Recursos de recuperación primaria o mecanismos de producción primaria




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fecha de publicación05.01.2016
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Aplicación de la Ecuación de Havlena & Odeh, para 3 casos prácticos diferentes
Caso 1: Yacimiento Bajo Saturado sin entrada de agua y expansión del medio poroso despreciable:
Como es un yacimiento bajo saturado (P>Pb), m será igual a 0 por que no hay casquete de gas, expansión del medio poroso es despreciable por lo tanto Ep,w = 0 y sin entrada de agua, We=0, entonces nuestra Ecuacion de Havlena & Odeh para este caso se nos reduce a:

Y si observamos esta Ecn se parece a la Ecn de la línea recta:
m=N

F

Eo







Como se observa en la Ecn de la línea recta la pendiente “m” será igual al valor de N, que es nuestra reserva original.
Caso 2: Yacimiento con casquete de gas de dimensión conocida y sin entrada de agua.
En este caso como se habla de un yacimiento que tiene gas, la compresibilidad del gas (Cg) es mucho mayor que la compresibilidad de la formación (Cf) y que la compresibilidad del agua (Cw) es decir, Cg>>>Cf, Cw, por lo tanto también la expansión del medio y el agua intersticial será 0 (Ep,w=0) y como no tiene entrada de agua (we=0). Entonces la ecn de Havlena y Odeh para este yacimiento nos queda así:

Pero si factorizamos N tenemos:

Y esto de nuevo se parece a la ecn de la línea recta.


F



m=N



Eo+mEg


De la misma manera el valor de la pendiente “m” nos dará nuestra reserva original N.
Caso 3: Yacimiento con casquete de gas de dimensión DESCONOCIDA y sin entrada de agua:
Para este yacimiento de nueva cuenta la Cg>>>Cf, Cw, por lo cual Ep,w=0, como no tiene entrada de agua We=0, y el valor “m” que es la relación de volúmenes de la capa de gas entre la de aceite no se conoce, pero se sabe que existe por lo tanto porque sabemos que es mayor a cero. Entonces la Ecn de Havlena y Odeh para este yacimiento seria asi:

Factorizando N:

Como podemos observar es la misma ecuación que para el caso 2, la diferencia es que en este caso el valor de “m” es deconocido, lo cual nos trae problemas para graficar.


F



Eo+mEg


Como esta m es desconocida se entonces el valor de la capa de gas puede ser mayor o menor que el de la zona de aceite, por lo tanto se SUPONDRA un valor para m, de tal manera que a la hora de graficar, nos de una línea recta, de esta manera:


Se supuso un valor de “m” muy alto

F



Valor supuesto de “m” correcto, comportamiento lineal


Se supuso un valor de “m” muy pequeño



Eo+mEg

Observemos que para este caso, el valor de m no será el de la pendiente de la línea recta, este valor de m será el valor correcto de que nos ajusto una línea recta, y ese será el valor de m que se ocupara para el análisis.
FORMA PIRSON PARA LA E.B.M. (1958)
Pirson considero despreciables la expansión de la formación y el agua intersticial, y no considero la inyección de fluidos al yacimiento.

Y entonces Pirson conformo esta Ecucaion:


WDI

(Water Drive Index)

Empuje hidrostático

SDI

(Segregation Drive Index)

Empuje del casquete de gas

DDI

(Deplexion Drive Index)

Índice de empuje de aceite + gas disuelto

NOTA: Los mecanismos de producción cambian a través del tiempo; es decir, si uno aumenta los otros disminuyen.

Ejemplo:
Un yacimiento contiene inicialmente 10 MMSTB de reserva original, a una presión inicial de 3000 psia, ha recuperado el 10% de aceite y ha tenido una producción de gas de 1100 MMSCF con una gravedad especifica de 0.8 y una producción de agua de 50,000 bls el volumen del casquete de gas @ C.S. se estima en un 25% del volumen de aceite y se tiene el siguiente análisis PVT.





Condiciones Iniciales

Condiciones Actuales

Presion (psia)

3000

2800

Bo (bbl/STB)

1.58

1.48

Rs (scf/STB)

1040

850

Bg (bbl/STB)

0.00080

0.00092

Bt (bbl/STB)

1.58

1.655

Bw (bbl/STB)

1

1




Información Adicional

Swi= 0.20

Cw= 1.5x10-6 psi-1

Cf= 1x10-6 psi-1


Calcular:


  1. Flujo de Agua acumulada (We)

  2. Entrada Neta de agua (We-Wp) es decir, lo que entra menos lo que se produce

  3. Indices de mecanismos de producción primaria.


Haciendolo con la Ecn de Pirson pero tomando en cuenta la expansión de la roca y fluidos, la ecuación nos quedaría asi:


EDI

(Expansión Drive Index)

Empuje por expansión de roca y fluidos

WDI

(Water Drive Index)

Empuje hidrostático

SDI

(Segregation Drive Index)

Empuje del casquete de gas

DDI

(Deplexion Drive Index)

Índice de empuje de aceite + gas disuelto

Primero tenemos que calcular y


El 1 es el Np que equivale al 10% de la reserva original




Y procedemos a calcular los índices de empuje:




Como no conocemos el valor de We no podemos calcular el WDI entonces primero calcularemos el valor del EDI.


Y como sabemos que la suma de los índices de empuje es igual a 1:

Entonces despejamos WDI que es el que no conocemos:


Y como sabemos que la ecuación para calcular WDI es:


Despejamos We:

Y ahora calculamos la entrada de agua neta:


Las medidas principales que el ingeniero de yacimientos debe establecer a fin de obtener mayor recuperacion de aceite possible tomando en cuenta el aspect economic son:


  1. Procesos de xplotacion eficientes

  2. Numero de pozos optimo

  3. Ubicación de pozos


Se tiene un yacimiento bajo saturado, sin entrada de agua y el siguiente análisis PVT se requiere calcular el volumen original de hidrocarburos usando el método de la línea recta (Havlena & Odeh).

EJEMPLO NO TERMINADO REVISAR, LA FECHA ES DEL 18/sep/08
PROCESOS DE RECOBRO


  • Recuperacion primaria Energia natural del yacimiento

  • Recuperacion Secundaria Aumento de la energía nat. Al inyectar agua


Con la recuperación secundaria se busca manetener la presión del yacimiento al inyectar agua o gas según sea necesario.


  • Recuperacion mejorada (EOR)




    • Proceso Terminco: consiste en bajar la densidad del acite para que este tienda a fluir.

    • Gases miscibles o inmiscibles, con la finalidad de levantar la columna usando al gas como energía en el yacimiento.

    • Inyeccion de químicos: se hacen para cambiar ciertas propiedades del yacimiento (mojabilidad, tensión superficial, etc,)



El parámetro que se debe vigilar para saber si el método de recuperación que estamos aplicando es efectivo es la producción.

Este debe ser el comportamiento normal de las recuperaciones, si esto no sucede quiere decir que el proceso de recuperación no es el adecuado.
TAREA 1,2,3
Capilaridad
La capilaridad es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. Esto causa que el menisco tenga una forma curva cuando el líquido está en contacto con una superficie vertical. En el caso del tubo delgado, éste succiona un líquido incluso en contra de la fuerza de gravedad. Este es el mismo efecto que causa que los materiales porosos absorban líquidos

Entonces la fuerza capilar seria aquella que hace subir un liquido por un medio poroso solamente por el efecto de que al ser muy pequeño un poro actúa como un tubo delgado en el cual se absorberá un liquido sin importar que la fuerza de gravedad actúe en sentido contrario.

En física, el menisco es la curva de la superficie de un líquido que se produce en respuesta a la superficie de su recipiente. Esta curvatura puede ser cóncava o convexa, según si las moléculas del líquido y las del recipiente se atraen (agua y vidrio) o repelen (mercurio y vidrio), respectivamente.
a: menisco cóncavob: menisco convexo.la línea discontinua representa el plano tangente que debe tenerse en cuenta para enrasar. efectos de capilaridad.

Esto es la mojabilidad que es cuando se dice que un sólido esta siendo mojado por cierto fluido.
Tensión Superficial
En física se denomina tensión superficial al fenómeno por el cual la superficie de un líquido tiende a comportarse como si fuera una delgada película elástica. Este efecto permite a algunos insectos, desplazarse por la superficie del agua sin hundirse. La tensión superficial (una manifestación de las fuerzas intermoleculares en los líquidos), junto a las fuerzas que se dan entre los líquidos y las superficies sólidas que entran en contacto con ellos, da lugar a la capilaridad, por ejemplo.

A nivel microscópico, la tensión superficial se debe a que las fuerzas que afectan a cada molécula son diferentes en el interior del líquido y en la superficie. Así, en el seno de un líquido cada molécula está sometida a fuerzas de atracción que en promedio se anulan. Esto permite que la molécula tenga una energía bastante baja. Sin embargo, en la superficie hay una fuerza neta hacia el interior del líquido. Rigurosamente, si en el exterior del líquido se tiene un gas, existirá una mínima fuerza atractiva hacia el exterior, aunque en la realidad esta fuerza es despreciable debido a la gran diferencia de densidades entre el líquido y el gas.

La tensión superficial tiene como principal efecto la tendencia del líquido a disminuir en lo posible su superficie para un volumen dado, de aquí que un líquido en ausencia de gravedad adopte la forma esférica, que es la que tiene menor relación área/volumen.

Por lo tanto la tensión superficial seria aquella “capa” o “tensión” que soporta un liquido en su superficie para poder soportar algún peso sobre ella sin que este se hunda.

hydro-climb-groom

Presión Capilar
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
Permeabilidad Absoluta
Es la propiedad de cualquier cuerpo poroso de dejar fluir entre sus poros intercomunicados a un solo fluido, es decir, esta saturado de un solo fluido.
Permeabilidad Efectiva
Es una medida relativa de la conductancia de un medio poroso para un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido. Esto implica que la permeabilidad efectiva es una propiedad asociada con cada fluido del yacimiento, por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un principio fundamental es que la suma de las permeabilidades efectivas siempre es menor o igual que la permeabilidad absoluta.
Saturación
Es cuando los espacios vacíos de un cuerpo están totalmente llenos por un fluido, se dice que esta saturado o que no le cabe nada más.
Saturación de fluidos en un yacimiento

Cada uno de los fluidos esta presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros . A este valor porcentual lo denominamos saturación del Fluido Sw , Sg y So . Siendo :

100 = Sw + Sg + So

Tiene particular importancia el conocimiento de la saturación de agua Sw , lo que se consigue por medio de resistividades en sondeos , comparando el valor de la agua de formación con el registro de resistividades de la roca (mas adelante se habla de este apartado ).



Esta grafica nos muestra como si la saturación de un fluido aumenta, la del otro disminuye (en este caso Sw y So y lo mismo con la permeabilidad.
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