EBM Yacimientos de Gas y Oil Shale

8/15/2019 EBM Yacimientos de Gas y Oil Shale

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Balance de materia yacimientos de Gas sh

Oil shaleDiana Carolina Salazar Cano Cod: 2008277627

Eduardo José Salguero Ospina Cod: 20131119871


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EL SHALE

Es una roca Sedimentaria grano fino alto contenido de partículas de tamaño arcilla (> 65%) Presenta fisilidad.

depositada en aguas poco móviles: depósitos lacustres, deltas de los ríos, en lasarenas de playas costa afuera y en ambientes de inundación.

La porosidad de la matriz es altamente variable. La K tiene un valor en el rango de micro a nanodarcy. Contenido orgánico: generador, almacén. Para producir hidrocarburos: termalmente maduros , calor y presión.


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MECANISMO DE ALMACENAMIE

yacimientosconvencionales de g

en los poros de la roca compresión.

Yacimientos de gas shaleel gas libre es almacenaen la red fracturas, el resalmacenado dentro de matriz de shale por

adsorción.


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Fuente: SPE 140555 Design of Multiple Transverse Fracture Horizontal Wells in ShaleGas Reservoirs. Bo Song, Texas A&M University; Michael J. Economides, University of

Houston, Christine Ehlig-Economides, Texas A&M University.


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MECANISMO DE PRODUCCIÓN

Debido a la desorción. La baja permeabilidad del Sha

ha llevado a realizar diseños de estimulación utilizangrandes volúmenes de agua para el fracturamiensiendo la forma más económica y práctica paestimular el gas shale. Los volúmenes de agbombeados en una zona exceden los 100000 bbl.


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• Principalmente metano.• (CO2), (N2).Composición

del gas shale

• cálculo volumétrico usando:• Vr, φ,Sn, P y uso de la isoterma

de Langmuir (estimar elvolumen de gas adsorbido).

Estimación delgas original

• Inmóvil.•Atribuida a los fluidos utilizados

en el fracturamiento ycompletamiento.

El aguapresente


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Figura 1.3 Modelo petrofísico de Ambrose et al mostrando los constituyevolumétricosde una matriz típica de gas shale

Fuente: SPE 141416. Multicomponent Sorbed-phase Considerations for Shale Gas in

place Calculations. Ray J. Ambrose, Robert C. Hartman, Weatherford Labs and I. Yucel Akkutlu


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Método de Langmuir La isoterma de adsorción de Langmuir asume

el gas se adhiere a la superficie del shalecubre como una sola capa (monocapa

modelo indica que la cantidad de gaequilibrio con la superficie de la roca es funde la presión a una temperatura fija.

La formulación de la isoterma es:

Donde:

V (P) = Contenido de gas, pcs/ton

P = Presión, psia

PL = Parámetro de presión de Langmuir, psia

VL = Parámetro de volumen de Langmuir, pcs/ton


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Comportamiento típico de la Isoterma deLangmuir

Fuente: Fekete Harmony/ Reference Materials/ General Concepts/ Langmuir Iso


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Volumen Langmuir (VL) Es la máxima cantidad de gas que puede adsorber el shale a una pre

infinita. VL=pcs/ton (volumen de gas por unidad de masa de roca); el volumen puede ser convertido a pcs/ (volumen de gas por volume

unitario de roca) multiplicándolo por la densidad de la roca (ρB).

Presión Langmuir (PL) Es la presión a la cual ½ VL puede ser

adsorbido.

un shale de alta adsorción tiene

PL: 1800 psia

VL: 120 pcs/ton

un shale de baja adsorción tiene

PL: 1150 psia

VL : 50 pcs/ton.


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Isotermas de Langmu ir para shales de baja y alta adsor ción


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Comparación de las gráficas de q vs t para yacimientosde gas convencional (izquierda) y gas shale (derecha).


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Stimulated Reservoir Volume (SR A la hora de evaluar el comportamiento de pozos de gas shale, se de

tener en cuenta que el análisis queda limitado a la aplicación de

modelo denominado Volumen del Yacimiento Estimulado (SRV), el casume que el ancho del yacimiento es igual a dos veces la longmedia de la fractura (Ye=2xf). Este modelo es razonable y válido deba la muy baja permeabilidad de la matriz.


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Esquema de un pozo de múltiples fracturas, indicando el SRV.

Fuente: SPE 144583. A Semi-Analytic Method for History Matching Fractured S

Gas Reservoirs. Orkhan Samandarli, Hasan A. Al-Ahmadi and Robert A.

Wattenbarger / SPE, Texas A&M University


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FLUJO DE FLUIDOS

Se debe principalmente a:

Flujo de la matriz a las fracturas (paralelo al pozohorizontal) Flujo de las fracturas al pozo (perpendicular al pozo). Flujo de la zona no estimulada a la zona estimulada

(perpendicular al pozo).


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Condiciones promedio para qudesarrolle un shale productivo.

Fuente: Shale Gas & Shale Oil: Solutions for your Shale Gas and Liquid-Rich

Challenges


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Balance de materia enYacimientos de Oil shale

Condiciones:

1. Conocimiento de la razón de permeabilidades (Kg/Ko).

2. Determinación de la saturación de aceite So.


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Las muestras de núcleos son analizadas con varias satlíquidos para desarrollar la relación k g/k o.

=

5,6146∗

En la determinación de la saturación de aceite, So,

de agua es cero. ∗

∗ ∗ ( 1 )

Curva de razón de permeabi


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La ecuación general de balance d

materia es: N = − ++−−+ − +( −)

Si el estudio del fluido dice que este estabinicialmente en el punto de burbuja, no hacapa de gas. Y si no hay flujo de agua producción de el sistema de fracturentonces Wp y We se asumen como cer

entonces: N = − +−+ −

Cuando N ha sido calculada, la EBM puedser modificada para calcular futurrecobros.


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Tracy propuso un procedimiento de cálculos para determinaproducción incremental con base de la estimación de produccióGOR, los pasos son:

1. Cálculos por debajo del punto de burbuja pero por encima dpresión de saturación critica

2. Cálculos por debajo del punto de burbuja y por debajo dpresión de saturación critica.

La presión de saturación crítica del gas es en la que esta fase empa fluir independientemente del aceite

La presión critica del gas puede ser estimada con GOR, Rs y el producido, R. Si RRs el aceite es incapaz de contribuir todo el gas producido.

La intersección de R y Rs en la gráfica, proveerá la Psgc


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Cuando ya se tienen todos los datos, la Ec. 4 se upara determinar el OIP inicial. La Psgc se determidel análisis solución GOR vs P.

La versión de Tracy de la EBM de Tarner puede saplicada, pero es un procedimiento ensayo y erque involucra la estimación de producción dGOR a la mas baja presión aceptable y ecuación del GOR.

El primer cálculo con el método de Tracy será depresión de fondo usada para calcular N hasPsgc. Hasta que la Psgc es alcanzada Kg/Ko asumida como cero, esto es razonable porqsobre la Psgc no hay gas libre fluyendo y Kg tiena cero.

Procedimiento de cálculo


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El factor de formación del volumen de ges tomada de la prueba flash, los siguiencálculos se hacen desde la Psgc hasta un

presión de abandono asumida.Se obtiene Kg/Ko por debajo de la Psgc y

FVF del gas se toma ahora de la pruebdiferencial, posteriormente los resultados pasan a unidades de campo con el uso d

el OIP previamente estimado.


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Balance de materia enYacimientos de Gas shale


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IMPORTANCIA DE LA EBM

La Ecuación de Balance de Materia (EBM) es unaherramienta fundamental para:

Determinar la cantidad de gas presente en unyacimiento a cualquier tiempo durante el agotamient

para estimar la cantidad de hidrocarburo inicial en elyacimiento

Predecir la producción y recuperación total del gasbajo condiciones de abandono.


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EBM PARA YACIMIENTOS DE GASCONVENCIONAL

Para un yacimiento volumétrico de gas convencional:

Y en términos de P/Z es: CONSIDERACIONES

• Yacimiento Volumétric

• Mecanismo de Empuj

Expansión del gas


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Esta ecuación tiene la forma de una línea recta alrealizar un grafico de P/Z vs GP, de la cualpodemos obtener el gas original total inicial (G) sextrapolamos a un P/Z=0.

EBM PARA YACIMIENTOS DE GAS NO


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EBM PARA YACIMIENTOS DE GAS NOCONVENCIONAL.

Para desarrollar la EBM más generalizada es necesahacer la modificación a partir de la ecuación:

convencional

teniendo en cuenta otros mecanismos de empuje como intrude agua en yacimientos con empuje hidráulico, expansión dformación y fluidos residuales en yacimientos sobrepresionado

la desorción del gas en yacimientos de gas metano asociadmantos de carbón y gas shale.No convencional


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Δ V debido a la intrusión de agua:

Δ V debido al efecto de expansión de los fluidos residuales

formación:

Δ V debido a la desorción de gas:


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La EBM avanzada se obtiene luego de la sustitución de las ecuaciones


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Esta ecuación puede ser reducida a:

Donde Cwip, Cep y Cd representan el cambio relativo en el volumen po

causado por cada mecanismo específico mencionado anteriormente defin

como:

SIMPLIFICACIÓN DE LA EBM PARA


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SIMPLIFICACIÓN DE LA EBM PARAYACIMIENTOS DE GAS NOCONVENCIONALES


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SIMPLIFICACIÓN DE LA EBM PARA YACIMIGAS NO CONVENCIONALES

Ó


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Factorizando:

Como sabemos :

SIMPLIFICACIÓN DE LA EBM PARA YACIMIENTODE GAS NO CONVENCIONALES


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Reemplazando:

Reorganizando, finalmente queda:

SIMPLIFICACIÓN DE LA EBM PARA YACIMIGAS NO CONVENCIONALES


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Fuente: S. Moghadam, O. Jeje, L. Mattar. Advanced Gas Material Balanc

Simplified Format. SPE 2009 49.

Desventaja


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Desventaja

la línea cruza el eje de las abscisas a Gf y no a G como enel balance de materia convencional. Esto se debe a quela ecuación esta basada en el volumen poroso de

yacimiento.

King desarrolló una EBM para yacimientos de gas metanoasociado a mantos de carbón incluyendo un nuevotérmino llamado Z* en función de la saturación de aguapromedio

Modificando la ecuación


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Así:

donde:


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se puede emplear para todo tipo de yacimiento(convencional, sobrepresionados, mantos de

carbón o shale

Moghadam

balance de materia convencional.

Ecuación de Moghadam

P/Z** son mas similares a los de P/Z


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Nota: Zi** = Zi.

B l d M t i A d M difi d (Z** d M h d )


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Balance de Materia Avanzado Modificado (Z** de Moghadam).

Fuente: S. Moghadam, O. Jeje, L. Mattar. Advanced Gas Material Balance, in

Simplified Format. SPE 2009 49.

Ecuación derivada del método


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Gas libre Gas adsorbido

Ecuación derivada del métodovolumétrico:

Á


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BALANCE DE MATERIA ESTÁTICO

3. Calcular Z** y la relación G/Gf, note que si no

presenta adsorción G/Gf = 1. Si está presente adsorción:

1. Especificar la compresibilidad de la formación (Cla presión inicial del yacimiento (Pi) y seleccionar

modelo de acuífero.2. Calcular Cep y Cd y asumir Cwip = 0.

Si hay adsorción


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4. Graficar P/Z** vs GP

5. Dibujar la mejor línea recta que se ajuste a losdatos y extrapolar a G en el eje de las abscisas.

6. Ajustar los parámetros del acuífero: calcularWe 7. Calcular Cwip con laecuación

8. Retornar al paso 3 y repetir hasta alcanzar lamejor tendencia lineal.

Índices de empuje


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p j

Índice de empuje del gas.

Índice de empuje de lacompresibilidad de la formación yla saturación delos fluidos residuales.

Índice del empuje hidráulico.

Índice de empuje de la desorción del gas.

Bibli fi


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Bibliografia

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G i t ió

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Gracias por su atención

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