico de Fluidos InmisciblesDesplazamiento Microscpico de Fluidos Inmiscibles
-
Distribucin de saturacincon base en datosde presin 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
Distribucin de saturacincon base en datosde resgistros
-
Sw vs. Profundidadcon base a PresinCapilar y a RegistrosElctricos
SAT U RAC I 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 ESI N C AP ILAR
D ATO S O BT EN ID O S DER E GIST R O S E L CTR IC O S
-
Correlaciones de Presin Capilar Total - Corpoven
Basadas en 91 anlisis de presin capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.
Se us el modelo de Brooks y Corey:
= ndice de distribucin tamao de los poros, adim.
Pd = presin de desplazamiento, lpC.
Pcwo = presin capilar a Sw, lpc( ) ( )wirwirww
cwow
SSSS
PPdS
=
=
1/*
*
-
Correlaciones de PresinCapilar Total - Corpoven (Cont.)
alta = arena no consolidada. baja = arena consolidada. promedio rea 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 travs de sus poros interconectados. Absoluta: medio poroso que est completamente saturado
(100%) con el fluido que se mueve a travs 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 mximas (extremas) al fluido en cuestin:
Las permeabilidades mximas se calculan as:Agua - Petrleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.Gas - Petrleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc
gmax
grg
wmax
wrw
omax
oro k
kk
kkk
kkk ===
kk
kkkk
kkk grgwrworo ===
a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:
-
Curvas tpicasde Kr Gas-
Petrleo
P E T R L E O
A G U A
S A T U R A C I N D E A G U A
PER
MEA
BILI
DAD
REL
ATIV
A
S o r w
K r w m a x .
K r o m a x .
S w c
1.0
0 1
S A T U R A C I N D E L Q U I D O ( S o + S w c )
S o r w
P ET R
LE O
PER
MEA
BILI
DA
DR
ELAT
IVA
S g c
K r g m a x .K r o m a x .
S w c
G A S
PETRLEO
0
1.0
1
-
Teora de Flujo por Canales Desarrollada por Moore y Slobod. La ms aceptada para explicar el flujo microscpico a travs 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 travs de un canal tiene que formar una fase
continua.
Una formacin petrolfera est constituida por un gran nmero de canales interconectados entre s.
La fase mojante (agua) ocupa los canales ms pequeos. La fase no mojante (petrleo y / o gas) las ms 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 PEQUEOS 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
-
INGENIERIA DE YACIMIENTOSINTERACCION ROCA FLUIDOS
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. P61 WHAL Y ASOCIADOS: Kg/Ko ARENISCAS Corey y Asoc: Kro y Krw, Arenas Cons. y no Cons.
Drenaje e Imbibicin. Torcaso y Willie: Kg/Ko, drenaje en arenas. No
consolidadas Pirson: Rocas con Porosidad Intergranular, dos fases
o, g y o, w para drenaje e imbibicin. Willie y Gardner, Stone: Tres fases.
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPERMEABILIDADES RELATIVAS
-
Kr
Sw
Drenaje eImbibicin
-
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 tensin interfacial Kr depende de: Saturacin:
A medida que aumenta la saturacin de un fluido, incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor mximo.
Historia de saturacin (Histresis). Distribucin del tamao de los poros. Humectabilidad de la matriz de la roca. Temperatura.
-
Efecto de la Historia de Saturacin (Histresis) sobre Kr Drenaje (Desaturacin): Medio poroso inicialmente saturado con la fase
mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturacin de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.
Imbibicin (Restauracin): Kr se obtiene, aumentando la saturacin de la fase mojante.
Kr para la fase no mojante en imbibicin 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 inmvil.
La historia de saturacin debe tenerse en cuenta al estudiar: Conificacin de agua y gas. Inyeccin de agua en presencia de gas libre. Efecto del gas atrapado sobre Swor. Inyeccin de tapones alternados Agua - Gas (WAG).
-
Histresisde las curvas
de permeabilidad
relativa
S A T U R A C I N D E A G U A
PER
MEA
BILI
DAD
REL
ATIV
A,%
PER
M.A
BSO
LUTA
(agu
a) 1 6 0
1 4 0
1 2 0
1 0 0
8 0
6 0
4 0
2 0
00 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0
D I R E C C I N D E LC A M B I O D ES A T U R A C I NI M B I B I C I N
A G U A
P E T R L E O
D R E N A J E
-
Efecto de la Distribucin del Tamao 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 seleccin de correlaciones.
ndice de distribucin del tamao de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.
-
S A T U R A C I N D E L Q U I D O
G A S
LQ
UID
O
CO
N SO
L ID
A DA
N OC O
N SO
L ID A
D A
CO
NS O
L I D A DA
N OC O
N S O L I D A D A
PER
MEA
BILI
DAD
REL
ATIV
A
1 0 0
8 0
6 0
4 0
2 0
00 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0
.
.
.
.
.
. . . . .
Curvas de Permeabilidad Relativapara Arenas Consolidadas yno Consolidadas
-
Efecto de la Humectabilidad sobre KrEn yacimientos hidrfilos el petrleo fluye
por los canales de mayor rea de flujo y el agua por las de menor reas de flujos.
En yacimientos olefilos ocurre lo contrario.Bajo condiciones similares de
desplazamiento, la recuperacin de petrleo es mayor en hidrfilos.
En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen de petrleo residual es pequeo.
-
S A T U R A C I N D E A G U A
H I D R F I L O
O L E F I L O
P E T R L E O A G U A
PER
MEA
BILI
DAD
REL
ATIV
A
1 0 0
7 5
5 0
2 5
0 2 5 5 0 7 5 1 0 0. . . .
.
.
.
.
Curvas de Permeabilidad Relativapara Yacimientos Olefilos e Hidrfilos
-
Efecto de la Temperatura sobre KrAl aumentar T:
Kro aumenta y Krw disminuye El agua humecta en mayor grado la roca del
yacimiento. La histresis entre drenaje e imbibicin disminuye. La saturacin residual de petrleo disminuye. La saturacin irreducible del agua aumenta.
Swir = 0,001364 T + 0,0945
-
Sw
Kro Krw
70F
150F
180F
250F
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 Petrleo
-
Correlaciones de Wyllie y Gardner
Especificacin en tres tipos de arenas:
Permeabilidad relativa gas - petrleo:
Tipo de Arena
No consolidada, bien escogida
No consolidada, pobremente escogida
Arena cementada, calizas, etc
rogk rwk3** )1(
3
oSS o
)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 - petrleoTipo 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
SATURACINDEAGUA
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
T IVA
Comparacin de las Permeabibilidades Relativas Agua-PetrleoUsando varias Correlaciones
-
PER M
EAB I
LIDA
DRE
LATI
VA
SATURACIN 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
Comparacin de las PermeabilidadesRelativas Gas-Petrleo usando varias Correlaciones
-
Permeabilidades Relativas Trifsicas: Gas - Petrleo - Agua
Cuando existe flujo simultneo trifsico. i) yacimientos con empuje combinado de agua y gas.
ii) inyeccin alterna o simultnea de agua y gas.iii) Inyeccin de vapor.iv)Combustin en sitio.- Proceso muy difcil de medir experimentalmente.- Modelo probabilstico fundamentado en teora de flujo por canales.- Metodologa propuesta por Stone:
i) )()( worggrg SSFkoSFk +==
Se determina de curvas o correlaciones bifsicas gas-lquido.
-
Permeabilidades Relativas Trifsicas: Gas - Petrleo - Agua (cont)
ii)Se determina de curvas o correlaciones bifsicas agua-petrleo :
iii) Esta ecuacin puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la modificaron as:
)( 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 fenmenos macroscpicos:
Conificacin. Adedamiento.Estratigrafa. Canalizacin por zonas de alta k
Se obtienen a partir de. Curvas experimentales. Correlaciones
El procedimiento de obtener puede ser: Tanteo. Mtodos matemticos.
-
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 Kro
S
Regin 1Regin 2
Kr
Sw
Kr
Buzamientoabajo
Sw
Buzamientoarriba
-
Tipos de Seudo Curvas Zonales:
Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geolgico. Reflejan el tipo de distribucin de fluidos.
a) Difusa: cuando ambas fases (petrleo - agua o petrleo - gas) fluyen simultneamente a travs de una zona o celda (Buckley - Leverett)
b) Segregada: los fluidos estn separados por una interfase (Dietz)c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a travs del desplazado, quedando la
celda parcialmente barrida.d) Reflejan Conificacin: la curva kwr aparece levantada en comparacin con las
curvas normales.e) Refleja Estratificacin: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno
equivalente 2D o reducir el nmero de estratos en el modelo.
-
K r
M i x e d S e g r e g a t e d P a r t i a l
P c P c P c
S w
S w
S w
S w
S w
S w
K r K r
a ) D I F U S A b ) S E G R E G A D A c ) P A R C I A L
Seudocurvas que reflejanla Distribucin de los Fluidos
-
O r i g i n a l W o c
S h i f t e d K fK r
S w
Seudocurvas que reflejan Conificaciones
-
Avance preferencial
del aguaen un
yacimientoestratificado
PETR
LE
O
l
i
Na) Antes de ocurrir la ruptura en el estrato l
PETR
LE
OPE
TR
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 PEQUEOS
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 MDT DETERMINACION DE LOS CAP Y CGP ESTIMADO DE POES Y GOES PRESENCIA DE YACIMIENTOS
SEPARADOS POR LUTITAS COMPLICA EL ANALISIS
YACIMIENTOS CON CGP Y CAP
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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
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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
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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
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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, SEGN 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
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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.
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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 Snwmx. SI EL DRENAJE ES COMPLETO LA CURVA
ALCANZA 3 PERO SI NO SE REVIERTE EN 4 Y LAS Sncrt FUNCION Snw ALCANZADA
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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 imbibicin
Curva de drenaje
Saturacin 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
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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
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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 imbibicin
Curva de drenaje
S fase mojante
HISTERESIS EN LA FASE MOJANTE
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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
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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
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SIMULACION DE YACIMIENTOSHISTERESIS DE LA CURVA DE Pc
DONDE EN LA ECUACION ANTERIOR F ES
.histresis igualmente ocurre gas,-agua fases tresde caso elEn anlogo es drenaje a imbibicin de reversoun Para
Pci)-(PcdG Pci Pc reverso, segundoun Para
Sncrt Sn para saturacin Mxima Swma .histresis la de reverso elen Sw :Swhy
0.1 deorden del Parmetro :E
)11/()1ESwhy-Sw
1(
+=
==
+
+
= =EESwhySwmaE
F
-
S fase
mojante
Curva de
Imbibicin
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
kykS
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
-
CALCULO DE VOLUMENES FRACCIONALES EN DRENAJE POR GRAVEDAD. AGUA DEBAJO Xwi
SISTEMAS AGUA-PETROLEO, GAS PETROLEO, GAS AGUA Y PET, GAS Y AGUA
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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
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CALCULO DEL VOLUMEN FRACCIONAL PARA DRENAJE POR GRAVEDAD. GAS ENCIMA DE Xgi
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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
-
PETROLEOPRESION
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
SSSSSSSSSSS
DONDESSkkFSSkkF
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
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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
kkkkk
++=
-
)(( )
-
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.
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO- TABLAS DE SATURACIONES
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
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO- TABLAS DE SATURACIONES
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
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO- TABLAS DE SATURACIONES
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 Sco Y Smax, LAS Kr Y Pc SE EVALUAN A SCALCULADAS COMO
)())(( ScoSm ax
coSm axSSScoSS co +=
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO- TABLAS DE SATURACIONES
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
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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.
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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
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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)
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Kr
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
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SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Kr
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
E
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