Comportamiento de Yacimientos Sep 21, 2013

Comportamiento de Yacimientos Sep 21, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos UNAM-FI-Sep 2013

Objetivo de Curso:

Propiedades de los Fluidos: Compresibilidad de la Roca Compresibilidad de los Fluidos Compresibilidad del Sistema Roca-Fluido Clasificación de Fluidos Etapas de Recuperación de Hidrocarburos Mecanismos de Empuje

Compresibilidad de la Roca Un yacimientos de hidrocarburos esta sometidos a una fuerza compresivo que es causado por el peso de los estratos arriba de este. Esta fuerza es conocoda come presión litostática (pob), su valor es aproximamente de 1 psi/ft (xx Pa/m). Por otro lado, la presión de poro (pp),, generalmente menor a la presión litostática, presenta su valor aproximádamente de 0.5 psi/ft (xx Pa/m)

Compresibilidad de la Roca La diferencia entre la presión litostatica y la presión de poro se denomina presión de sobrecarga effectiva (pob,eff), es to es: 𝑝 𝑜𝑏,𝑒𝑓𝑓 = 𝑝 𝑜𝑏 − 𝑝 𝑝 Durante la extracción de fluidos, la presión de poro, esto es, la presión que ejerce el fluido en le interior de los poros, dismunuye, cuasando, por lo tanto, que el (pob,eff), aumente.

Compresibilidad de la Roca El incremento de (pob,eff), tiene los siguientes efectos: El Volumen de la roca del yacimientos es reducida, esto es, Vb Lo granos, esto es los sólidos, que conformna el poro, se expanden. Estos dos cambios en volumen reducen el volumen del poro y, por lo tanto, reducen la porosidad de la roca.

Variación de la Porosidad con Presión Efectiva de Sobrecarga…

Compresibilidad de la Roca Geertsam (1957) describió tres tipos de compresibilidades que deben de ser distinguidas: Compresibilidad de la Matriz de la Roca, Cr. Describe el cambio del volumen de los granos que conforman la roca, de los sólidos, debido a un cambio de presión: Donde: Cr es la compresibilidad de la matriz (solidos Vr es le volumen de sólidos 𝐶 𝑟 =− 1 𝑉 𝑟 𝜕 𝑉 𝑟 𝜕𝑝 𝑇 1. J. Geertsma. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rock. Trans.AIME, 210:331–340, 1957.

Compresibilidad de la Roca Compresibilidad de Total de la Roca, CB. Describe el cambio del volumen total de la roca, esto es, sólidos y poros que conforman la roca, debido a un cambio de presión: Donde: CB es la compresibilidad del Volumen Total VB es le volumen total de la roca (sólidos y poros) 𝐶 𝐵 =− 1 𝑉 𝐵 𝜕 𝑉 𝐵 𝜕𝑝 𝑇

Compresibilidad de la Roca Compresibilidad de Poro, Cp. Describe el cambio del volumen poroso que conforma la roca, debido a un cambio de presión: 𝐶 𝑝 =− 1 𝑉 𝑝 𝜕 𝑉 𝑝 𝜕𝑝 𝑇 Donde: Cp es la compresibilidad del volumen poroso Vp es le volumen poroso de la roca p es la presión de poro Esta compresibilidad puede ser expresada en términos de la porosidad: Nótese el cambio de signo, debido a que la porosidad aumenta al disminuir la presión. 𝐶 𝑝 = 1 ∅ 𝜕∅ 𝜕𝑝 𝑇

Compresibilidad de la Roca Geertsma, 1957, y Evan & Zolotukhin, 1997, muestran que la compresibilidad de poro, Cp, del volumen total de la roca, Cb y de los sólidos (matriz de la roca), Cr, presenta la siguiente relación: 𝐶 𝑝 = 𝐶 𝑏 − 1+∅ 𝐶 𝑟 ∅ Considerando que ambas, la compresibilidad de total del volumen total de la roca (sin fluidos) y la compresibilidad de los solidos, son pequeñas comparadss con la compresibilidad del volumen poroso, Cp, esta es la que se considerada en los calculos de ingeniería de yacimientos. 1. J. Geertsma. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rock. Trans.AIME, 210:331–340, 1957. 2. Ursin, J.R and Zolotukhin, A.B: “ Reservoir Engineering Notes”, 1997

Compresibilidad de las Fluidos La compresibilidad de los fluidos tambien puede determinarse con la siguiente expresión: Donde: C es la compresibilidad V es le volumen p es la presión 𝐶= 1 𝑉 ∆𝑉 ∆𝑝 𝑇 Un cambio en el volumen poroso causara un cambio en los volumenes de los fluidos existente y viceversa, esto es: ∆ 𝑉 𝑓 =∆ 𝑉 𝑜 +∆ 𝑉 𝑔 +∆ 𝑉 𝑤 Combinando ambas expresiones: 𝐶 𝑓 = 𝐶 𝑜 𝑉 𝑜 𝑉 𝑝 + 𝐶 𝑔 𝑉 𝑔 𝑉 𝑝 + 𝐶 𝑤 𝑉 𝑤 𝑉 𝑝 𝐶 𝑓 = 𝐶 𝑜 𝑆 𝑜 + 𝐶 𝑔 𝑆 𝑔 + 𝐶 𝑤 𝑆 𝑤

Compresibilidad de las Fluidos En la Ecuación de Balance de Materia surge un término denominado compresibilidad total del sistema roca-fluido, esto es: Donde: t es total; p es poro f es fluidos 𝐶 𝑡 = 𝐶 𝑝 + 𝐶 𝑓 Esta expresión cuantifica la expansión de los fluidos, esto es, aceite, gas y agua y las reducción del volumen poroso por la declinación de la presión. Por lo tanto, la compresibilidad tota es: 𝐶 𝑡 = 𝐶 𝑝 +𝐶 𝑜 𝑆 𝑜 + 𝐶 𝑔 𝑆 𝑔 + 𝐶 𝑤 𝑆 𝑤 En el caso de yacimientos bajosaturados, esto es, p > pb y Sg = 0; 𝐶 𝑡 = 𝐶 𝑝 +𝐶 𝑜 𝑆 𝑜 + 𝐶 𝑤 𝑆 𝑤

Tipos de Fluidos: McCain (2011) realizo análisis de 2800 resultados obtenidos en laboratorio para clasificar fluidos considerando la Relación Gas Aceite Inicial, la presión de saturación y la densidad API. Muestra que los datos son bastante 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 volátil: 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 y 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 (Terciaria). 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. Para estudio de los 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 varios mecanismos de producción y/o cominaciones. Estos son los principales: 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, por supuesto, 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 causa que el 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 del 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. Existen 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 plazo. Dos condiciones mejoran su funcionamiento: yacimientos con espesores grandes y alta permeabilidades verticales.

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

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