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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
VENTAJAS DESVENTAJAS
•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
VENTAJAS DESVENTAJAS
• 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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Propiedades del Agua de Formación (cont)
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.
Propiedades del Agua de Formación (cont)
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.
Propiedades del Agua de Formación (cont)
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOSPROPIEDADES DEL MEDIO POROSO
POROSIDAD PROMEDIOSUMATORIA/NUMERO DE DATOSPONDERADO POR ESPESORPONDERADO POR AREAPONDERADO POR VOLUMENESTADISTICO: MEDIA, MODA-
DISTRIBUCIÓN 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 = 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.
INGENIERIA DE YACIMIENTOSINTERACCION ROCA FLUIDOS
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
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. 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.
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
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
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 S´co Y S´max, LAS Kr Y Pc SE EVALUAN A S´CALCULADAS COMO
)()´´)((´´ ScoSmax
coSmaxSSScoSS co
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
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)
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
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
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
SIMULACION DE YACIMIENTOSESCALAMIENTO DE CURVAS DE Kr
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.
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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.
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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
INGENIERIA DE YACIMIENTOPROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
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 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.
BALANCE DE MATERIALESYACIMIENTOS DE GAS
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
BALANCE DE MATERIALESYACIMIENTOS DE GAS
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
MECANISMOS DE PRODUCCION COMPACTACION DE LA ROCA
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
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
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
SIMULACION DE YACIMIENTOS-MANEJO DE ACUIFEROS
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
SIMULACION DE YACIMIENTOS-MANEJO DE ACUIFEROS
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
SIMULACION DE YACIMIENTOS-MANEJO DE ACUIFEROS
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
MANEJO DE ACUIFEROSFETKOVICH
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
MANEJO DE ACUIFEROSFETKOVICH
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 DE PRODUCCION
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
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nt
ni
ni
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Dq
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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
CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION
CURVAS DE DECLINACION DE PRODUCCION
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