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Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
Trabajo Escrito Modulo III – Propiedades de los Fluidos
- Comportamiento de Diagramas de Fases de Sistemas Multicomponentes
Describir principales caracteristicas de los diagramas de fases para distintos tipos de hidrocarburos
- Propiedades PVT de los fluidos de yacimiento
Gas en Solución
Factores Volumétricos (Gas, Petróleo)
- Análisis PVT
Diferentes tipos de ensayos. ¿Cuáles propiedades se obtienen con cada ensayo?
- Correlaciones PVT para estimar propiedades PVT
El informe no debe tener más de 8 páginas de largo, con figuras incluidas
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
Modulo IVCÁLCULO DE HIDROCARBUROS EN
SITIO
BALANCE DE MATERIALES
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
- Método Volumétrico
- Método Probabilístico (Geoestadístico)
- Inicialización Simulación Numérica
- Balance de Materiales
Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
a) Método Volumétrico
-Toma en consideración las propiedades promedio del yacimiento (Espesor, porosidad y saturaciones iniciales)
Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio
Boi
)Swi(1*φ*h*A*7758NPOES
Petróleo Gas
Bgi
)Swi(1*φ*h*A*43560GGOES
donde:
POES: Petróleo Original en Sitio (BN) GOES: Gas Original en Sitio (PCN)
A: Área del yacimiento, acres Bgi: Factor Volumétrico del Gas (PCY/PCN)
h: Espesor promedio de arena neta, pies
: Porosidad Efectiva promedio, fracción
Swi: Saturación Inicial de Agua promedio, fracción
Boi: Factor Volumétrico de Formación (BY/BN)
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
a) Método Volumétrico
Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio
Espesor ANP Porosidad Saturación de Petróleo Inicial
Mapa de POES / GOES
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
b) Método Probabilístico
Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio
YACIMIENTO POZO ÁREA ANP POROSIDAD So INICIAL1158.571111 108 0.23 0.891158.571111 75 0.25 0.821158.571111 115 0.26 0.821158.571111 65 0.23 0.581158.571111 90 0.19 0.61
90.60 0.224 0.740
Promedio 90.60 0.224 0.740MAX 115 0.26 0.89MIN 65 0.19 0.58
CONDICIONES 90.60 0.224 0.740FORESCAT 90.60 0.224 0.740
POES 123.94025POES 123.94025
POZOS PARA CALCULAR EL POES PROBABILÍSTICO
ZONA FALLA 1: OESTE
12345
- Se realizan varias sensibilidades con las propiedades de la roca y fluidos (Espesor de ANP, porosidad, Saturación Inicial) de diferentes pozos, para obtener una distribución probabilística de cada una de estas propiedades y por ende, del POES o GOES.
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c) Inicialización Simulación Numérica
Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio
- Se integran todas las propiedades roca – fluido (Presión capilar, Permeabilidades relativas, propiedades PVT) dentro del modelo estático del yacimiento y se realiza una corrida de simulación sin producción, para obtener el volumen de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES).
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Ecuación Generalizada de Balance de Materiales
BALANCE DE MATERIALES
- Método desarrollado por primera vez por Schilthuis (1936)
- Permite:
- Estimar volumen de hidrocarburos inicialmente en sitio (POES y GOES).
- Predecir comportamiento futuro del yacimiento
- Predecir el recobro final de hidrocarburos en yacimientos bajo diferentes tipos de mecanismos de recuperación primaria / secundaria.
Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II
Ecuación Generalizada de Balance de Materiales
BALANCE DE MATERIALES
- Se basa en hacer un balance de masa de los fluidos extraídos y remanentes en el yacimiento, tomando como referencia un volumen de control constante (medio poroso).
- Este balance se debe hacer para unas mismas condiciones de Presión (P) y Temperatura (T).
Masa Inicial dentro del volumen de
control
Masa producidaMasa remanente
dentro del volumen de control
- =+
Masa que ha entrado al
volumen de control
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Suposiciones del Método
BALANCE DE MATERIALES
- El yacimiento es considerado como un tanque adimensional. No se considera tamaño ni características geológicas.
- El medio se considera isotrópico (propiedadades de los fluidos y la roca uniformemente distribuídas) para cada caída de presión.
- Presión promedio del yacimiento y saturaciones de fluidos uniformemente distribuídas.
- Cualquier cambio de presión y saturación se distribuye en forma instantánea en el yacimiento.
-El balance de volumenes se realiza a condiciones de yacimiento
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Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales
BALANCE DE MATERIALES
- A nivel de yacimiento, el volumen de los fluidos producidos (petróleo, agua y/o gas), debe ser reemplazado por la expansión de los fluidos remanentes, la expansión de los granos de roca (reducción del volumen poroso) y los volumenes de los fluidos que entran al yacimiento (inyección/intrusión de agua).
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Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales (EBM)
BALANCE DE MATERIALES
Volumenes Producidos = Expansión de los Fluidos y el Volumen Poroso + Inyección Agua/Gas + Intrusión de Agua
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BALANCE DE MATERIALES
- Nomenclatura y Unidades
N POES, BNBoi Factor volumétrico Inicial del Petróleo, BY/BNNp Petróleo producido acumulado, BNBo Factor volumétrico del Petróleo, BY/BNG GOES, PCNBgi Factor volumétrico Inicial del gas, BY/BNGf Cantidad de gas libre en el yacimiento, PCNRsi Relación inicial Gas-Petróleo en solución, PCN/BNRp Relación Gas-Petróleo Acumulada, PCN/BNRs Relación Gas-Petróleo en solución, PCN/BNBg Factor volumétrico del gas, BY/BNW Agua inicial en el yacimiento, BYWp Agua acumulada producida, BNBw Factor volumétrico del agua, BY/BNWe Intrusión de agua dentro del yacimiento, BYCw Compresibilidad isotérmica del agua, 1/psip Cambio en presión promedio del yacimiento, psiaSwi Saturación inicial de agua,Vf Volumen poroso inicial, BYCf Compresibilidad isotérmica de la formación, 1/psi
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Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales (EBM)
BALANCE DE MATERIALES
Gas Libre
Petróleo + Gas Disuelto
Agua Connata
Zona de Gas
Zona de Petróleo
Para t = 0, P = Pi
Condiciones Iniciales
Gas Libre
Petróleo + Gas Disuelto
Agua Connata
Zona de Gas
Zona de Petróleo
Influjo de Agua
Para t = t1, P < Pi
Luego de iniciarse la producción
Expansión de Roca
Wp
NpRp
Np
Agua Producida
Gas Producido
Petróleo Producido
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DEDUCCIÓN DE LA E.B.M
Gas Libre
Petróleo + Gas Disuelto
Agua Connata
NBoi
Para t = 0, P = Pi
Condiciones Iniciales
Gas Libre
Petróleo + Gas Disuelto
Agua Connata
(N-Np)Bo
Influjo de Agua
Para t = t1, P < Pi
Luego de iniciarse la producción
Expansión de Roca
Np
Petróleo Producido
a) Zona de Petróleo
Volumen Inicial = NBoi
Volumen Remanente = (N-Np)Bo
Cambio de Volumen en Zona de Petróleo@ t=t1
= NBoi - (N-Np)Bo
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DEDUCCIÓN DE LA E.B.M
b) Zona de Gas Libre
Se define el término m =
Gas Libre mNBoi / Bgi
Volumen Inicial Capa de Gas (Cond. Yacimiento)Volumen Inicial Zona Petróleo (Cond. Yacimiento)
Gas DisueltoNRsi
oi
gif
NB
BGm
Para t = 0, P = Pi
b.1) Volumen Inicial de Gas Libre (Gf) =
gi
oi
B
mNB
b.2) Volumen Gas en Solución Inicial = NRsi
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DEDUCCIÓN DE LA E.B.M
b) Zona de Gas Libre (Cont.)
b.3) Volumen Gas Producido (Gp) = NpRp
b.2) Volumen Gas en Solución @ t=t1 = (N-Np)RsGas Libre
Gas Disuelto
NpRp
Gas Producido
Para t = t1, P < Pi
(N-Np)Rs
Volumen Gas Libre @
t=t1
Volumen de Gas Inicial Total
-=
Volumen de Gas
Producido (Gp)
Volumen de Gas
Disuelto @ t=t1
-
Gf+ NRsi NpRp (N-Np)Rs
Cond. Superficie
Volumen Gas Libre @
t=t1
= spppsigi
oi )RN(NRNNRB
mNB
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DEDUCCIÓN DE LA E.B.M
b) Zona de Gas Libre (Cont.)
Cambio en Volumen
Gas Libre @ t=t1
=
Llevando este volumen a condiciones de yacimiento
Volumen Gas Libre @
t=t1
= Bg)RN(NRNNRB
mNBspppsi
gi
oi
Cond. Yac.
Bg)RN(NRNNRB
mNBmNB spppsi
gi
oioi
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DEDUCCIÓN DE LA E.B.M
c) Cambio de Volumen Agua Connata + Influjo de Agua
Vw = (VpiSwi)cwPCambio de Volumen en Agua Connata @ t=t1
Volumen Inicial = VpiSwi
Volumen @ t=t1 = VpiSwi(1+cwP)+We-WpBw
=
d) Cambio de Volumen Poroso
Volumen Inicial = Vpi
Volumen @ t=t1 = Vpi(1-cfP)
Vpi = VpicfPCambio de Volumen Poroso @ t=t1
=
Agua Connata
Agua Connata
Influjo de AguaWp
t = 0
t = t1
Expansión de Roca
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La suma de todos los cambios de volumen debe ser cero para que exista un balance
Para t = 0
Vpi= Voi+Vgi+Vwi=NBoi+mNBoi+VpiSwi
)S(1
m)NBV
wi
oipi
1()mNB(NB)S(1V oioiwipi
opoi )BN(NNB 0WpBw-WeΔPS1
cScm)(1NBBg)RN(NRNNR
B
mNBmNB
wi
fwiwoispppsi
gi
oioi
Expansión Petróleo
- Prod. Petróleo
Expansión Gas Libre
– Prod. Gas
Expansión Agua Connata + Influjo +Roca – Prod. Agua
Ahora definimos el Factor Volumétrico Total (Bt) como:
Bt = Bo + (Rsi-Rs)Bg Bo = Bt - (Rsi- Rs)Bg
Para t = 0 (Cond. Iniciales) Rs = Rsi
Boi = Bti