Comportamiento de Yacimientos Sep 14, 2013

Comportamiento de Yacimientos Sep 14, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos Propiedades Volumétricas de los Fluidos

Objetivo de Curso:

Propiedades de los Fluidos: Saturación de Fluidos Comportamiento de propiedades vs presión Factor de Volumen Total Clasificación de Fluidos Etapas de Recuperación de Hidrocarburos Mecanismos de Empuje

Saturación de Fluidos Se ha establecido la importancia de conocer la magnitud de la porosidad, debido a que proporciona la cantidad de fluidos que el yacimiento puede contener. Asimismo, la cantidad de cada fase, esto es, gas , aceite y agua en el yacimiento debe ser conocida; es decir, el porcentaje del poro que contiene esta fase. A este termino que se le conoce como saturación de fluidos y se representa como porcentaje o fraccción del volumen poroso ocupado por una fase en particular.

Saturación de Fluidos En el caso de yacimientos de hidrocarburos (gas o aceite) raramente la saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita. (Vease las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa). 𝑆 𝑘 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒, 𝑉 𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜, 𝑉 𝑝 Donde k = o,g,w 𝑉 𝑝 = 𝑉 𝑜 + 𝑉 𝑔 + 𝑉 𝑤 𝑆 𝑜 = 𝑉 𝑜 𝑉 𝑝 𝑆 𝑔 = 𝑉 𝑔 𝑉 𝑝 𝑆 𝑤 = 𝑉 𝑤 𝑉 𝑝 𝑆 𝑜 + 𝑆 𝑔 + 𝑆 𝑤 =1.0

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 sólido de la formación. Generalmente, las formaciones silisiclasticas son preferentemente mojadas por agua. Las formaciones carbonatadas son preferente mojadas por aceite o con mojabilidad intermedia.

Saturación Irreductible de Fluidos Considerando que los fludios han alcanzado el equilibrio, estos presentarán una distribución de acuerdo a su densidad: Gas-Aceite-Agua, en forma general. La distribución de la fase agua iniciará desde un 100 %, desde el contacto agua-aceite, hasta llegar a una saturación irreducible en la parte superior del yacimiento. Esta distribución de saturación de agua es controlada por fuerzas capilares. (Yacimientos no fracturados)

Saturación Irreductible de Fluidos Esta saturación irreducible o congénita es importante conocerla por que reduce el espacio disponible al flujo de gas y aceite. Esta saturación varia con Litologia (permeabilidad). Existe otro termino llamado Saturación crítica, el cual se define como la saturación mínima para que una fase fluya a través de un medio poros. ( se discutira en la definición de permeabilidad relativa)

Saturación Crítica

Promedio Ponderado La saturación de fluidos es diferentes en capas que conformas el yacimiento. Saturación de aceite Saturación de agua Saturación de agua

Propiedades Volumétricas: Bo, ( Formation Volume Factor, Temperatura constante. Etapa Saturada p < pb Etapa Bajosaturada p > pb Gas es liberado, al ritmo de su Rs Fluido se expande, debido a su compresibilidad. El Bo aumenta Todo el gas permanece en solución El aceite se encoge en el yac. El Bo disminuye

Propiedades Volumétricas: Rs, relación gas disuelto en el Aceite Etapa Saturada p < pb Etapa Bajosaturada p > pb Rs es constante Rs disminuye a medida que se libera gas en solución Todo el gas permanece en solución. Es el único que se produce, Qg = Qo * Rs Rs = R = RGA = GOR = Rp

Propiedades Volumétricas: Bg, Factor de Volumen del Gas Etapa Saturada p < pb Etapa Bajosaturada p > pb Para yacimientos de aceite. El Bg tiene sentido en condiciones saturadas El Bg aumenta debido a que el gas se expande mas a medida que disminuye la presión. Un yac. a p y T estandar tendría un Bg = 1

Propiedades Volumétricas: R, Relación Gas-Aceite Etapa Saturada p < pb Etapa Bajosaturada p > pb Si p > pb, Rs = R = RGA = GOR = Rp Efecto de Krc. Y Segregación de gas hacia la parte superior

Factor de Volumen Total: Para describir el comportamiento de un aceite por debajo de la presión de saturación, es conveniente expresarlo en términos de factor de volumen total como función de la presión, Bt. Este es definido como la relación del volumen total de la mezcla de hidrocarburos, esto es, aceite y gas a una presión y temperatura dada y el volumen de aceite a condiciones de tanque. Este factor, Bt, es conocido tambien como factor de volumen de dos fases.

Factor de Volumen Total: Nótese que arriba de la presión de saturación, no existe gas libre. La ecuación se reduce a la que describe el factor de volumen de aceite.

Bo para diferentes fluidos: encogimiento C. Witson,:”Phase Behavior”, SPE Volume 20.

Bo: Encogimiento Diagrama de phase P-T para un fluído crítico Grafica de Variación de volumen de líquido a Temperatura constante.

Relación Gas en solución Aceite: C. Witson,:”Phase Behavior”, SPE Volume 20.

Tipos de Fluidos: McCain (2011) hace analisis de 2828 resultados obtenidos en laboratorio para clasificar fluidos considerando la Relación Gas Aceite Inicial a la presión de saturación y la densidad API. Muestra que los datos son dbastante dispersos y que la API no es un parametro confiable para clasificar los fluidos McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”

Tipos de Fluidos: Aceite negro: relación gas-aceite menores a 1,500 scf/STB, los factores de volumen de aceite son menores a 2.0 res bbl/STB. Aceite volatil: relación gas-aceite mayores a 1,900 scf/STB, los factores de volumen de aceite son mayores a 2.0 res bbl/STB. Entre estos valores de Rsi, el Bo es menor a 2 o mayor. Por lo tanto para valores de 1,500 and 1,900 scf/STB, el tipo de fluido no puede ser determinado con esta información. McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”

Tipos de Fluidos: Relación gas-liquido de 3,200 scf/STB marca la diferencia entre aceites volatiles y gas-condensado El cuadro azul muestra fluidos considerados como gas-condenado. El Cuadro rojo considera los fluidos como aceite volatil. Por lo tanto, un Rsi de 3,200 scf/STB representa la transición entre aceites volatiles y gas-condensado. McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”

Tipos de Fluidos: Algunos fludios gas-condensado, pueden ser tratados como gas humedo. Relaciones de gas-aceite producida igual o mayores 15,000 scf/STB, la composición de C7+ es menor a 4 % mol. Esto confirma que los gases con es valor o mayores pueden ser tratados como gases humedos McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”

Mecanismos de Producción: En la recuperación de hidrocarburos es posible identificar tres etapas de recuperación de aceite: Recuperación Primaria, Recuperación Secundaria, Recuperación Mejorada. Recuperación Primaria: Producción de hidrocarburos usando unicamente la energia natural del yacimiento como mecanismo de empuje. Recuperación Secondaria: Producción de hidrocarburos auxiliado por adición de energia al yacimiento mediante inyección de gas y/o agua. Recuperación Terciaria (EOR) Producción de aceite auxiliado por la adición de energia al yacimiento y alterando las propiedades de la roca y el fluido para mejorar la recuperación de hidrocarburos.

Etapas de Recuperación de Hidrocarburos: Factores de Recuperación Típicos Producción Primaria Sistema Artificial Secundaria Mejorada Emplea energía natural del yacimiento. Usa sistemas artificiales de producción. Agrega energía al yacimiento. Acelera producción de aceite móvil. Libera aceite atrapado en el yacimiento. Tiempo La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la vida del yacimiento para cumplir su objetivo Arana, y Rodriguez: “Administración de yacimientos”, PEP, 2011

Mecanismos de Producción. Cada yacimiento pose caracteristicas singualares incluyendo sus propiedades roca-fluido, geometria, ambiente de deposito y mecanismo primario de empuje. En el estudio de diferentes yacimientos se han agrupado por el tipo de mecanismo de empuje para producir los hidrocarburos. Se ha observado que algunos parametros distinguen estos mecanismos de producción: Factor de Recuperación Final de Hidrocarburos Declinación de la presión Relación Gas-Aceite Producción de Agua Declinación de la Producción

Mecanismos Primarios de Recuperación Existen seis importantes mecanismos de producción. Estos son: Expansión Roca-Fludios Empuje Gas Disuelto Empuje de Capa de Gas Empuje de Acuifero Empuje por Drene Gravitacional Cuando la presión inicial de un yacimiento es mayor que la presión de saturación, este es llamado yacimiento de aceite bajosaturado. En estas condiciones, solo existen aceite, agua y roca. A medida que la presión declina, estos tres componentes se expanden, debido a la naturaleza de su compresibilidad.

Mecanismos Primarios de Recuperación Expansión Roca-Fludios (Cont..) La expansión de los granos de la roca resultado de la declinación de la presión del fluido dentro de los poros, tiende a reducir la porosidad.

Mecanismos Primarios de Recuperación Expansión Roca-Fluidos (Cont..) El fluido, esto es el aceite, también, se expande, por lo tanto con la expansión de la roca y el fluido, el aceite y agua son forzados a salir del poro hacia los pozos productores. Debido a que los valores de compresibilidad de la formación y del aceite están en el rango de 2 a 10 x10-6 y 7 a 20 x10-6 psi-1 respectivamente, la presión del yacimiento experimentara una caída rápida. La recuperación de hidrocarburos es pequeña para este mecanismos de producción. Este mecanismo es el menos eficiente de todos los mecanismos identificados.

Mecanismos Primarios de Recuperación Empuje Gas Disuelto Este empuje es también conocido como Empuje de gas en solución, empuje interno de gas, o mecanismo de depresionamiento. En este tipo de yacimientos, las principal fuente de energía es el resultados de la liberación de gas del crudo y su expansión a medida que la presión declina. A medida que la presión cae por debajo de la presión de burbuja, gas es liberado dentro de los poros. Esta burbujas se expanden y forza al aceite y agua a salir del poro.

Mecanismos Primarios de Recuperación Empuje Capa de Gas Un yacimiento con capa de gas generalmente se beneficia, de alguna manera, del empuje de gas disuelto. Sin embargo, su principal fuente de energía es la expansión de la capa de gas existente en la cima dle yacimiento. Debido a su alta capacidad del gas a expanderse a medida que la presión disminuye, la presión del yacimiento declina lentamente.

Mecanismos Primarios de Recuperación Empuje de Acuifero La energia en el yacimiento es proporcionada por la compresibilidad del acuifero en contacto con el hidrocarburo. A medida que el aceite es producido, el acuifero se expande, soportando la caida de presión. Por supuesto que el empuje del gas disuelto y la capa de gas contribuyen al mantenimiento de la energía del yacimiento. Existem dos tipos de acuiferos: de fondo y laterales.

Mecanismos Primarios de Recuperación Empuje Drene Gravitacional La diferencia de densidades entre el gas, aceite y agua causa una segregación natural en el yacimiento. Este mecanismos es reltaivamente debil y lento, pero llega a ser bastante efectivo a medio y largo tiempo. Dos condicione mejoran su funcionamiento: Yacimientos con espesores grandes y alta permeabilidades verticales.

Mecanismos Primarios de Recuperación Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3

Primer Código : Entregarlo el 19 de Sep antes de las 16 hrs…

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