Comportamiento de Yacimientos Sep 07, 2013

Comportamiento de Yacimientos Sep 07, 2013
Propiedades de la Roca

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

Propiedades de la Roca: Porosidad Saturación Permeabilidad Compresibilidad Presión Capilar Mojabilidad

Propiedades de la Roca (1/ 5) Con el propósito de conocer la interacción del sistema roca-fluido en los yacimientos de hidrocarburos es necesario conocer cuantitativamente y cualitativamente la relación que existe entre las propiedades petrofísicas y de los fluidos en el yacimiento. La distribución y flujo de los fluidos en un yacimiento esta gobernado por fuerza capilares, de gravedad y viscosas. Dependiendo de las condiciones de análisis, alguna de estas fuerzas sobresale, y por lo tanto, es la fuerza dominante. Por ejemplo, en la migración de hidrocarburos fuerzas de gravedad (flotación) son dominantes.

Propiedades de la Roca (2/5)

Propiedades de la Roca (3/5)

Propiedades de la Roca (4/5) Las fuerzas capilares dominan el entrampamiento de hidrocarburos. Las fuerzas viscosas dominan en la vecindad de los pozos productores e inyectores.

Propiedades de la Roca (5/5) Durante la vida productiva del yacimiento, la combinación de estas fuerzas, da como resultado del empuje de los fluidos hacia el pozo. El flujo de fluidos se da a través del medio poroso que conforma al yacimiento. Por lo tanto, es vital conocer cuantitativamente las propiedades de la roca y de los fluidos. Entre las propiedades de la roca que son útiles para realizar calculos de ingeniería de yacimientos incluyen: porosidad, saturación, permeabilidad, compresibilidad, presión capilar, y mojabilidad.

Porosidad

Porosidad ( 1/5) Este concepto cuantifica 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 (VT). ∅ 𝑎 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑉 𝑝 𝑉 𝑇 = 𝑉 𝑇 −𝑉 𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑉 𝑇

Porosidad (2/5) Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero únicamente conectado y el volumen total de la roca. ∅ 𝑒 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 La porosidad efectiva es la que se usa en los cálculos de volumen, debido a que es la que representa el aceite móvil en el yacimiento.

Porosidad (3/5) La porosidad se clasifica en primaria y secundaria. La porosidad primaria se forma al momento del deposito de los sedimentos, esta incluye porosidad interparticula e intraparticula. La porosidad interparticular o intragranular es la que se forma entre los granos al momento de su depositación.

Porosidad (4/5) La porosidad intraparticular ocurre dentro de los granos, esta se da en formaciones carbonatadas, cuando existe la disolución de material.

Porosidad (5/5) La porosidad secundaria se forma después de la depositación y se desarrolla durante la diagénesis por disolución, dolomitización, y fracturamiento de la roca debido a esfuerzos. Fractura

Porosidad (5a/5) La porosidad (efectiva) en un yacimiento presenta, generalmente, una distribución, como se muestra a continuación:

Promedio Ponderado Saturación de aceite Saturación de agua Saturación de agua

Medición de la Porosidad

Propiedades de los Fluidos: Antecedentes Tipos de Fluidos Factores de Volumen Aceite Factores de Volumen Gas

Antecedentes Una adecuada descripción de la roca, de los fludios, del sistema roca-fluido, distribución de los fluidos y el comportamiento del yacimiento, son requeridos, ya que son el insumo para realizar estudos y análisis para responder las sigientes preguntas y toma de decisiones: Cual es Volumen Origina en el yacimiento? Cual es el Mecanismos de Producción? Predecir el Comportamiento del Yacimiento Definición de una Estrategia de Desarrollo

Antecedentes…. Una consolidación de la información de todas las fuentes disponibles es una buena practica para eleguir la información representativa del yacimiento. Las muestras analizadas en un laboratorio proporcionan el comportamiento volumétrico y propiedades termodinámicas de los fluidos de la formación. Un análisis PVT proporciona la variación de las propiedades termodinamicas y volumetricas del fluido contra presión y temperatura. Un analisis PVT es util para:

Antecedentes… Determinar el volumen original del yacimiento. Evaluar el volumen original a condiciones de superficie Evaluar el comportamiento del yacimiento Modelar el comportamiento del fluido en toda la cadena de producción. Diseñar Instalaciones superficiales: separadores, ductos, etc.

Tipos de Fluidos: Considerando la variación de la densidad con respecto a la presión, es decir, la compresibilidad, podemos identificar diferentes tipos de fluidos . En general se tienen tres fluidos conocidos como: Fluidos incompresibles Fluidos Ligeramente compresibles Fluidos Compresibles La compresibilidad isotérmica es: V = Volumen del fluido  = Densidad del fluido p = presión, psi c = Compresibilad, psi-1

Tipos de Fluidos: Fluido Incompresible Un fluído incompresible es aquel donde el volumen o la densidad no cambian con respecto a la presión, esto es, Fluído incompresible estrictamente no existen. Este comportamiento puede ser asumido para simplificar derivaciones o comportamientos. Un ejemplo de fluido incompresible: agua

Tipos de Fluidos: Fluido Ligeramente Compresible Este tipo de fluidos experimenta ligeros cambios en volumen, o densidad, con respecto a la presión. Conociendo un volumen a una presión de referencia, la variación de la densidad con respecto a la presión puede ser descrita por: V = Volumen del fluido  = Densidad del fluido p = presión, psi ref = referencia c = Compresibilad, psi-1 O, considerando la densidad, Se debe de mencionar que muchas crudos presentan éste comportamiento

Tipos de Fluidos: Fluido Compresible Estos fluidos experimentan grandes cambios en volumen con respecto a cambios en presión. La compresibilidad de estos fluido esta dada por, Todos los gases y mezclas gas-liquido son considerados fluidos compresibles.

Tipos de Fluidos: Densidad contra presión.

Tipos de Fluidos: Considerando la Relación Gas-Aceite, RGA y la densidad API del fluido, es posible identificar diferentes tipos de fluidos: Donnis, 2007.”Essentials of Reservoir Engineering” Leer Capítulo V McCain, 2011.”Petroleum Fluid Correlation”

Relación de Volumenes en Superficie y Yacimiento: La cantidad de aceite y gas producidos de un yacimiento, medidos a condiciones estandar son convertidas a condiciones de yacimiento usando factores de volumen, esto es, Bo, Bg, Rs and R. Aceite Gas Agua Volumen en el Yacimiento Gas L Gas D GasT = Gas L + en Superficie L : Libre D: Disuelto T: Total Los factores de volumen son obtenidos en el laboratorio, hechos con muestras de aceite, gas y agua tomados a condiciones de yacimiento.

Concepto de Aceite Negro El concepto de aceite negro, no se refiere a su color. Este concepto surge de la manera en que su comportamiento es modelado. Este, esta formado de dos componentes, esto es, aceite y gas a condiciones estandar, (c.e.). El concepto de Aceite Negro, asume que en el yacimiento, las composiciones del gas y aceite, permanecen constantes , cualquiera que sean las condiciones de presión y temperatura. De esta manera, los cálculos de Balance de Materia pueden ser expresados en volumenes usando Factores de Volumen, relacionando condiciones de superficie con condiciones de yacimiento. Este comportamiento es aplicado a fluidos que estan “lejos del punto crítico”. Este concepto no puede ser usado, de manera general, en fluidos críticos: aceite volatil o gas y condensado. Estos fluidos deben de ser tratados con Ecuaciones de Estado.

Propiedades Volumétricas Factor de Volumen de Aceite,Bo Bo es la relación de un volumen de una masa dada de aceite mas su gas disuelto, a una presión y temperatura dada, con respecto a su volumen de ese mismo aceite a condiciones de tanque. Note: m Res. Oil = m ST oil +m Std gas

Propiedades Volumétricas Relación Gas Disuelto-Aceite,Rs La Rs es la relación entre el volumen de gas disuelto en el aceite a una presión y temperatura dada y el volumen de aceite en el cual esta disuelto, ambos medidos a condiciones de tanque.

Propiedades Volumétricas Factor de Volumen de Gas, Bg El Bg es la relación de el volumen de gas a una presión y temperaura dada y el mismo volumen de gas medido a condiciones estandar.

Propiedades Volumétricas Relación Gas-Aceite, R,GOR, RGA La RGA es la relación del gas producido entre el aceite producido, ambos medidos a condiciones estandar. Aceite Producido Gas Disuelto Producido Gas Libre Producido Gas Producido = Gas Disuelto + Gas Libre Gas Libre En yac. Aceite con gas disuelto

Propiedades Volumétricas Relación Gas Condensado, CGR El CGR es la relación entre condensado producido y el gas producido, ambos medidos a condiciones estandar

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

Tipos de Fluidos: McCain (2011) hace analisis resultados obtenidos en laboratorio para clasificar fluidos considerando la Relación Gas Aceite Inicial

Factor de Volumen Total: Un

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc. 2.16 kPa/m Psi/ft 7.1 kPa/m Psi/ft 10.13 kPa/m Psi/ft

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc. V=Int= 𝑩𝒂𝒔𝒆 ×𝑨𝒍𝒕𝒖𝒓𝒂 𝟐 V=Int= 𝟏𝟎𝟖 𝒌𝒎 𝟐 ×𝟐𝟗𝟎 𝒎 𝟐 =𝟑𝟏.𝟑 𝒌𝒎 𝟑

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc. V=Int= 𝑩𝒂𝒔𝒆 ×𝑨𝒍𝒕𝒖𝒓𝒂 𝟐 V=Int= 𝟗𝟓 𝒌𝒎 𝟐 ×𝟐𝟔𝟓 𝒎 𝟐 =𝟐𝟓.𝟐 𝒌𝒎 𝟑

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc. V=Int=𝟑𝟏.𝟑−𝟐𝟓.𝟐 = 6.14 km3

Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc. V =𝟑𝟏.𝟑−𝟐𝟓.𝟐 = 6.14 km3 𝑵 𝒐 = (𝑵𝑻𝑮)𝑨𝒉∅ 𝟏− 𝑺 𝒘 𝑩 𝒐 C g/a 𝑵 𝒈 = (𝑵𝑻𝑮)𝑨𝒉∅ 𝟏− 𝑺 𝒘 𝑩 𝒈 C a/a

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