Comportamiento de Yacimientos Ago 17, 2013

Comportamiento de Yacimientos Ago 17, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos Introducción

Objetivo de Curso: Predecir el comportamiento volumétrico de un yacimiento de aceite.

Introducción (1): - Conceptos básicos de Geología Petrolera Rocas Sedimentarias Clasificación de trampas

Introducción (2): Recursos y Reservas de Hidrocarburos Definición de recurso petrolero Definición de Reservas Reservas Probada Reserva Probable Reserva Posible Reserva 1P, 2P 3P Estimación de Reservas

Introducción (3): Sistema de unidades Unidades de Campo Sistema Internacional, SI Obtención de factores de conversión de unidades

Introducción (4): Conceptos de Ingeniería de Yacimientos Definición de medio continuo Presión en el yacimiento Presión del fluido Presión litostática Distribución de presión en el yacimiento

Conceptos básicos de Geología Petrolera

Conceptos básicos de Geología Petrolera. Rocas Sedimentarias

Conceptos básicos de Geología Petrolera. Clasificación de Trampas Estructurales Afallamiento Domo Salino Estratigraficas

Recursos y Reservas de Hidrocarburos Fuente: libro de reservas de PEP-2013

Definición de Recurso Petrolero Los recursos petroleros son todos los volúmenes de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable de esas cantidades. Dentro de esta definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada en principio se le denomina volumen original de hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas. En particular, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente explotables.

Recurso Petrolero (Cont.)

Definición de Reservas de hidrocarburos Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, de acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: - Deben estar descubiertas - Ser recuperables - Ser comerciales -Mantenerse sustentadas

Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.) Las reservas son categorizadas de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones y pueden sub clasificarse en base a la madurez del proyecto y caracterizadas conforme a su estado de desarrollo y producción. La certidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de la disponibilidad de esta información al tiempo de la estimación e interpretación.

Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.) El nivel de certidumbre se usa para clasificar las reservas en : probadas o no probadas. remanante

Definiciones de Reserva Probada Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Definiciones: Reserva Probable Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.

Definiciones: Reserva Posible Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos factible su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas más probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores

Definiciones: Reserva 1P, 2P, 3P Reserva 1P: Es la reserva probada. Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables. Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables más las reservas posibles

Estimación de Reservas Básicamente existen tres formas de estimar las reservas de hidrocarburos: Analogía Estimación Volumétrica Determinístico Probabilístico Análisis de comportamiento Curvas de Declinación Balance de Materia Simulación Numérica de Yacimientos

Estimación de Reservas: Analogía Algún otro yacimiento puede ser considerado mostrando características similares al yacimiento analizado. Ya sea considerando similitudes por pozo o considerando factores de recuperación. En esta estimación las características a considerar incluyen espaciamiento entre pozos, Características petrofísicas, profundidad del yacimiento, presión, temperatura, espesor , mecanismos de empuje. El uso de esta técnica puede ser la única alternativa para el calculo de reservas cuando se carece de información del comportamiento de los pozos o de las características del yacimiento.

Estimación de Reservas: Volumétrica-Determinística Esta técnica se basa en “escalar” la información obtenida en los pozos y apoyada por la sísmica en las áreas no perforadas mediante técnicas de interpolación. Los parámetros considerados son: Isopacas de espesor bruto del yacimiento Isopacas de espesor neto del yacimiento Isopacas de Porosidad del yacimiento Isopacas de Saturación de fluidos

Estimación de Reservas: Volumétrica-Probabilística Esta técnica se basa en considerar la incertidumbre de las variables que intervienen en la función objetivo, es decir: 𝑁 𝑝,𝑎𝑏𝑎𝑛𝑑𝑜𝑛𝑜 = 𝐴ℎ∅ 1− 𝑆 𝑤 𝐵 𝑜 𝐸 𝑅,𝑜 Ec. 1 Un calculo probabilístico* (o Estocástico) de volumen a recuperar de la presión inicial hasta la presión de abandono, Np,abandono, se basa en la distribución de probabilidades de cada variable , esto es, A,h,f, Sw, Boi,Er. El rango de variación de cada variable a elegir aleatoriamente debe de ser establecido a priori. *Nota : Al final del semestre se tratar en detalle la simulación Montecarlo

Estimación de Reservas: Volumétrica-Probabilística Creadas las distribuciones de cada variable, que por simplicidad pueden ser distribuciones triangulares, se realizan un numero alto de repeticiones (realizaciones) en la ec. 1. Se toma aleatoriamente puntos en cada distribución y se determina el valor de la ec 1. Se recomienda hacer al menos 5000 realizaciones. Los resultados son ordenados en forma ascendente y se colocan en una grafica de frecuencia (histograma) y se crea la curva de densidad de probabilidades, come se muestra en la siguiente figura.

Estimación de Reservas: Volumétrica-Probabilística

Estimación de Reservas: Análisis de Comportamiento Curvas de Declinación. Este método predice el comportamiento futuro mediante el ajuste de tendencias observadas de la declinación de la producción usando ajustes hiperbólicos, harmónicos o exponenciales. Balance de Materia. Este método considera el comportamiento de yacimiento como un tanque utilizando propiedades PVT promedio y la historia de presión-producción. Simulación Numérica de Yacimientos. Considera un ajuste previo de la historia y posteriormente realiza un pronostico hasta un limite económico.

Sistema de Unidades de Campo

Sistema Internacional de Unidades Esta basado en siete “unidades base” que definen siete cantidades base que son dimensionalmente independientes

Obtención de Factores de Conversión 1 año cuanto equivale en seg?

Medio Poroso: Un medio poroso es un sistema compuesto de una parte solida y un parte vacia, esto es, un volumen poroso que puede estar saturado con uno o mas fluidos (aceite, gas y agua).

Medio Continuo: El entendimiento del flujo de fluidos en medios porosos en el ámbito de la ingeniería de yacimientos se basa en el concepto de medio continuo. Este concepto físico considera que sólido y los fluidos contenidos en el medio poroso (gas-aceite-agua), si existen, están presentes en forma continua en cualquier escala que se considere, esto es, sin importar el tamaño del volumen de control considerado.

Medio Continuo: En una micro-escala, el medio poroso es heterogéneo En un punto cualquiera se tiene 100% de una fase (Fase sólida) y 0% del resto de las fases (fluidos). 100% Solido El concepto de medio continuo asume que todas las fases son continuas dentro de un volumen representativo del medio poroso (REV), incluido la fase sólida. Fracción f Fracción s

Volumen Representativo Solo un volumen suficientemente grande será representativo del medio considerado. Dominan Efectos microscópicos REV Knut, “Matehmatical Models for Oil Reservoir Simulation”

Volumen Representativo Solo un volumen suficientemente grande será representativo del medio considerado. Volumen Representativo Dominio Representativo Dominan Efectos microscópicos Heterogeneidades Grano (solido)

Porosidad Este concepto constituye la parte del volumen total de una roca que no es ocupado por los granos solidos de la roca. Se expresa en fracción y en porcentaje. Considerando la conectividad de este volumen: se tiene dos tipos de porosidad: Porosidad Absoluta: relación del volumen total que no es roca (Vp) y el volumen total de la roca (Vb). Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero unicamente conectado y el volumen total de la roca.

Idealización de medios porosos

Variación de la porosidad con profundidad

Variación de compresibilidad con la porosidad

Porosidad: Distribución Probabilística

Sistema Internacional

Sistema Internacional (factores de conversión)

Sistema Internacional ( Prefijos )

Permeabilidad La permeabilidad es una propiedad de la roca. Esta representa la habilidad del medio poroso para conducir fluidos. En términos del numero de fases que transporta el medio, existen dos tipos de permeabilidad: Permeabilidad Absoluta Permeabilidad Efectiva La relación de la permeabilida efectiva entre la permeabilidad absoluta se le conoce como permeabilidad relativa

Permeabilidad En 1856, Darcy investigó el flujo de agua a través de un filtro de arena para purificarla:

Permeabilidad Relativa Es la relación entre la permeabilidad efectiva a una saturación dada y la permeabilidad absoluta. Por ejemplo, la permeabilidad relativa al aceite se define de la siguiente manera:

Porosidad vs Permeabilidad

Saturación de Fluidos La saturación de un fluido en un medio poroso es la fracción del poro ocupado por ese fluido en particular. En el caso de yacimientos de hidrocarburos (gas o aceite) raramente la saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita. So=Vo/Vp Sw=Vw/Vp Sg=Vg/Vp

Saturación de Fluidos Si dos fluidos o mas coexisten (i.e. aceite y agua), su distribución depende de la mojabilidad de cada fase con el solido de la formación. Generalmente, las formaciones silisiclasticas son preferentemente mojadas por agua. Las formaciones carbonatadas son preferente mojadas por aceite o con mojabilidad intermedia.

Mojabilidad La mojabilidad de un sistema roca fluido es una propiedad capilar. Esta, es la capacidad de un fluido, en la presencia de otro, de cubrir – extenderse en- la superficie de la roca. La mojabilidad juega un papel muy importante en la producción de gas y aceite y no solo determina la distribución inicial de los fluidos en el yacimiento. El grado de mojabilidad de los sólidos por algún líquido es usualmente medido por el angulo de contacto de la interface líquido-líquido con el sólido.

Mojabilidad El ángulo de contacto es usado para medir la mojabilidad . En el caso de un fluido mojante, el angulo de contacto es menor a 90o Si el contacto es mayor a 90o , el fluido es referido como no-mojante.

Permeabilidad Relativa: Diferente mojabilidad

Presión de Yacimiento y Distribución de Fluidos

Presión del Yacimiento La presión hidrostática de una columna de agua a la profundidad D, es calculada como: Donde: (dp/dz)w es el gradiente de presión de la fase agua. Do es una profundidad arbitraria, i.e. nivel del mar. Para un gradiente constante:

Presión del Yacimiento Si Do es considerada al nivel del mar, se tiene: Gradientes de presión normales para agua, aceite y gas:

Presión de Yacimiento C B A

Saturación La saturación de un fluido es la fracción del poro ocupado por ese fluido en particular. En el caso de yacimientos bajosaturados de aceite, raramente la saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita. La saturación de aceite, en un yacimiento bajosaturado, va del 0% (acuifero) a (1-Swi) en la cima del yacimiento.

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