Recursos de recuperación primaria o mecanismos de producción primaria




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ENTRADA DE FLUIDOS AL YACIMIENTO

Los fluidos que pueden entrar o podemos meter hacia el yacimiento son los siguientes:


  1. Agua → Wp

  2. Gas Inyectado → GIBIG

  3. Agua Inyectada → WIBIW


Cabe mencionar que el BIG y el BIW los da el PVT


ECUACION DE BALANCE DE MATERIA

(E.B.M.)


+

Expansión de los fluidos y Roca en el yacimiento que resulta de la ∆P

Producción acumulada de Fluidos

Entrada de Fluidos

=



Inyección de Agua

Producción de Agua



Capa de Gas



Inyección de Gas

Entrada de Agua

Expansión de la formación y el agua intersticial

Expansión de Aceite y Gas disuelto

La Recuperación de Aceite depende de:


  1. Propiedades físicas de la Roca

  2. Propiedades de los fluidos (Bg, Bt, Bo, Bw, Rs)

  3. Tipo de mecanismo presente

  4. Ritmo de producción (Np)

  5. Proceso de explotación (inyección de agua y/o Aceite)


Producido




Original

Producido

Original



@




@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

@

INYECCION DE AGUA POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJEO
Se ha planeado la inyección de agua en un yacimiento con propiedades PVT conocidas. La intención es mantener la presión a un nivel de 2700 psi si la RGA actual del campo o RP es de 3000 scf/stb cual será el gasto de inyección de agua (qw) requerido para producir 10,000 bpd de aceite.


PVT

Presión

Bo

Rs

Bg

Bt

4000

1.2417

510

---------

1.2417

3500

1.2480

510

---------

1.2480

3300

1.2511

510

0.00087

1.2511

3000

1.2222

450

0.00096

1.2798

2700

1.2022

401

0.00107

1.3188

2400

1.1822

352

0.00119

1.3702

2100

1.1633

304

0.00137

1.4455

1800

1.1450

257

0.00161

1.5523

1500

1.1287

214

0.00196

1.7089

1200

1.1115

167

0.00249

1.9656

900

1.0940

122

0.00339

2.4093

600

1.0763

78

0.00519

3.3184

300

1.0583

35

0.01066

6.1218


E.B.M.


Eliminamos los términos que no tenemos y escribimos nuestra ecuación para este yacimiento.

Pero podemos eliminar también ya que como la presión es constante no hay una caída de presión (ΔP) por lo tanto tampoco hay expansión de fluidos, entonces:

Despejamos para obtener el agua que se necesitara inyectar:

Y hacemos la sustitución:

No está terminado REVISAR!!
Ejercicio 2.- Yacimiento de Gas

Determinar el Fr del Gas y el volumen de agua que entro a un yacimiento de Gas seco con empuje hidráulico al 1 de enero de 1975; fecha en la que la presion media del yacimiento era de 2,925 psi. El yacimiento comenzó a explotarse el 1 de enero de 1972 con 10 pozos y una producción diaria de gas por pozo de 105 m3 @ C.S., la presión inicial del yacimiento es de 3290 psi y la relación de Wp/Gp es de 2x10-3



Datos Adicionales

Área

20 km2

Espesor

30 mts

Ø

10 %

Swi

30%

Sgr

35 %

Ty

90 °C

µg

0.01 cp

Bg@2925

0.0057

Bw

1.0

Bgi

0.005262

Kg

50 md

rw

11 cms


La E.B.M. para este yacimiento es:


Producción de Gas

Expansión del gas


Producción de Agua

Entrada de Agua





Esto será el Gas producido acumulado que se produjo por los 10 pozos en los 3 años desde que se inicio la explotación del yacimiento hasta la fecha de este análisis.
Si nos dice que la relación de Wp/Gp= 2x10-5 y conocemos Gp, podemos despejar Wp para obtener el agua producida acumulada:


Ahora calcularemos el volumen original de gas (GBgi):

Pero como el área la tenemos en Km2 tenemos que convertirla a mts2

Entonces sustituimos en la Ecn de GBgi:


Y podemos calcular entonces el Fr.

Ahora podemos calcular el volumen de agua que se le inyecto al yacimiento, despejándolo de la E.B.M. que teníamos para este yacimiento:

Despejamos We:



Y si por ejemplo queremos saber el gasto de inyección por día, solamente dividimos We entre los días que hay en 3 años:



Ejercicio 3.-
Calcule el Fr (Np/N) de un campo con una Py= 2500 psi, los datos de producción e información PVT, están dados en la siguiente tabla:





Condiciones Iniciales

Condiciones Actuales

P (psi)

3000

2500 (Pb)

Bo (bbls/STB)

1.35

1.33

Rs (scf/STB)

600

500

Np (MMSTB)

0

5

Gp (MMMSCF)

0

5.5

Bw (bbl/scf)

1.0

1.0

We (MMbls)

0

3

Wp (MMbls)

0

0.2

Bg (bbl/scf)

0.0011

0.0015




Información Adicional

Vol. De Roca en la Zona de Aceite

100,000 acre/ft

Vol. de Roca en la Zona de Gas

20,000 acre/ft

Cw, Cf

Despreciables = 0

Ø en la zona de aceite ≈ Ø en la zona de gas


De la E.B.M. gral eliminamos los términos que son despreciables para este yacimiento.

Todo esto se elimina ya que Cf y Cw = 0

Estos términos también se eliminan ya que no hay inyección de gas ni de agua



Entonces nuestra E.B.M. gral. Para este yacimiento se nos reduce a:

Como estamos a una presión mayor a la Pb entonces el Bti = Bo

Pero nuestra Rp como es nuestra relación de gas-aceite producido se calcula asi:

Y ya teniendo nuestra Rp podemos sustituir para calcular nuestro Bt2500

Entonces de la E.B.M. que ajusta para este yacimiento, despejamos N:

Pero necesitamos m, donde m es una relación de volúmenes de la capa de gas entre la capa de aceite:


y entonces sustituimos valores en la Ecn de N.



METODOS PARA CONOCER N EN LA E.B.M.

Havlena & Odeh
En 1963 Havlena & Odeh desarrollan este método:


  • definen una Variable F


Producción de fluidos


  • definen la variable Eo


Expansión del Aceite + Gas


  • La variable Eg





  • Y la variable Ep,w


Expansión de la Roca + Agua intersticial




Las consideraciones que hicieron Havlena & Odeh es que no toman en cuenta la inyeccion de fluidos, y pueden definir el volumen original de Aceite (N)
Entonces si sustituimos estas variables en la E.B.M. gral tenemos:

Se eliminan ya que no se considera inyección de fluidos

F

Ep,w

Eg

Eo


Haciendo esta sustitución nuestra E.B.M. nos queda:


Despejando F, para obtener nuestra E.B.M. final de Havlena & Odeh:
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