Comportamiento de Yacimientos
Sep 14, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos
• Propiedades Volumétricas de los Fluidos
Comportamiento de Yacimientos
Objetivo de Curso:
Sep 14, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Sep 14, 2013
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
Comportamiento de Yacimientos
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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.
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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).
 =
   , 
 , 
Donde k = o,g,w
 =  +  + 
 =


 =


 +  +  = 1.0
 =


Comportamiento de Yacimientos
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.
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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)
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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)
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Saturación Crítica
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Promedio Ponderado
La saturación de fluidos es diferentes en capas que
conformas el yacimiento.
Saturación de aceite
Saturación de agua
Saturación de agua
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Propiedades Volumétricas: Bo, ( Formation Volume
Factor, FVF) @ 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
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Propiedades Volumétricas: Rs, relación gas disuelto
en el Aceite
Etapa Saturada
p < pb
Rs disminuye a
medida que se libera
gas en solución
Etapa Bajosaturada
p > pb
Rs es constante
Todo el gas permanece
en solución. Es el único
que se produce,
Qg = Qo * Rs
Rs = R = RGA = GOR = Rp
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Propiedades Volumétricas: Bg, Factor de Volumen
del Gas
Etapa Saturada
p < pb
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
Etapa Bajosaturada
p > pb
Para yacimientos de
aceite. El Bg tiene
sentido en condiciones
saturadas
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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
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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.
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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.
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Comportamiento de Yacimientos
Bo para diferentes fluidos: encogimiento
C. Witson,:”Phase Behavior”, SPE Volume 20.
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Bo: Encogimiento
A. Diagrama de phase P-T para un
fluído crítico
B. Grafica de Variación de volumen de
líquido a Temperatura constante.
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Relación Gas en solución Aceite:
C. Witson,:”Phase Behavior”, SPE Volume 20.
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Comportamiento de Yacimientos
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”
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Tipos de Fluidos:
Aceite negro: relación gasaceite menores a 1,500 scf/STB,
los factores de volumen de
aceite son menores a 2.0 res
bbl/STB.
Aceite volatil: relación gasaceite 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”
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Tipos de Fluidos:
Relación gas-liquido de 3,200
scf/STB
marca la diferencia
entre aceites volatiles y gascondensado
El cuadro azul muestra fluidos
considerados
como
gascondenado. 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 gascondensado.
McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”
Comportamiento de Yacimientos
Tipos de Fluidos:
Algunos
fludios
gascondensado,
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”
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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.
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Etapas de Recuperación de Hidrocarburos:
Factores de Recuperación Típicos
Producción
40%
25%
Primaria
10%
10%
Rec. Primaria
Sistema Artificial
Rec. Secundaria
Rec. Mejorada
Volumen Remanente
15%
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
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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
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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
Expansión Roca-Fludios
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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
funcionamiento: Yacimientos
espesores
grandes
y
permeabilidades verticales.
su
con
alta
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Mecanismos Primarios de Recuperación
Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3
Comportamiento de Yacimientos
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Mecanismos Primarios de Recuperación
Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3
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Mecanismos Primarios de Recuperación
Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3
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Primer Código : Entregarlo el 19 de Sep antes de las 16 hrs…
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Clase 5