Recursos de recuperación primaria o mecanismos de producción primaria

ENTRADA DE FLUIDOS AL YACIMIENTO Los fluidos que pueden entrar o podemos meter hacia el yacimiento son los siguientes: Agua → Wp Gas Inyectado → GIBIG 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: Propiedades físicas de la Roca Propiedades de los fluidos (Bg, Bt, Bo, Bw, Rs) Tipo de mecanismo presente Ritmo de producción (Np) 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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