Comportamiento de Yacimientos
Propiedades de la Roca
Sep 07, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
Objetivo de Curso:
Predecir el comportamiento volumétrico de un yacimiento de aceite.
Comportamiento de Yacimientos
Propiedades de la Roca:
-
Porosidad
Saturación
Permeabilidad
Compresibilidad
Presión Capilar
Mojabilidad
Sep 07, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
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.
Comportamiento de Yacimientos
Propiedades de la Roca (2/5)
Sep 07, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Propiedades de la Roca (3/5)
Sep 07, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
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.
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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.
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Porosidad
Comportamiento de Yacimientos
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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).
    − ó
∅ =
=
=
 


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Porosidad (2/5)
Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero
únicamente conectado y el volumen total de la roca.
∅ =
  
 
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.
http://www.pre.ethz.ch/research/projects/?id=comptom
Comportamiento de Yacimientos
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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.
Comportamiento de Yacimientos
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Porosidad (4/5)
La porosidad intraparticular ocurre dentro de los granos, esta
se da en formaciones carbonatadas, cuando existe la disolución
de material.
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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
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Porosidad (5a/5)
La porosidad (efectiva) en un yacimiento presenta, generalmente,
una distribución, como se muestra a continuación:
Histogram with 50 bins
12000
10000
Frequency
8000
6000
4000
2000
0
0
0.02
0.04
0.06
0.08
Porosity
0.1
0.12
0.14
0.16
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Promedio Ponderado
Saturación de aceite
Saturación de agua
Saturación de agua
Comportamiento de Yacimientos
Medición de la Porosidad
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Comportamiento de Yacimientos
Propiedades de los Fluidos:
-
Antecedentes
Tipos de Fluidos
Factores de Volumen Aceite
Factores de Volumen Gas
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Comportamiento de Yacimientos
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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
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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:
Comportamiento de Yacimientos
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.
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Comportamiento de Yacimientos
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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
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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
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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:
O, considerando la densidad,
V = Volumen del fluido
 = Densidad del fluido
p = presión, psi
ref = referencia
c = Compresibilad, psi-1
Se debe de mencionar que muchas crudos presentan éste
comportamiento
Comportamiento de Yacimientos
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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.
Comportamiento de Yacimientos
Tipos de Fluidos: Densidad contra presión.
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Comportamiento de Yacimientos
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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”
Comportamiento de Yacimientos
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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.
Volumen
en Superficie
Volumen
en el Yacimiento
Gas
Gas L
Aceite
Gas D
Agua
GasT
=
Gas L
+
Gas D
Aceite
Aceite
Agua
Agua
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.
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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.
Comportamiento de Yacimientos
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
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Comportamiento de Yacimientos
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.
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Comportamiento de Yacimientos
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.
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Comportamiento de Yacimientos
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Propiedades Volumétricas
Relación Gas-Aceite, R,GOR, RGA
Aceite
Producido
Gas
Disuelto
Producido
Gas Libre
Producido
La RGA es la relación del gas
producido entre el aceite
producido, ambos medidos a
condiciones estandar.
Gas Producido = Gas Disuelto + Gas Libre
Gas Libre
En yac.
Aceite
con gas
disuelto
Comportamiento de Yacimientos
Propiedades Volumétricas
Relación Gas Condensado, CGR
El CGR es la relación entre
condensado producido y el gas
producido, ambos medidos a
condiciones estandar
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Comportamiento de Yacimientos
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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
Comportamiento de Yacimientos
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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
Comportamiento de Yacimientos
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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
Comportamiento de Yacimientos
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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
Comportamiento de Yacimientos
Tipos de Fluidos:
McCain (2011) hace
analisis
resultados
obtenidos en laboratorio
para clasificar fluidos
considerando la Relación
Gas Aceite Inicial
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Comportamiento de Yacimientos
Factor de Volumen Total:
Un
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Comportamiento de Yacimientos
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Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
200
Pressure (kg/cm2)
205
210
215
220
2650
Depth (m)
2700
2.16 kPa/m
0.0954 Psi/ft
7.1 kPa/m
0.3121 Psi/ft
2750
2800
2850
2900
10.13 kPa/m
0.4392 Psi/ft
Pressure
(Kgf/cm2)
204.7
205.3
205.8
207.4
209.4
211.3
213.6
216.2
218.9
Depth
(m)
2680
2705
2730
2755
2780
2805
2830
2855
2880
Grad Prom
Gradiente Kgf/cm2/ Grad Prom
kgf/cm2/m
m
psi/ft
0.02400
0.02000
0.06400
0.08000
0.07600
0.09200
0.10400
0.10800
0.0220
0.0954
0.0720
0.3121
0.1013
0.4392
Comportamiento de Yacimientos
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Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
0
20
40
Area (km2)
60
80
100
2500
2550
2600
Depth (m)
2650
2700
2750
2800
2850
2900
BASE
CIMA
120
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
0
20
40
Area (km2)
60
80
100
2500
120
 ×

  × 
V=Int=

= .  
V=Int=
2550
2600
Depth (m)
2650
2700
2750
2800
2850
2900
BASE
CIMA
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
0
20
40
Area (km2)
60
80
100
2500
120
 ×

  × 
V=Int=

= .  
V=Int=
2550
2600
Depth (m)
2650
2700
2750
2800
2850
2900
BASE
CIMA
Comportamiento de Yacimientos
Sep 07, 2013
Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
0
20
40
Area (km2)
60
80
100
120
2500
2550
2600
Depth (m)
2650
2700
2750
2800
2850
2900
BASE
CIMA
V=Int= .  − . 
= 6.14 km3
Comportamiento de Yacimientos
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Tarea 4: Identificación de Contactos y Vol. de Hc.
0
20
40
Area (km2)
60
80
100
120
2500
2550
BASE
CIMA
2600
Depth (m)
2650
2700
V = .  − . 
= 6.14 km3
C g/a
 =
C a/a
 =
()∅  − 

2750
2800
2850
2900
()∅  − 

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Clase 4