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Recuperacin Secundaria y Mejorada
Captulo III. Conceptos Petrofsicos y del Comportamiento de Fases
Semestre 2016-I
GEPM 1
Objetivo
El alumno definir los conceptos bsicos de petrofsicay del comportamiento de fases, as como suimportancia en la recuperacin de hidrocarburos.
GEPM 2
Examen Conocimientos
1. Defina recuperacin primaria, secundaria y mejorada2. Mencione y explique al menos 3 mtodos de recuperacin mejorada3. Cules son las propiedades petrofsicas bsicas en el temario? De una breve
definicin, pueden ayudarse de frmulas o relaciones4. Cual es la diferencia entre permeabilidad absoluta, permeabilidad relativa y
permeabilidad efectiva5. Defina mojabilidad6. Si tenemos una yacimiento con una saturacin de agua irreductible (Swi) de 15%
y una saturacin de aceite residual (Sor) de 30%, cual sera la mxima cantidadde aceite que podramos recuperar
7. Dibuje un curva de presin capilar con una amplia zona de transicin agua-aceite8. Mencione los tipos de yacimientos, con base en el hidrocarburo que contengan9. Dibuje un diagrama de fases presin-temperatura para un aceite negro10. Defina y grafique: factor de volumen del aceite, relacin de solubilidad gas en
aceite, viscosidad del aceite11. Describa, en sus palabras, por qu cree que es importante en su carrera tener
conocimientos sobre recuperacin secundaria y mejorada
GEPM 3
volumen poros interconectados
volumen Total =
La porosidad representa los espacios libres que hay enel interior de un volumen de roca
Se puede presentar en porcentaje o fraccin
Puede ser absoluta o efectiva
Porosidad ()
GEPM 4
MAYOR
MENOR
Primaria Se establece al momento en el que elsedimento inicialmente se deposita
Secundaria Es el resultado de procesos despus de ladepositacin, generalmente debidos a procesosgeolgicos y geoqumicos. Puede ser de una fractura,vugular o ambas
Porosidad ()
GEPM 5
Mtodos de obtencin:
Directos
Ncleos (anlisis de laboratorio)
Afloramientos (nos dan una idea)
Indirectos
Registros (snico, densidad, neutrn)
Porosidad ()
GEPM 6
Porosidad ()
Mtodos de promedio de porosidad
Aritmtico
Ponderado con espesor
Ponderado con rea
Ponderado con volumen
GEPM 7
Porosidad ()
Calcular el promedio aritmtico y ponderado porespesor de los siguientes datos de porosidad
GEPM 8
Importancia
Definir tipos de roca
Clculos volumtricos y de yacimientos
Volumen poroso original en sitio
Volumen de hidrocarburos
Cantidad de fluidos a inyectar
Porosidad ()
GEPM 9
Saturaciones de Fluidos
Cantidad (en fraccin o porcentaje), que cierto fluidoocupa en el espacio poroso de la roca. La saturacin deun fluido en especfico no puede exceder el 100% delvolumen poroso.
GEPM 10
agua de saturacin ;poros de talvolumen to
poroso medio elen agua de vol.
aceite de saturacin ;poros de talvolumen to
poroso medio elen aceite de vol.
gas de saturacin ;poros de talvolumen to
poroso medio elen gas de vol.
w
o
g
S
S
S
Sw
So
Sg
Sw + So + Sg = 1
Saturaciones de Fluidos
GEPM 11
Saturacin de aceite crtica (Socr)Saturacin de aceite a partir de la cual el aceite comienza a moverse dentro del medio poroso
Saturacin de aceite residual (Sor)Saturacin de aceite que despus de un periodo de produccin por desplazamiento de agua y/o gas, quedar en el espacio poroso
Saturacin de aceite mvil (Som)Saturacin de aceite que puede moverse dentro del espacio poroso
Saturacin de gas crtica (Sgcr)Saturacin de gas a partir de la cual el gas comienza a moverse dentro del medio poroso
Saturacin de agua crtica (Swcr)Saturacin de agua a partir de la cual el agua comienza a moverse dentro del medio poroso
Saturacin de agua connata o congnita (Swc)Saturacin de agua que se encuentra al inicio y en equilibrio en el medio poroso
Saturacin de agua irreductible (Swi)Saturacin de agua mnima que puede tener en el medio poroso
Saturacin de Fluidos
GEPM 12
Saturacin de Fluidos
Mtodos de promediar saturacin de fluidos
Por lo general se pondera con espesor y porosidad
GEPM 13
Saturacin de Fluidos
Ejercicio para calcular saturacin promediada
Calcular So y Swc promedio
GEPM 14
Saturacin de Fluidos
GEPM 15
Saturaciones de Fluidos
Importancia
Junto con el volumen poroso, definen la cantidad dehidrocarburos (lquidos y/o gaseosos) presentes enel yacimiento
Establecen los lmites de la movilidad de los fluidosdentro del yacimiento
Dependiendo del valor de estas, es que un fluidotendr una mayor movilidad con respecto al otro
GEPM 16
Ejercicio
Suponga un yacimiento con la siguiente informacin:
rea: 640 acres
Espesor promedio: 10 pies
Saturacin de agua congnita: 25%
Porosidad efectiva: 15%
Calcular
Volumen poroso (barriles y metros cbicos)
Volumen poroso con hidrocarburos (barriles ymetros cbicos)
GEPM 17
Es una propiedad del medio poroso y es una medidade la capacidad del medio para dejar pasar losfluidos
Definida por Henry Darcy en 1856
Se denomina con la letra K y sus unidades mscomunes son milidarcies (mD) o darcies (D)
Permeabilidad
GEPM 18
Ejercicio
GEPM 19
4 cm
3 cm2
m 1 cp
q = 0.5 cm3/s
dp = 2 atm
=
=
A = cm2
L = cmq = cm3/sDp = atmm = cpk = Darcy, D
Tipos de permeabilidad
Absoluta (K) permeabilidad total de alguna rocamedida con base en el fluido que la satura en un100 %
Efectiva (Ke) permeabilidad de un fluido enpresencia de otro, generalmente menor a laabsoluta, cambia a medida que cambia la saturacin
Relativa (Kr) permeabilidad medida a unasaturacin de fluido especfica expresada como unafraccin del total de la permeabilidad absoluta
Permeabilidad
GEPM 20
Permeabilidad relativa
Permeabilidad
GEPM 21
agua al relativa dadpermeabili ;
aceite al relativa dadpermeabili ;
gas al relativa dadpermeabili ;
k
kk
k
kk
k
kk
w
rw
o
ro
g
rg
Permeabilidad relativa
GEPM 22
Swi, Swcr Sor
Mtodos de obtencin
Permeabilidad
Pruebas de presin-produccin (macro)
Registros (medio)
Ncleos (micro)
Permeabilidad relativa
Laboratorio (pruebas de desplazamiento)
Correlaciones
Permeabilidad
GEPM 23
Es una de las propiedades de los yacimientos masdifciles de determinar
Tiene mas variacin que la porosidad Por lo general un yacimiento contiene distintas capas,
bloques o anillos concntricos con diferentespermeabilidades
Surge la necesidad promediar la permeabilidad paratodo el yacimiento o unidades de flujo
Tipos de promedio: Ponderado Armnico Geomtrico
Permeabilidad
GEPM 24
Permeabilidad
Mtodos de promedio
Ponderada
GEPM 25
Consideraciones No hay flujo cruzado Mismo ancho (w)
Permeabilidad
GEPM 26
Mtodos de promedio
Ponderada
Permeabilidad
Ejercicio
Calcular la permeabilidad:
Promedio aritmtico
Ponderada (suponer w cte)
GEPM 27
Permeabilidad
Resultado
Aritmtico: 164 md
Ponderado
GEPM 28
Permeabilidad
GEPM 29
Mtodos de promedio
Armnica
Permeabilidad
GEPM 30
Mtodos de promedio Ejercicio
Obtener permeabilidad promedio por el mtodoarmnico
Permeabilidad
GEPM 31
Resultado
Permeabilidad
GEPM 32
Mtodos de promedio
Geomtrico Warren y Price (1961) demostraronexperimentalmente que el comportamiento msprobable de una formacin heterognea seaproximaba a un sistema uniforme con unpermeabilidad igual a su promedio geomtrico
ki = permeabilidad de la muestra ihi = espesor de la muestra in = numero total de muestras
Si h es igual para todas las muestras
Permeabilidad
GEPM 33
Mtodos de promedio Ejercicio
Calcular la permeabilidad promedio por el mtodogeomtrico
Permeabilidad
Resultado
GEPM 34
Importancia
Controla en gran medida el flujo de fluidos enmedios porosos
Indispensable para los clculos de eficienciavolumtrica bajo los distintos mtodos
En otros mtodos de recuperacin mejorada esimportante para hacer una pre-seleccin delmtodo
Permeabilidad
GEPM 35
Ejercicios Tarea
Libro Reservoir Engineering Handbook
Tarek Ahmed
Paginas 274-275
Ejercicios 2, 6, 7a, 9a
GEPM 36
Preferencia que tiene un slido a hacer contacto con undeterminado fluido (gas o lquido) en presencia de otro.
Mojabilidad
GEPM 37
Agua: q < 75 Aceite: q > 105
Mixta: 75 < q < 105
Tensin Interfacial / Superficial
Es la fuerza en la interfase de dos fluidos no misciblesen contacto
GEPM 38
GEPM 39
Presin Capilar
Es una medida de la fuerza que hace que un fluidosuba una determinada altura dentro de un tubocapilar.
GEPM 40
La tensin superficial es la fuerza responsable del incremento del nivel del fluido mojante en las paredes del tubo capilar
Presin Capilar
En especfico
Cualquier superficie curva entre dos fluidos no misciblestiene la tendencia a contraerse en la menor rea posible porunidad de volumen.
Cuando dos fluidos no miscibles estn en contacto, existeuna discontinuidad en presin entre ambos, que depende dela curvatura de la interfase que separa esos fluidos.
Entonces llamamos presin capilar a la diferencia de presinentre los dos fluidos. Generalmente los denominadosmojantes y no mojantes.
Pc = Pnm - Pm
GEPM 41
Presin Capilar
Tres tipos de presin capilar:
Aceite-Agua (Pcow) = Po - Pw
Aceite-Gas (Pcog) = Pg - Po
Gas-Agua (Pcgw) = Pg - Pw
GEPM 42
GEPM 43
Presin Capilar
Gas-Lquido
Aceite-Agua
GEPM 44
Ejercicio
Calcular la presin capilar e incremento en el tubocapilar para un sistema agua-aceite suponiendo lossiguientes datos:
GEPM 45
Ejercicio
- Presin capilar
- Altura capilar
GEPM 46
Presin Capilar
Drene: Proceso en el cual la saturacin de la fase nomojante incrementa. La movilidad de la fase no mojanteaumenta a medida que aumenta su saturacin. Laacumulacin de hidrocarburos en un yacimiento es unproceso de drene.
Imibibicin: Proceso en el cual la saturacin de la fasemojante aumenta. La movilidad de la fase mojanteaumenta a medida que aumenta su saturacin. Laproduccin de un yacimiento por influencia de una acuferoo un esquema de inyeccin de agua es un proceso deimbibicin.
GEPM 47
Presin Capilar
GEPM 48
Presin Capilar
GEPM 49
La relacin entre presin capilar y saturacin depende del tamao y distribucin de los poros
C Baja permeabilidadB Permeabilidad intermediaA Alta permeabilidad
Presin Capilar
GEPM 50
La relacin entre presin capilar y saturacin depende del tamao y distribucin de los poros
C Baja permeabilidadB Permeabilidad intermediaA Alta permeabilidad
Presin Capilar
GEPM 51
Presin Capilar
Saturaciones de distribucin en un yacimiento
GEPM 52
zona de transicin (aceite+agua)
Aceite y Swir
contacto agua-aceite (CAA)
nivel de agua libre (NAL)
Pc: psiaDr: lb/pie3
h: pies
= +144
Presin Capilar
GEPM 53
Zona de transicin
Zona sin transicin
Contacto agua-aceite (CAA)
Nivel de agua libre (NAL)
Ejercicios
De la siguiente curva de presin capilar, determinar:
- Saturacin de agua congnita o connata (Swc)
- Profundidad al nivel de agua libre (NAL)
- Espesor de la zona de transicin
- Profundidad para alcanzar 50% de saturacin de agua
- Suponer:
- Contacto agua-aceite (CAA) = 5023 pies
- Densidad del aceite = 43.5 lb/pie3
- Densidad del agua = 64.1 lb/pie3
- Tensin interfacial = 50 dinas/cm
GEPM 54
Ejercicios
GEPM 55
Presin Capilar
Conversin de condiciones de laboratorio (aire-salmuera) a condiciones de yacimiento (aceite-agua)
= ()
()
GEPM 56
Sistema q s
Laboratorio aire-salmuera 0 72
aceite-salmuera 30 48
aire-Hg 140 480
aire-aceite 0 24
Yacimiento salmuera-aceite 30 30
salmuera-gas 0 50*
Ejercicio
Sw % Pc_lab
100 2
90 3
80 4
70 5
60 6
50 7
45 8
40 10
35 27
30 75
GEPM 57
Pc_yac H
0.578 6.9
0.867 10.4
1.16 13.9
1.45 17.4
1.73 20.8
2.02 24.2
2.31 27.7
2.89 35
7.8 94
21.7 260
0
50
100
150
200
250
300
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Asumir Pc en psi
Presin Capilar
GEPM 58
Plato Poroso El mtodo es muy preciso, pero puede tomar das e incluso meses para obtener una curva completa de presin capilar
Presin Capilar
GEPM 59
Inyeccin de Mercurio Mtodo con una precisin razonable y tarda minutos/horas en obtener una curva completa. La muestra ya no puede ser reutilizada.Por lo general se usa para medir garganta de poro
Presin Capilar
Centrfuga Mtodo razonablemente preciso, toma horas/das para obteneruna curva completa. El anlisis es complicado y pueden cometerse errores.
GEPM 60
Presin Capilar
Funcin J Leverett
Surgi como un intento de calcular una curva depresin capilar universal.
Esto no existe ya que la propiedades de la roca queafectan la presin capilar tiene mucha variacin
Result ser til para correlacionar presin capilardentro de una misma litologa
GEPM 61
Presin Capilar
Funcin J Leverett
=
GEPM 62
Presin Capilar
Importancia
- Determinar distribucin de los fluidos en elyacimiento
- Contactos
- Zona de transicin
- Swir, Swc
- Presin de desplazamiento
- Tamao de garganta de poro
GEPM 63
Viscosidad (m)
Propiedad que controla e influencia el flujo de aceite enun medio poroso o en una tubera.
En general se define como la resistencia interna de unfluido a fluir.
Depende en gran medida de la presin, temperatura,gravedad del aceite y/o gas, solubilidad del gas.
Se mide en centipoise (cp)
GEPM 64
Movilidad (l)
Facilidad con la cual un fluido se mueve en elyacimiento. Es la relacin entre la permeabilidadefectiva a un fluido y la viscosidad de ste.
GEPM 65
Razn de movilidad (M)
Razn de movilidad entre la fase desplazante y la fasedesplazada.
GEPM 66
Conceptos Petrofsicos
FIN
GEPM 67
Estudios Petrofsicos
Chicontepec (1999)
Areniscas de granos relativamente finos intercaladoscon lutitas de espesores medianos
Porosidad 8.1-17.7 %
Permeabilidad 0.605-156 md
GEPM 68
GEPM 69
Estudios Petrofsicos
GEPM 70
Sw Lab Yac 1 Yac 2 Lab Yac 1 Yac 2
0.25 9 3.90 4.50 90 38.97114 45
0.3 5.25 2.27 2.63 52.5 22.73 26.25
0.35 3.75 1.62 1.88 37.5 16.24 18.75
0.4 3 1.30 1.50 30 12.99 15.00
0.45 2.5 1.08 1.25 25 10.83 12.50
0.5 2.25 0.97 1.13 22.5 9.74 11.25
0.55 2 0.87 1.00 20 8.66 10.00
0.6 1.8 0.78 0.90 18 7.79 9.00
0.7 1.6 0.69 0.80 16 6.93 8.00
0.8 1.55 0.67 0.78 15.5 6.71 7.75
0.9 1.5 0.65 0.75 15 6.50 7.50
1 1.45 0.63 0.73 14.5 6.28 7.25
sow (dinas/cm) 35 yac
saw (dinas/cm) 70 lab
0.523599 yac
0 lab
ro (lb/pie3) 48
rw (lb/pie3) 62.4
Pc (psia) H (pies)
qow
qaw0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Pc
(psi
a)
Sw
Lab
Yac 1
Yac 2
h (pies)
Ejercicio 2
GEPM 71
Recommended