Transcript Clase 6

Comportamiento de Yacimientos
Sep 21, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos
UNAM-FI-Sep 2013
Comportamiento de Yacimientos
Objetivo de Curso:
Sep 21, 2013
Comportamiento de Yacimientos
Sep 21, 2013
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
Comportamiento de Yacimientos
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)
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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:
𝑝𝑜𝑏,𝑒𝑓𝑓 = 𝑝𝑜𝑏 − 𝑝𝑝
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.
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Compresibilidad de la Roca
El incremento de (pob,eff), tiene
los siguientes efectos:
i. El Volumen de la roca del
yacimientos es reducida,
esto es, Vb
ii. 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.
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Variación de la Porosidad con Presión Efectiva de
Sobrecarga…
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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:
1 𝜕𝑉𝑟
𝐶𝑟 = −
𝑉𝑟 𝜕𝑝
𝑇
Donde:
Cr es la compresibilidad de la matriz (solidos
Vr es le volumen de sólidos
1. J. Geertsma. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rock. Trans.AIME, 210:331–340, 1957.
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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:
1 𝜕𝑉𝐵
𝐶𝐵 = −
𝑉𝐵 𝜕𝑝
𝑇
Donde:
CB es la compresibilidad del Volumen Total
VB es le volumen total de la roca (sólidos y
poros)
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Compresibilidad de la Roca
Compresibilidad de Poro, Cp.
Describe el cambio del volumen poroso que conforma la roca,
debido a un cambio de presión:
𝐶𝑝 = −
1 𝜕𝑉𝑝
𝑉𝑝 𝜕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:
1 𝜕∅
𝐶𝑝 =
∅ 𝜕𝑝
𝑇
Nótese el cambio de signo, debido a que la
porosidad aumenta al disminuir la presión.
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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:
𝐶𝑏 − 1 + ∅ 𝐶𝑟
𝐶𝑝 =
∅
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
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Compresibilidad de las Fluidos
La compresibilidad de los fluidos tambien puede determinarse
con la siguiente expresión:
1 ∆𝑉
𝐶=
𝑉 ∆𝑝
𝑇
Donde:
C es la compresibilidad
V es le volumen
p es la presión
Un cambio en el volumen poroso causara un cambio en los
volumenes de los fluidos existente y viceversa, esto es:
∆𝑉𝑓 = ∆𝑉𝑜 + ∆𝑉𝑔 + ∆𝑉𝑤
Combinando ambas expresiones:
𝑉𝑔
𝑉𝑜
𝑉𝑤
𝐶𝑓 = 𝐶𝑜 + 𝐶𝑔 + 𝐶𝑤
𝑉𝑝
𝑉𝑝
𝑉𝑝
𝐶𝑓 = 𝐶𝑜 𝑆𝑜 + 𝐶𝑔 𝑆𝑔 + 𝐶𝑤 𝑆𝑤
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Compresibilidad de las Fluidos
En la Ecuación de Balance de Materia surge un término
denominado compresibilidad total del sistema roca-fluido, esto es:
𝐶𝑡 = 𝐶𝑝 + 𝐶𝑓
Donde: t es total;
p es poro
f es fluidos
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:
𝐶𝑡 = 𝐶𝑝 + 𝐶𝑜 𝑆𝑜 + 𝐶𝑔 𝑆𝑔 + 𝐶𝑤 𝑆𝑤
En el caso de yacimientos bajosaturados, esto es, p > pb y Sg = 0;
𝐶𝑡 = 𝐶𝑝 + 𝐶𝑜 𝑆𝑜 + 𝐶𝑤 𝑆𝑤
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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”
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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 volátil: 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 y
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 (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.
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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.
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
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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
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, por supuesto, 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 causa que el 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 del 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.
Existen 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
plazo.
Dos condiciones mejoran su
funcionamiento: yacimientos con
espesores
grandes
y
alta
permeabilidades verticales.
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Mecanismos Primarios de Recuperación
Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3
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Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3
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Glover, P.: “Formation Evaluation MSc Course Notes”, Chapter 3