Comportamiento de Yacimientos_Capítulo 1

1

Comportamiento de Yacimientos

Dr. Fernando Rodríguez de la Garza

Semestre 2005-2

Capítulo 1. Capítulo 1.

Introducción. Introducción.

Comportamiento de Yacimientos Dr. Fernando Rodríguez de la Garza

2

1. Introducción

Estructuras geológicas que se formaron hace millones de años (Ej. Terciario-Mesozoico) y que contienen hidrocarburos entrampados, líquidos y/o gaseosos, en sus espacios porosos y permeables. Un yacimiento es aquella porción de la trampa que contiene aceite y/o gas como un sólo sistema hidráulico conectado.

Roca generadora (Arcilla)

Roca sello (Lutita)

Yacimiento (Arenisca / Caliza)

Los yacimientos petrolerosLos yacimientos petroleros


1. Introducción

• Muchos yacimientos de hidrocarburos están conectados a acuíferos.

• Algunos yacimientos se ubican en cuencas sedimentarias enormes y comparten un mismo acuífero. En este caso, la producción de fluidos de un yacimiento provocará una declinación en la presión de los otros yacimientos, debido a la comunicación que existe entre ellos a través del acuífero.

Los yacimientos petroleros…Los yacimientos petroleros…


3

1. Introdución…

Ejemplos de yacimientos que comparten un acuífero común

Complejo Abkatún-Pol-Chuc

(Región Marina Suroeste – PEP)

Cuenca de la Sonda de Campeche

(Región Marina Suroeste – PEP)

AbkatúnPol

Chuc


Exploración

Descubrimiento

Delimitación

Desarrollo

Recuperación PrimariaRecuperación Primaria

RecuperaciónSecundaria

RecuperaciónMejorada

Abandono

E&P de Hidrocarburos

Ciclo de vida de un yacimiento

1. Introducción


4

Disciplinas que intervienen en la explotación de yacimientos

Disciplinas

Ing. de

Yacimientos

Ing. de

Producción

Ing. de Gas

Ing. Ambiental

Ing. Económica

y Admon.

Investigación

y Laboratorio

Operación de

la Producción

Ing. de

Perforación

Ing. de

Diseño

Geología y

Geofísica

1. Introducción


1. Introducción

Ingeniería de Yacimientos

La aplicación de principios científicos al desarrollo y explotación de yacimientos de aceite y gas, en forma tal que se obtenga la máxima recuperación económica.

Principales Tareas del Ing. de Yacimientos:1. Estimar el volumen de hidrocarburos de un yacimiento2. Estimar los volúmenes recuperables de hc’s y métodos3. Establecer los tiempos de producción


5

La Administración de Yacimientos

El empleo de recursos humanos, técnicos y económicos para maximizar las ganancias obtenidas de un yacimiento mientras que se minimizan las inversiones y los costos de operación

1. Introdución…


1. Introducción

• Inicialmente, los hidrocarburos contenidos en el yacimiento pueden presentarse en una sola fase, o bien, pueden coexistir dos fases, líquido y gas, en equilibrio termodinámico:

– Cuando los hidrocarburos están en una fase, esta puede ser líquida o gaseosa.

– Cuando la fase es solo líquida, todo el gas se encuentra disuelto en el aceite, pi>pb , y es necesario evaluar tanto las reservas de aceite como de gas.

Clasificación de yacimientos petroleros Clasificación de yacimientos petroleros


6

1. Introducción

– Cuando existe sólo fase gaseosa, el gas puede o no contener hidrocarburos vaporizados.

• Si no contiene HC’s vaporizados, el yacimiento es de gas seco.

• Si contiene HC’s vaporizados, estos son recuperados en superficie como “condensados”, ó “líquidos del gas natural”. Los yacimientos en este caso son de gas y condensado, pi>pb., y deben evaluarse reservas de gas y del líquido asociado.



1. Introducción

– Cuando existen dos fases, líquido (aceite) y gas, en equilibrio, se tienen dos zonas en el yacimiento: el casquete de gas y la zona de aceite. En este caso deberán evaluarse cuatro tipos de reservas: 1) El gas libre, 2) el gas disuelto en el aceite, 3) el aceite en la zona de aceite y 4) los líquidos del gas natural recuperables del casquete de gas.

• Aunque los hidrocarburos presentes en un yacimiento son volúmenes fijas, las reservas dependen del método

que se emplee para producir el yacimiento.



7

1. Introducción

Definición de Reservas, (SPE, 1986)

“Son los volúmenes estimados de aceite crudo, condensado, gas natural, líquidos del gas natural, y substancias asociadas comerciables que se anticipa serán comercialmente recuperadas y puestas en el mercado a partir de una cierta fecha, bajo las condiciones económicas existentes, con prácticas operativas establecidas y bajo las regulaciones gubernamentales vigentes”


1. Introducción

Etapas de producción en la vida de un yacimiento.

La producción inicial de hidrocarburos de un yacimiento se obtiene mediante el uso de su energía natural. Esta etapa de producción se conoce como producción primaria.

Cuando se inyecta agua o gas al yacimiento (…se agrega energía) como fluidos desplazantes para ayudar la recuperación de aceite, o bien, se reinyecta el gas producido en yacimientos de gas y condensado para mejorar la recuperación, se entra en una etapa de recuperación secundaria


8

1. Introducción

Etapas de producción…

En ocasiones se inyecta agua o gas para mantener la

presión y productividad de los yacimientos de aceite: Este es un proceso de recuperación secundaria.

En ocasiones el agua de inyección contiene productos químicos, tales como surfactantes, con el propósito de reducir las fuerzas capilares que retienen al aceite en el yacimiento y aumentar su recuperación (…disminuir Sor). Puede inyectarse gas en condiciones miscibles con el mismo fin: Este tipo de procesos se conocen como procesos de recuperación mejorada de aceite. En esta clasificación cae también el proceso térmico de inyección de aire.


1. Introducción


En algunos yacimientos puede convenir implantar un proceso de recuperación secundaria o mejorada antes de que concluya la etapa de producción primaria: Podría incluso ser más conveniente implantar directamente un proceso de recuperación mejorada y omitir la etapa de recuperación secundaria.


9

Producción Primaria

Rit

mo

de

Pro

du

cció

n

Tiempo

Producción Secundaria

Pre

sió

nEtapas de producción…

Inyección de agua

Inyección de gas

1. Introducción


1. Introducción


Este curso se concreta a estudiar el comportamiento de yacimientos durante la etapa de producción primaria.

Durante esta etapa, las fuerzas que impulsan al aceite y gas hacia los pozos productores son:

1) Expansión de los fluidos y la roca2) Desplazamiento natural de fluidos: Expansión del

casquete de gas y/o entrada natural de agua.1) Drene gravitacional2) Expulsión capilar


10

1. Introducción


Cuando no existe acuífero y los hidrocarburos se encuentran en una sola fase en el yacimiento, la recuperación de hidrocarburos se da por la expansión de los fluidos y la roca.

En yacimientos de gas, la expansión de la roca es despreciable comparada con la expansión del gas.


1. Introducción


En yacimientos de aceite con casquete de gas, el drene gravitacional puede de manera importante ayudar a la expansión de los fluidos y la roca.

Normalmente en un yacimiento actúan varios mecanismos de recuperación, pero generalmente uno de ellos es el que predomina. Es común, durante la vida productiva de un yacimiento, evidenciar cambios de un mecanismo de producción a otro, y estos cambios pueden ocurrir de manera natural, o bien ser ocasionados como el producto de la implantación de procesos programados por los administradores del yacimiento para optimizar la recuperación de hidrocarburos.


11

1.1 Tipos de yacimientos: Conforme los fluidos*

Es necesario determinar el tipo de fluido contenido en el yacimiento desde su descubrimiento.

Conocer el tipo de fluido de un yacimiento permitirá definir:

• Método de muestreo

• Tipo de instalaciones superficiales

• Método de calculo de volúmenes originales de fluidos

• Método de cálculo de reservas

• Plan de desarrollo y explotación

• Método de recuperación secundaria o mejorada

1. Introducción

*Cap. 5, McCain, “The Properties of Petroleum Fluids”


1.1 Tipos de yacimientos: Conforme al diagrama de fases*

Por posicionamiento en diagrama de fases P-T y trayectoria de la presión del yacimiento:

1. Yacimientos de aceite negro

2. Yacimientos de aceite volátil

3. Yacimientos de gas y condensado

4. Yacimientos de gas húmedo

5. Yacimientos de gas seco

Cada tipo requiere diferentes enfoques en estudios de ingeniería de yacimientos y producción.

1. Introducción

*Cap. 5, McCain, “The Properties of Petroleum Fluids”


12

Diagramas de fases P-T

0 100 200 300

4500

3500

2500

1500

500

Temperatura del yacimiento, F

Pre

sió

n d

el

Yac

imie

nto

, p

sia

Curva envolvente de

Puntos de Rocío

80%

40%

20%

10%

5%

0%

Punto Crítico:(Pc,Tc)

Curva

env

olven

te d

e

Punto

s de

Bur

buja

Vol. d

e líq

uido

Crincondenbara

Crincondenterma


1.1 Tipos de yacimientos…

Aceite Negro

McCain, The properties of Petroleum Fluids

1. Introducción

• Se conocen también como aceites de bajo encogimiento

• Se caracterizan por tener RGAi

de 200 scf/STB o menores

• RGA aumenta cuando p<pb

• API del aceite en sup < 45 API

• Boi < 2 Res BBl/STB

• C7+ > 30 %Mol


13

Aceite Volátil


1. Introducción

• Se conocen como crudos de alto encogimiento

• 2000<RGAi <3300 scf/STB

• RGA aumenta cuando p<pb

• API > 40

• Boi > 2 Res BBl/STB

• El aceite que se produce cerca de pb se encoge mas de la mitad cuando llega a superficie

• Deben producirse a través de tres o mas etapas de separación

• 13.5 < C7+ < 30

Las ecuaciones de balance de materia estándar no aplican (… suponen que el gas asociado al aceite es un gas seco, lo que no es el caso)


Gas y Condensado


1. Introducción

• Yacimientos de gas que presentan el fenómeno de condensación retrógrada cuando p<pd

• RGAi > 3300 scf/STB (… se han medido hasta 150,000)

• Cuando RGAi > 50,000 scf/STB, el volumen de condensado en el yacimiento es muy pequeño y el yacimiento puede ser tratado como gas húmedo

• RGA aumenta cuando p<pd

• 40 <API líq. en superficie < 60

• Boi > 2 Res BBl/STB

• C7+ < 13.5 %MolLas ecuaciones tradicionales de BM aplican sólo cuando p>pd


14

Gas Húmedo


1. Introducción

• El fluido en el yacimiento se mantiene siempre como gas, en una sola fase.

• En el separador se forman líquidos

• Normalmente el gas del yacimiento contiene agua vaporizada

• Los gases húmedos producen líquidos en superficie con API del orden de los liquidos producidos por los yacimientos de gas-condesado

• Un yacimiento de gas que produce mas de 50,000 scf/STB puede tratarse como yac. de gas húmedo


Gas Seco


1. Introducción

• Un gas seco está compuesto principalmente de metano con algunos intermedios

• El fluido se mantendrá en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie (…no se forman líquidos en superficie)

• El gas no contiene suficientes moléculas pesadas para formar hidrocarburos líquidos


15

0 100 200 300

4500

3500

2500

1500

500

Temperatura del yacimiento, F

Pre

sió

n d

el

Yac

imie

nto

, p

sia C

C1

Yacimientos en el Punto de Burbuja o

Bajosaturados

Yacimientos en el Punto de Rocío o de Gas y Condensado

Yacimientos de Gas Seco

B

B1

A

A1

B2

B3

A2

D

Punto

de

Burbu

ja

Punto de Burbuja

80%

40%

20%

10%

5%

0%

Tc

Punto Crítico Trayectoria del fluido en

el yacimiento

Vol. de

líquid

o


1. Introducción


• De acuerdo a los tipos de roca:– Areniscas– Carbonatos

• De acuerdo a los rasgos geológicos:– Fracturados– No fracturados– Turbidíticos

1.1 Tipos de yacimientos: Otras clasificaciones

1. Introducción


16

1.2 Propiedades de Rocas

Porosidad, φ :

1. Introducción

La relación entre el volumen de huecos, o poros, y el volumen total de la roca.

r

p

V

V

rocadeVolumen

porosdeVolumen==φ

Puede expresarse en fracción o en porciento. Sin embargo, cuando se emplea en una ecuación, generalmente se expresa en fracción


La compresibilidad isotérmica de una sustancia se define como:

1. Introducción

dp

dv

vc

1−=

Es el cambio de volumen que una sustancia experimenta durante uncambio de presión cuando se mantiene la temperatura constante

Donde,

c = compresibilidad isotérmica

v = volumen

p = presión

Unidades = Recíproco de presión



17

1.2 Propiedades de Rocas: Compresibilidad de la Formación cf

f

s

pp

s

pr

s

s

s

r cV

V

dp

dV

Vdp

VVd

Vdp

dV

Vc =

=

−−=

−=

1)(11

1. Introducción

T

p

p

fdp

dV

Vc

=

1ó

dp

d

dp

dV

Vc

p

p

f

φ

φ

11==

Vp = Volumen de poros

Si la presión del fluido en los poros de la roca disminuye, y la presión de confinam.

se mantiene constante, el volumen de sólidos, Vs aumenta y de poros disminuye

)( prrsrpf VVcVcVc +== y rf ccφ

φ−=

1


1.2 Propiedades de Rocas …cf

En areniscas y calizas, cf varía de 2×10-6 a 25 ×10-6 psi-1

1. Introducción

Newman desarrolló correlaciones para estimar cf en psi-1:

Para areniscas (…error absoluto de 3.6%),

( ) 42859.1

6

8721.551

1032.97

φ+

×=

−

fc 0.02 < φ < 0.23

( ) 92990.06

6

1047664.21

10853531.0

φ×+

×=

−

fc 0.02 < φ < 0.33

Para calizas, (…error absoluto de 11.8%),


18

1.2 Propiedades de Rocas: Permeabilidad Absoluta, k

Darcy 1856 ( Flujo lineal )

1. Introducción

−=

dx

dpkAq

µ

La permeabilidad absoluta normalmente se expresa en Darcies. Un Darcy es la permeabilidad de un medio poroso cuando a través de el fluye un solo fluido de 1 cpde viscosidad, a un ritmo de 1 cm3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm.

−

=

dx

dpA

qk

µ


1.2 Propiedades de Rocas: Permeabilidad Absoluta

Ley de Darcy para flujo lineal incluyendo efectos gravitacionales:

1. Introducción

−−=

dx

dD

g

g

dx

dpkAq

c

ρµ

Otros sistemas de unidades usados en la Ley de Darcy:

ft2cm2cm2ft2m2A

cpcpcplbf-s/ft2Pa.sµµµµ

STB/Dcm3/scm3/sft3/sm3/sq

psiaatmdina/cm2lbf/ft2Pap

mddarcycm2ft2m2k

CampoDarcycgsInglésSI


19

1.2 Propiedades de Rocas: Permeabilidad Absoluta

1. Introducción

Permeabilidad expresada en unidades de area, m2, en el SI

1 m2 es una unidad de permeabilidad muy grande, y en la práctica se usa el µm2, esto es:

1 darcy = 0.9896233 µm2

Ó aproximadamente

1 darcy ≅ 1 µm2

Puesto que: 1 m2 = 1×1012 µm2

1 m2 ≅ 1×1012 darcy


1.2 Propiedades de Rocas: Tensión interfacial

1. Introducción

Dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interfase. Las moléculas no se mezclan por su mayor afinidad con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce

como tensión interfacial, σ .

Superficie sólida

AceiteGas

θ

σog

σsoσsg

En condiciones de equilibrio:

At = σsg - σso = σog cos θ

θ = ángulo de contacto

At= Tensión de adhesión

El ángulo de contacto depende de la composición de los fluidos y de la roca y se mide a través de la fase mas densa


20

1.2 Propiedades de Rocas: Mojabilidad.

1. Introducción

Cuando una roca contiene mas de un fluido saturando su espacio poroso, la tensión de adhesión, AT , es quien determina la preferencia de la roca a ser mojada por alguno de los fluidos.

Un parámetro que refleja tal preferencia es el ángulo de contacto

θ< 90°

Aceite

Roca

Agua

Roca mojable por agua

θ= 90°

Aceite

Roca

Agua

Roca de mojabilidad

intermedia Roca mojable por aceite

θ > 90°

Aceite

Roca

Agua


1.2 Propiedades de Rocas: Presión Capilar

ghrrA2 w

2

T ρππ =

ghppPc wwa ρ=−=

1. Introducción

Si se considera un tubo capilar parcialmente saturado con agua y aire, la competencia de fuerzas interfaciales entre los pares agua-aire, agua-sólido y aire-sólido da lugar al fenómeno de capilaridad

Aplicando un balance de fuerzas:

pa

pw

σwaσas

σwsθ

r

Agua

Aireh También se tiene que:

Notar que:

Tw

22rA2ghrPcr πρππ ==

O bien,r

cos2

r

A2Pc T θσ

==


21


1. Introducción

En espacios porosos, intergranulares, la presencia de mas de un fluido da lugar al fenómeno de capilaridad.

Una muestra de roca está constituida por poros de diferentes tamaños y es posible establecer su distribución, esto es, el volumen poroso que corresponde a cada radio, o rango de radios, de poros.

0 Sw 1.0

Pc

Tamaño uniforme de poros

Tamaño variado de poros



1. Introducción

Dependiendo de la manera en que se distribuyen los fluidos en elmedio poroso, lo cual es función de su saturación, la presión capilar adquiere diferentes valores. Pc = Pc( Sf )

Se ha encontrado además que la presión capilar depende de la forma en que ocurren los cambios de saturación: drene o imbibición

1 = Drene

2 = Imbibición

Roca mojable por agua Roca mojable por aceite


22


1. Introducción

Las fuerzas capilares y gravitacionales presentes en un yacimiento son responsables de que en condiciones de equilibrio (… por ejemplo al tiempo cero) exista una zona de transición en las saturaciones, que van del 100% de Sw en el contacto agua-aceite a la Swi en la columna de aceite:

Esto mismo aplica al casquete de gas y la columna de aceite

Pce

0 Swi 1.0

Sw

H

H = Altura de la zona de transición

= [Pcwo(Swi)-Pce ]/g∆ρwo



1. Introducción

Para cada tipo de roca en un yacimiento es posible correlacionar mediciones de presión capilar obtenidas para diferentes valores de φ y k mediante la función J de Leverett

0 Swi 1.0

Sw

J

Motivación:

θσ cos

crP...es adimensional

Si en lugar de r se emplea k

Leverett definió:

( ) ( )φθσ

kSPSJ wc

wcos

=


23


Permeabilidad efectiva.

La ecuación de Darcy se extendió al flujo multifásico en medios porosos mediante su aplicación a cada una de las fases. La permeabilidad que se obtiene se denomina efectiva, kf , a la fase fen cuestión: Si se considera flujo bifásico, o-w, o-g, g-w, se tiene

que kf = kf ( Sf ) … se expresa en unidades de k

1. Introducción

wS

oowo

dx

dpA

q)S(k

−

=µ



Permeabilidad relativa

La relación de la permeabilidad efectiva, kf , y la permeabilidad absoluta, k , se denomina permeabilidad relativa:

1. Introducción

k

)S(k)S(k

ff

frf = (..es adimensional )


24


Cálculos de permeabilidad relativa (…flujo en régimen permanente:

0w

w

s

oo

s

oo

owro

dx

dpA/q

dx

dpA/q

k

k)S(k

=

−

−

==

µ

µ

1. Introducción

1w

w

s

ww

s

ww

wwrw

dx

dpA/q

dx

dpA/q

k

k)S(k

=

−

−

==

µ

µ

Si el gradiente de presión se mantiene constante:

[ ][ ]

0w

w

so

so

wroq

q)S(k

=

=[ ][ ]

1w

w

sw

sw

wrwq

q)S(k

=

=

y

y


1.2 Propiedades de Rocas Cálculos de Kr’s … Ejemplo 3.2 Libro de B. F. Towler

1. Introducción

µw = 1.2 cp

µo = 5 cp

A = 5 cm2

∆p = 3.5 atm

∆x = 12 cm

0.110600.384000.09600.85

0.28800100.2501

0.09790.00480.34000.01670.0850.00100.8

0.07830.01920.27200.06670.0680.00400.7

0.05880.03600.20400.12500.0510.00750.6

0.04030.06240.14000.21670.0350.01300.5

0.02300.09600.08000.33330.0200.02000.4

0.01150.14400.04000.50000.0100.03000.3

00.201600.700000.04200.2

00.28800100.06000

kw

darcy

ko

darcy

krwkroqw

(cm3/s)

qo

(cm3/s)

Sw


25


Cálculos de Kr’s … Ejemplo 3.2 Libro de B. F. Towler

1. Introducción

Permeabilidades Relativas

agua-aceite

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Saturación de agua, Sw

kro krw

Swc 1-Sor



Las Kr’s exhiben también el fenómeno de histéresis

1. Introducción

0 Sw 1.0Swc 1-Sor

Kro - Drene

Kro - Imbibición

Krw – Drene/Imbib.


26


1. Introducción

Las curvas de drene se emplean en estudios de:

• Empuje por gas disuelto ( aceite y agua son mojantes comparado con gas)

• Drene gravitacional (gas desplaza al aceite que se drena) • Procesos de inyección de gas • Aceite o gas desplazando agua ( …procesos de recuperación

terciaria).

Las curvas de imbibición son importantes en:

• Cálculos de inyección de agua• Entrada de agua, • Aceite desplazando gas (ejem. aceite desplazando gas del casquete)


1.2 Propiedades de Rocas: Cálculo de kr’s a partir de Pc

Burdine (1953): kr’s en Drene

wi

wiww

S

SSS

−

−=

1

*

1. Introducción

( )

∫

∫=

1

0

2

*

0

2

*

2*

*

)(

c

w

S

c

w

wwrw

P

dS

P

dS

SSk

w

( )∫

∫−=

1

0

2

*

1

2

*

2***

1)(

c

w

S c

w

wwrnw

P

dS

P

dS

SSk w


27


Brooks-Corey (1964):

b

a

w

wie

b

a

ww

b

a wiec

S

SpdSS

SpdS

SP

+λ

−=

−=

+λ

λ

∫∫12

)(

)1(

1)(

)1(

1

)(

112

*

2

*/2*

22

1. Introducción

λ=

/1* )( w

ec

S

pP

Empleando esta expresión en la integral de kr’s:

Por lo que:

λ

λ32

** )()(

+

= wwrw SSk

−−=

+

λ

λ2

*

w

2*

w

*

wrnw )S(1)S1()S(k


1.2 Propiedades de Rocas: Cálculo analítico de kr’s

1. Introducción

wi

wiww

S

SSS

−

−=

1

*

wiww SSS =⇒= 0*

*

wS

rnwk

0 10

1

rwk

*

wS

)( winw

nwrnw

Sk

kk =

11* =⇒= ww SS

k

kk w

rw =

krw y krnw tienen diferente base

Notar que:


28


k

)S(k)S(k winw

wirnw =

1. Introducción

Puesto que krw y krnw tienen diferente base en las ecuaciones, la ecuación de

krnw debe normalizarse

)S(k

k)S(1)S1(

k

k

)S(k

k

wirnw

rnw

2

*

w

2*

w

winw

nw =

−−=

+

λ

λ

−−=

+

λ

λ2

*

w

2*

wwirnw

*

wrnw )S(1)S1)(S(k)S(k

Esto es:

Donde:

Standing 273.011.108.1)( wiwiwirnw SSSk −−= 0.2<Swi<0.5



1. Introducción

La ecuación de krnw presupone que krnw = 0 cuando Sw*=1, lo que implica

que la fase no mojante en un proceso de drene se mueve en todo el medio desde que se empieza a inyectar. Existe sin embargo un rango de valores donde se construye la saturación crítica de la fase no mojante, tal que en

ese rango krnw = 0. La ecuación debe ser modificada

−

−−

−−=

+

λ

λ2

*

w

2

nwcwi

wiwwirnw

*

wrnw )S(1)SS1

SS1)(S(k)S(k

1- Snwc< Sw* < 1


29


Kr’s en Imbibición:

1. Introducción

−−=

+λ

12*2*

)1(1)).(( nwfnwfwirnwrnw SSSkk

−+−+−= )(

4)()( **2****

21*

nwrnwnwrnwnwrnwnwf SSC

SSSSS

11

*

max,

−=nwrS

C S*nwr, max se obtiene de imbibición


1.2 Propiedades de Rocas: Kr´s en sistemas trifásicos

Considerar: Fase mojante: aguaFase no mojante: gasFase de mojabilidad intermedia: aceite

krw = krw(Sw)

krg = krw(Sg)

kro = kro(Sw, Sg)

Stone presentó dos modelos para el cálculo de kro. El mas empleado es:

1. Introducción

)())(( rgrwrgrogrwrowro kkkkkkk +−++=

Válida para kro ≥ 0 Cuando kro ≤ 0, So es inmóvil


30

1.2 Propiedades de Rocas: Kr´s en sistemas trifásicos

Las permeabilidades relativas en la ecuación anterior se obtienen de sistemas bifásicos agua-aceite y gas-aceite

1. Introducción

*

wS

0 10

1

rwk

*

wS

*

wS

0 10

1

rgk

gS

Sistema agua-aceite Sistema gas-aceite


krow krog

Medición de propiedades PVT del AceiteEl agotamiento y producción de un yacimiento consiste de los siguientes dos procesos, (...o una combinación de ambos):

• Liberación diferencial de gas: El gas es removido del aceite en la medida que se libera

• Ocurre en el yacimiento cuando el gas alcanza su saturación crítica y se separa del aceite

Liberación flash de gas: El gas permanece en contacto con el aceite hasta alcanzar el equilibrio entre las fases

• Ocurre en el yacimiento cuando la saturación de gas es menor que la crítica (...inmóvil)

• Ocurre una vez que el aceite entra en la tubería de producción y fluye junto con el gas que se libera hasta alcanzar separadores,donde alcanzan el equilibrio y son luego separados

1.3 Propiedades de Fluidos


31

Medición de propiedades PVT del AceitePropiedades del aceite y su gas en solución dependen de las condiciones bajo las cuales sean medidas

Para aceites negros, las pruebas PVT estándar son:

• Pruebas de Liberación Diferencial (DL)

• Pruebas de Expansión a Composición Constante (CCE)

• Pruebas Flash del Separador

Para aceites volátiles y gas-condensado, la prueba estándar es de Agotamiento a Volumen Constante (CVD)



Medición de propiedades PVT del Aceite

Prueba de Liberación Diferencial

Consiste de una serie de liberaciones flash ( 10 a 15 ) y mide a diferentes presiones (... hasta la presión atmosférica) y Ty

• La cantidad de gas en solución

• El encogimiento del aceite a medida que el gas es liberado

• Propiedades del gas liberado: densidad específica y z

• Densidad del aceite

El volumen de aceite remanente a presión atmosférica se mide y convierte a 60°F (16°C)...se conoce como aceite residual. El volumen de aceite medido a presiones mayores se divide por volumen de aceite residual (...Volumen Relativo de Aceite, Bod). Los volúmenes de gas remanentes en solución son también divididos por el Vol. de aceite residual para calcular GOR



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Prueba de liberación diferencial (...Towler, pag. 26)

pb



Prueba de liberación diferencial (...Towler, pag. 26)

Bod versus p Bod/Bodb versus p GOR versus p

Figuras tomadas de Moses, “Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Syatems,” JPT. Jul. 1986



33


Prueba de Expansión a Composición Constante

• Mide relaciones Presión/Volumen de los fluidos del yacimiento a composición constante @ Ty y particularmente pb.

• Si p> pb , se mide la

compresibilidad del aceite

bajosaturado

• Si p<pb , se mide Bot en función de la presión




Prueba Flash del Separador

• Describe el comportamiento del fluido del yacimiento a medida que pasa por la tubería de producción, llega a separadores y finalmente al tanque.

• Se recomienda realizar cuando menos cuatro pruebas para determinar las condiciones óptimas de separación: Se mide Bo y Rs

• La presión óptima de separación es aquella que resulta en el menor Bo y Rs . A esta presión, API será el máximo.



34

Medición de propiedades PVT del AceitePruebas Flash del Separador

Condiciones óptimas



Medición de propiedades PVT del AceiteObtención de Bo y Rs para uso en estudios de comportamiento de yacimientos y cálculos de BM

Los datos obtenidos de pruebas de DL deben ser convertidos a lascondiciones de operación de los separadores.

p > pb:

p < pb:

ofbro BVB =

odb

ofb

odoB

BBB =

odb

ofb

sdsdbsfbsB

BRRRR )( −−=

y



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Obtención de Bo y Rs ...



Comportamiento de Yacimientos_Capítulo 1

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