Tema 2-Reservorio y Reservas

8/19/2019 Tema 2-Reservorio y Reservas

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UNIVERSIDAD PÚBLICA DE EL ALTO -UPEA

INGENIERÍA GAS & PETROQUÍMICA

Marzo - 2016

Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Es el diseño y evaluación de procesos y programas

necesarios para llevar a cabo el desarrollo y laexplotación de un campo.Se requiere el conocimiento de geología, perforación y

terminación de pozos, ingeniería de producción y

evaluación de reservas.Enfasis en las técnicas y métodos para caracterizar ypredecir el flujo de fluidos dentro de reservorios bajo

agotamiento natural (Recuperación Primaria) y bajo

procesos de Recuperación Secundaria y Terciaria (EOR).

DEFINICIÓN INGENIERÍA DE RESERVORIOS



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Caracterización Estática. Dedicada al desarrollo y adecuaciónde metodologías de los reservorios, en términos físicos ygeológicos. Permite definir con certeza la geometría del

reservorio, describiendo sus características petrofísicas e

integrando datos de diversas fuentes como: geología, registros

geofísicos de pozos, sísmica y núcleos. Caracterización Dinámica. Tiene como propósito investigar,

desarrollar y adecuar metodologías que expliquen la interacción

dinámica del sistema roca-fluido del reservorio, tratando de reflejar y

comprender de la mejor manera cómo se desplazan los fluidos a

través de las rocas.



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Según Ramey (1971) son:Emplear esta información junto a principios físicos básicos parapredecir el comportamiento del reservorio bajo un potencialesquema de desarrollo.

Según Raghavan (1993) son:Cuál es el volumen de hidrocarburos presente en el reservorioA qué tasa (caudal) deben producirse, yCuánto de este fluido puede ser recuperado.



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Muskat (1949) . Obtener la máxima recuperación a unmínimo costo, durante la explotación de los reservorios dehidrocarburos.Pirson (1958). Arte de predecir el comportamiento futuro de

un reservorio de petróleo y/o gas.Craft y Hawkins (1959). Aplicación de principios científicos

para tomar conocimiento de los problemas de drenaje quesurgen como consecuencia del desarrollo y producción de losreservorios de petróleo y gas.

Clark (1960). Ourrencia, movimiento y recuperación de losfluidos presentes en el reservorio y el establecer los métodos

mas eficientes y rentables a través del estudio y evaluación detodos los factores, que afectan la recuperación del petróleo yel gas.


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Realizar un pronóstico a diferentes años y con

diversos escenarios de producción, sobre la base

del comportamiento histórico de producción de:Petróleo, gas, líquidos del gas natural y agua de las

formaciones.

Contar con la información de las características

de la geometría de las formaciones productoras yla dinámica de los fluidos contenidos en las

mismas.


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SimulaciónReservorios

Realizar Pronóstico dela Producción

* A diferentes años deproducción

*En diversos escenariosde producción

*

*Comportamiento de la

producción de petróleo,gas , agua

Realizar un Desarrolloadecuado del

trabajo de campo

Con:

* Información sobre

características de la geometría de

las formaciones productoras

* La dinámica de los fluidos

contenidos en formaciones Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Los hidrocarburos originales in-situ que son una cantidadfija que se ha desarrollado en un campo geológico enun determinado tiempo, puede ser determinado por elMétodo Volumétrico o el Método de Balance de

Materia.

Método volumétrico (estático), requiere conocer laextensión del área del reservorio, su espesor promedio,porosidad, saturación y el factor volumétrico deformación del hidrocarburo.Método Balance de Materia (dinámico), requiere del

comportamiento dinámico del reservorio, es decir, dedatos de propiedades de fluidos y la producción que asu vez depende del cambio de la presión en función de

la producción.


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Método volumétrico

(estático),

Comportamiento estático

del reservorio

- Extensión del área del

reservorio,

- Es espesor promedio,

porosidad, saturación y el

factor volumétrico de

formación del hidrocarburo

Método Balance de

Materia (dinámico),

Comportamiento dinámico

del reservorio

* Propiedades de fluidos:

- Viscosidad,

- - densidad,

- factor volumétrico, otros

* Producción - depende del cambio de la

presión


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Volumen del Petróleo Original en Sitio (POES)Original Oil Volume in Place (OOIP)

Volumen del Gas Original en Sitio (GOES)

Original Gas Volume in Place (OGIP)

)(61.5

)1(

61.5STB

B

S h A

B

S h A N

o

wo

o

oo

)()1( SCF B

S h A B

S h AG g

w g

g

g g


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Volumen del Petróleo Original in-situ =

Volumen del Gas Original in-situ =

*)(61.5

)1(

61.5STB

B

S h A

B

S h A N

o

wo

o

oo

)()1(SCF

B

S h A

B

S h AG

g

w g

g

g g

Ao = área del reservorio del petróleo, ft

2

Ag = área de reservas de gas, ft2

h = espesor promedio, ft

ф = porosidad promedio

Sg = saturación promedio de gas

So = saturación promedio de petróleo

Sw = saturación promedio de agua

Bo = factor volumétrico de formación del petróleo, RBbl/STB

Bg = factor volumétrico de formación del gas, RCF/SCF

Donde o, g y w : petróleo, gas y agua

1 BBL = 5.6144 pie3

1 BBL = 159 litros


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Los valores promedio de: h, Ø y S son normalmentedeterminados de mapas isópacos construidos de

mapas geológicos, petrofísicos y datos de

registros.

Teóricamente el volumen original in situ determinadopor el método de balance de materia, podría ser

igual o menor que el determinadovolumétricamente, es decir:

≤

.


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Reserva de petróleo y gas de un yacimiento es elvolumen de hidrocarburos que será posible extraer del

mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida úti

Es decir, saber cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, loque se conoce como el "petróleo original in situ" (OOIP de sus

siglas en inglés: “Original Oil In Place”).

Este cálculo obliga al conocimiento de:

- El Volumen de Roca Productora;- La Porosidad de la Roca (espacio intersticial disponible);

- La Saturación de Agua de estos Espacios (porcentaje de Poros ocupados por Agua);- La Profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.


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La reserva de un yacimiento es una fracción del "petróleo

original in situ", ya que nunca se recupera el total delpetróleo existente.

Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de

recuperación del yacimiento (empuje del yacimiento,

agua /gas, presión; permeabilidad).

El valor resultante de esta fracción varía entre un 15% y un

60% del total del petróleo existente.



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DESCUBIERTOS - RESERVAS NO DESCUBIERTOS

H I P

O T É T I C O S

E S P E C U L A T I V O

S

PROBADAS

PROBABLES

POSIBLES

PRODUCCIÓN ACUMULADA

RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS



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LOS RECURSOS POR DESCUBRIR DE GAS NATURALREPRESENTAN LAS CANTIDADES DE GAS QUE PODRIAN

EXISTIR EN ACUMULACIONES IDENTIFICADAS PORMÉTODOS SÍSMICOS Y QUE SE ESPERA VERIFICARMEDIANTE LA PERFORACIÓN EXPLORATORIA

DEFINICIÓN

RECURSOS POR DESCUBRIR



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RECURSOS Y RESERVAS

ESPECULATIVOSPROBADAS PROBABLES POSIBLES HIPOTETICOS

C E R T I D U M B R E

RESERVAS RECURSOS POR DESCUBRIR

NODESARROLLADAS

DESARROLLADAS

RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS



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RESERVAS POTENCIAL PRODUCTOS DIVISAS

EXPLORACION PRODUCCION REFINACION

COMERCIOINTERNACIONAL Y MERCADEO

NACIONAL

FUNCIONES OPERATIVAS

ENCONTRAR PRODUCIR REFINAR VENDER

CADENA DE VALOR AGREGADOEMPRESA INTEGRADA


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PLANIFICACIÓN

GEOLOGÍA

PRODUCCIÓN FINANZASPOLÍTICAS

REFINACIÓN MERCADEO

INV. FUTURAS

PRONOSTICOS

SUMINISTROS

PLANIF.EXPLORATORIAPROGRAMA DE

DESARROLLO

GENERACIÓN DEPOTENCIAL

PRESUPUESTOS

DEPRECIACIÓNDE ACTIVOS

IMPUESTOS

DISEÑO -CAPACIDAD

INVERSIONESFUTURAS PRONÓSTICOS DESUMINISTROS

COMPROMISOSFUTUROS

USO ESPECÍFICO DE LAS RESERVAS


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POZO EXPLORATORIO - RESERVAS

SÍSMICA DE REFRACCIÓN Y/OREFLEXIÓN: Método geofísicoque se basa en la emisión de

ondas sísmicas producidas porfuentes de energía que definenlas posibles estructurasgeológicas del subsuelo y que alreflejarse estas ondas son

captadas en un receptor paraluego ser procesados einterpretados.

Es el primer pozo que se perfora para definir la existencia o no de

hidrocarburos de gas ó petróleo, previo estudios de Sísmica.

Docente: Mc s. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Si el pozo exploratorio es exitoso,entonces, se perforan pozos deavanzada para determinar eltamaño del yacimiento.

Por último, se perforan pozos dedesarrollo, cuyo propósito esexplotar un yacimiento ya

conocido, es decir, identificadocon reservas probadas.


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• Pozo Exploratorio Es aquel primer pozo que se perfora en

zonas donde no se había encontradoantes petróleo ni gas. Puede perforarseen un campo nuevo o en una nuevaformación productora dentro de uncampo existente.

• Pozo de Avanzada. Una vez que el

pozo exploratorio resulta productor,con el objetivo principal de establecerlos límites del yacimiento.

• Pozos de Desarrollo Son aquellos pozos perforados con lafinalidad de explotar, extraer y drenarlas reservas de un yacimiento desde elárea probada; sin embargo, algunospueden resultar secos.

• Pozos Productores. Permiten extraer losfluidos de las formaciones productoras.


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RESERVAS PROBADAS: Volúmenesestimados de petróleo crudo, bitumen,gas natural o condensado natural,recuperables de yacimientos conocidosmediante la información geológica y deingeniería disponible, bajo condicionestecnológicas, económicas y regulaciones

gubernamentales vigentes.

CLASIFCACIÓN DE RESERVOROS SEGÚN LA CERTIDUMBRE

RESERVAS REMANENTES: Volúmenes de

petróleo crudo ó gas natural, gascondensado, recuperables que aún nohan sido extraídos de un total del100%..Donde:Reserva Remanente = VOIS – Np

VOIS – Petróleo Original en SitioNp – Volumen de Petróleo producido a


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Reservas de Petróleo

(MM Bls)Probadas: 211,45

Probables: 72,25

Posibles: 80,37

Reservas de GasBPC(TCF)

Probadas 10,45Probables 3,50

Posibles 4,15

Fuente: Muller & Asociados 2001.

RESERVAS DE BOLIVIA al 2013

Certificadora InternacionalEmpresa canadiense GLJ (2013)


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RESERVAS DE HIDROCARBUROS

LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DE UN YACIMIENTO ESLA ACTIVIDAD BÁSICA Y LA MAS IMPORTANTE DE UNAEMPRESA PETROLERA

LA FACTIBILIDAD TECNICA DE LA EXTRACCIÓN

ESTÁ DETERMINADA POR LA ESTIMACIÓNMAS ACERTADA DE LAS RESERVAS

Y EL CONOCIMIENTO DEL TIPO DE

YACIMIENTOPARA LOGRAR ESTO SE REQUIERE TENER UNABUENA BASE DE LOS PRINCIPIOS DE LAINGENIERÍA DE YACIMIENTOS


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LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS SE REALIZA CON UN FIN YPROPÓSITO ESPECÍFICO. LAS RAZONES MAS IMPORTANTESSE PUEDEN RESUMIR COMO SIGUE:

PARA ASUNTOS CORPORATIVOS,IMPUESTOS

ASUNTOS FINANCIEROS Y PRESTAMOSBANCARIOS

UNIFICACIÓN DE YACIMIENTOS - NEGOCIOSCOMPARTIDOS

VENTA DE GAS – DETERMINACIÓN DE

PRECIOSCOMPRA VENTA DE PROPIEDADES OACTIVOS

RAZONES PARA ESTIMAR RESERVAS


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RESERVAS SON LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS

QUE SE PUEDEN RECUPERAR COMERCIALMENTE DE

ACUMULACIONES CONOCIDAS PARA UN MOMENTO

DETERMINADO, DE ACUERDO CON LA INFORMACIÓN

GEOLÓGICA Y DE INGENIERIA DISPONIBLE, BAJO

CONDICIONES TECNOLÓGICAS, ECONÓMICAS Y

REGULACIONES GUBERNAMENTALES VIGENTES

RESERVAS PROBADAS

DEFINICIÓN



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DESARROLLADAS

NODESARROLLADAS

PROBABLES

HIPOTETICOSO

ESPECULATIVOS

PRODUCCION

POSIBLES

-

RECURSOS Y RESERVAS


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CAMBIO EN EL SISTEMA DE RESERVAS

ANTES DESPUES

PRODUCCIÓN

CAMBIOS

DESCUBRIMIENTOS

EXTENSIONES

REVISIONESDocente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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DESCUBRIMIENTOS

SON LOS INCREMENTOS DE RESERVASORIGINADAS POR LA COMPLETACIÓN EXITOSA

DE POZOS EXPLORATORIOS Y LA CREACIÓNDE NUEVOS YACIMIENTOS, CERTIFICADAS POREL ORGANISMO COMPETENTE



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Área Potencial(535.000 Km2)

Área Tradicional(45.507 Km2)

AREAS HIDROCARBURIFERAS EN BOLIVIA



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Reservas de Petróleo(MM Bls)

Probadas: 211,45

Probables: 72,25

Posibles: 80,37

Reservas de GasBPC(TCF)

Probadas 10,45Probables 3,50

Posibles 4,15

Fuente: Muller & Asociados 2001.

RESERVAS CERTIFICADAS DE BOLIVIA al 2013

Certificadora Internacional

Empresa canadiense Petroleum

Consultants Ltda.GLJ (2013)

Atribución de YPFB: CertificarReservas de HCs mediante unaCertificadora Internacional.


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El factor más significativo para determinar el

Método de Producción y recuperación de las

reservas es el factor económico, además de:

Localización del reservorio,Caudales de producción, y

Mecanismo de producción del reservorio.



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Depende del número y la localización de los pozos, de la

uniformidad de distribución para el drenaje del reservorio

y de la recuperación final.

El Potencial Productivo de un Pozo es función de:- La permeabilidad, espesor, presión y el grado dehomogeneidad de la roca reservorio.

- El caudal de flujo, la perforación y prácticas de

terminación del pozo.- La invasión de lodo o restricción de flujo es causada porun número inadecuado de perforaciones o bombeos que

reducirán el potencial total del pozo.


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El objetivo de la Ingeniería de Reservorios es la optimizacióneconómica de la recuperación de hidrocarburos, por tanto,necesitamos los métodos de cálculo del caudal de producciónvs tiempo para varios planes y la perspectiva de costos.

Las consideraciones importantes son: El número de pozos y sus localizaciones, La localización de las plataformas costa afuera, si es necesario

y

La facilidad de emplear métodos EOR. Considerar modelos de simulación de reservorios (el modelo de

tanque (dimensión cero) y el modelo numérico con variasdimensiones).


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1. Extensión Areal El área del reservorio es necesario para:•El cálculo de los hidrocarburos in-situ,

•Seleccionar las ubicaciones de los pozos y•Definir datos para los estudios de simulación del reservorio.

2. Inclinación Estructural Los reservorios con un alto ángulo de inclinación son buenos candidatos para el drenaje gravitacional en la

producción.

Para los proyectos de recuperación secundaria en esos reservorios, se localiza pozos de inyección de agua con

buzamiento bajo y pozos de inyección de gas con buzamiento alto para maximizar la recuperación. Por tanto el ángulo

de inclinación es un factor importante en formular un plan de recuperación.

3. Continuidad de Estratos y Estratificación La presencia o carencia de continuidad de la zona productiva determina el modelo de agotamiento o depleción.

Establece el número óptimo de pozos durante la producción primaria y mejorada (EOR).4. Patrones de Fallas La localización de fallas y sus efectos como barreras que definen los alcances del reservorio ayudan a determinar la localización

de pozos de producción e inyección.

5. Contactos de los Fluidos

La determinación de contactos de petróleo-gas, petróleo-agua o gas-agua son útiles para una descripción completa

de los reservorios.



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Las propiedades físicas:• Espesor, h•

Porosidad, Ø• Saturación de agua (S) y• Permeabilidad K de la formación, utilizados

prácticamente en todos los cálculos de la

ingeniería de reservorios.Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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PRESIÓN DEL RESERVORIO

La presión del reservorio es un parámetro importante de los

cálculos de Ingeniería de Reservorios.

El modelo de tanque se basa en los cálculos de la Ecuación deBalance de Materia y requieren la presión promedio para todo el

reservorio como una función del tiempo o de la producción.

En estudios de simulación de reservorios, es sumamente

importante tener valores de presiones de fondo estáticas

para pozos individuales en función del tiempo.

La presión del reservorio en el fondo del pozo, sonobtenidos mediante el cierre del pozo, durante el cual la

presión aumenta con el tiempo de cierre. Esta presión se

registra, y se denomina presión de prueba buildup. Con

estos datos se calculan los valores promedios de presión

del reservorio.


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Se requiere un valor promedio para todo el reservorio. Esto esnormalmente obtenido por un valor promedio volumétrico de losvalores de la presión de diferentes pozos. La ecuación para éstepropósito es:

Donde :

PR = Presión promedia del reservorio

Pi = Presión del Pozo i

Vi = Volumen de drenaje del pozo i

3.1.................

i

ii

R

V

V P P



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Ejemplo. Si existieran tres pozos con las presiones P1, P2

y P3 y los volúmenes de drenaje V1, V2 y V3, la

ecuación anterior se transforma en:

Matthews y socios (1954) y Mattheus y Russell (1967) hanmostrado que el volumen de drenaje del pozo Vi es

proporcional al caudal de flujo de éste, qi.

Entonces:

321

332211

V V V

V P V P V P P R

i

ii

Rq

q P P Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Ecuaciones de Presiones Ajustadas.

Donde: P = Presión a cualquier elevación, psi

Paj = Presión ajustada, psi

γ = gravedad específica del fluido ΔH = distancia vertical entre los puntos donde se midió la presión

y la profundidad, ft

H P P aj 433.0

H P P aj 433.0



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GRADIENTES DE PRESIÓN

(dp/dz)w = ρw g = 0,5 (Psi/ft) – Zona Acuífera

(dp/dz)o = ρo g = 0,35 (Psi/ft) – Zona Petrolífera

(dp/dz)g = ρg g = 0,08 (Psi/ft) – Zona Gasífera

GRADIENTES DE PRESIÓN



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Es otra fuente de energía para la producción. Puede estimarseconociendo el gradiente geotérmico que representa un valor

promedio de:3

100 =

1,7

100 .

Es decir, la temperatura se incrementa en 3 o C por cada 100 m

de profundidad. Por ejemplo: a los 500 metros de profundidad,tendré 15 oC. Esto se logra multiplicando numerador ydenominador por 5, ya que la profundidad aumenta 5 veces 100m como se nota en la siguiente dispositiva.

La diversidad de los gradientes geométricos, el perfil detemperaturas desde la superficie hasta el reservorio, se midecon termómetros adosados a las herramientas de perfilaje deregistros de pozos.


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Régimen de Temperatura en el Reservorio

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

Z(m)

ContactoAgua-Petróleo (OWC)

ContactoGas-Petróleo (GOC)

Tope deEstructura

T (oC)15 120

4000

500Gradientes deTemperatura

(dT/dz) ≈ 3/100 (oC/m)

(dT/dz) ≈ 1,7/100 (oF/ft)

RocaImpermeable



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Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

Z(m)

ContactoAgua-Petróleo (OWC)

ContactoGas-Petróleo (GOC)

Tope deEstructura

T (oC)15 135

4000

500Gradientes deTemperatura

(dT/dz) ≈ 3/100 (oC/m)

(dT/dz) ≈ 1,7/100 (oF/ft)

RocaImpermeable

30

Para una superficie que coincide con el nivel del mar, la T= 15 oC.La temperatura de un reservorio a 500 m de profundidad sería: 15+15=30 oC,y a 4000 m sería: 120+15=135 oC.


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La temperatura permanece constante (isotérmico) durante la

recuperación primaria. Durante la producción, la temperatura escompensada por el calor de las capas o estratos de las rocas,

que son fuente de calor de capacidad infinita.

El promedio de la temperatura del reservorio es necesario paralos análisis de laboratorio que son realizados a condiciones dereservorio.La temperatura del reservorio es usualmente medida en el

fondo del pozo o pozos en un reservorio, utilizando un registrode temperatura.Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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TEMPERATURA EN TÉCNICAS DE RECUPERACIÓNMEJORADA DE PETRÓLEO (EOR)

En los procesos químicos y miscibles, la temperaturaafecta el comportamiento en la fase de inyección y de los

fluidos producidos y por ende la recuperación.La factibilidad de estos procesos debe ser determinadapor las pruebas de laboratorio llevadas a cabo fuera de la

temperatura del reservorio.En los procesos EOR que emplean inyección térmica (vapor o combustión in situ), la temperatura del reservoriono es constante, por lo tanto la recuperación del

hidrocarburo no es un proceso isotérmico.

M d l d R i


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Existen tres modelos para el reservorio.

Modelo matemático, se basa en un modelo físico dedatos obtenidos:geológico, geofísico, petrofísico y de

registros.

Es imposible obtener una descripción física del reservorio

con un 100% de precisión, debido a la complejidad delreservorio. A mayor perforación, mejor definición del

reservorio.

Modelos de Reservorios



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Modelo Numérico.

Conjunto de ecuaciones que constituyen un modelo

matemático de un yacimiento. Las ecuaciones debenser susceptibles de solución por computadorasdigitales.

Modelo Computacional. Es el conjunto de programasescritos para solucionar las ecuaciones del modelonumérico, cuyo uso en soluciones de problemasprácticos, es llamado “simulación de un yacimiento”.


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1. ¿Cómo debe ser desarrollado y producido un campo

con el fin de maximizar en orden para maximizar larecuperación económica de hidrocarburos?

2. ¿Cuál es el mejor esquema de recobro mejorado

para el yacimiento? ¿Cómo y cuándo debe serimplementado?

3. ¿Por qué el yacimiento no se comporta de acuerdo alas predicciones hechas por los estudios previos de

simulación o la ingeniería de yacimientos?4. ¿Cuál es la recuperación económica definitiva para el

campo?


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5. ¿Qué tipo de datos de laboratorio es requerido? ¿Cuál es lasensibilidad de las predicciones de los modelos a

diferentes datos?6. ¿Es necesario hacer el estudio de los modelos físicos del

reservorio? ¿Cómo pueden los resultados ser

escalados para las aplicaciones del campo?

7. ¿Cuáles son los parámetros críticos que deberían ser medidosen el campo cuando es aplicado un esquema de

recuperación?

8. ¿Cuál es el mejor esquema de completamiento para los pozos

en un reservorio?9. ¿De qué porción del reservorio proviene la producción?


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Un simulador del reservorio, es unaherramienta para predecir elcomportamiento del reservorio ypredecir la producción a futuro.

Los simuladores de reservoriosmodernos están basados en el modelode tanque, que conforma la base de laIngeniería de reservorios.

Sin embargo, en la simulación, se divideel reservorio en muchas unidades detanque ó bloques que interactúan entresí. El número de unidades bloques,dependen de muchos factores: laheterogeneidad del reservorio, elnúmero de pozos y el desarrollo de

proyectos. Cuanto más heterogéneo esel reservorio, más número grande de

bloques requiere. Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Figura .Un tanque de pozo Agitado Análogo de un Simulador con Sistema de

malla

Por analogía, en la división de un reservorio es correcto visualizar

los bloques-malla como pozos agitados en tanques con ladospermeables. Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Darcy observó en su experimento:

La velocidad de flujo era directamenteproporcional a la diferencia de presiones (enrealidad alturas piezométricas) e inversamenteproporcional a la longitud del medio poroso,estableciéndose la siguiente relación:

Donde:

u velocidad de flujo

k constante de proporcionalidad,

h1, altura piezométrica del punto de ingresoh2, altura piezométrica del punto de salida

del agua,

L, longitud del medio poroso (filtro de agua)

L

hk =

L

h-hk =u 21

LEY DE DARCY


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Sustituyendo las alturas piezométricaspor presiones, introduciendo el efecto

de la viscosidad del fluido yconsiderando la dirección de flujo ensentido contrario a la caída depresiones, se establece para flujohorizontal la siguiente ecuación:

donde:

u = velocidad del fluidoμ = viscosidad

k = permeabilidad efectiva

dx

dpk -=u


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FORMULACIÓN DE LA PERMEABILIDAD K


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Reservorio Cerrado. Si el reservorio es completamentecontenido por límites de fallas sellantes. Reservorio Abierto. Si los reservorios son completamente

rodeados en su contorno por un acuífero, y sus fronteras son

abiertas para el movimiento interno de agua a la zona dehidrocarburos. Reservorio Cerrado y Abierto. Son reservorios contenidos por

fallas a lo largo de sus fronteras, y por un acuífero a lo largo

de lo que queda.Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Todos los reservorios son heterogéneos, variando sólo en susgrados de heterogeneidad. Las propiedades físicas de la roca cambian con un cambio en

la localización.

La estratificación es una de las heterogeneidades másimportantes que necesitan considerarse en los cálculos deIngeniería de Reservorios. Comunicación de los estratos. Muchos reservorios contienen

capas (estratos) de roca productiva que pueden estarcomunicados o no. Las capas varían considerablemente en la permeabilidad y

en el espesor.


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Las localizaciones de los pozos para producción oinyección son afectadas por los esquemas de las fallas

que son normalmente definidas sobre la base de losdatos geológicos, geofísicos, y datos de producción.

La permeabilidad K

es otra propiedad heterogéneadireccional. Cuando la medida de la permeabilidad

varía en función de la dirección o la distancia, diremosque el reservorio es anisotrópico con respecto a la

permeabilidad.Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Datos que pertenecen a la roca reservorio y su extensiónDatos que pertenecen a las propiedades de los fluidos del

reservorio

Datos de producciónDatos que Pertenecen a la Roca Reservorio y su Extensión

•Geología e Interpretaciones Sísmicas•

Análisis de registros de pozos•Análisis de pruebas de pozos•Análisis de las muestras



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Continuidad del estrato de la roca entre los pozosadyacentes Espesor neto Saturaciones de petróleo, gas y agua

Porosidad de la roca reservorio



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Medición de la presión con que responde el pozo enperiodos cortos, periodos de flujo y el comportamientosubsiguiente de la presión buildup después de sercerrado.

La permeabilidad, la presencia de las fallas cercanas alos límites o los contactos de los fluidos podrían ser

determinadas de un análisis de los datos de las pruebasde pozos. Docente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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Propiedades de los fluidos del Reservorio:- Viscosidad

- Densidad

- Factor Volumétrico de formación,

- Factor de Compresibilidad del Gas y Petróleo,

- RGP, etc.

Reaccionan ante los cambios de presión P y temperatura T delreservorio. Son requisitos para el cálculo ó estimación de:

Hidrocarburos Originales In-Situ y volúmenes en superficie.

Las reservas recuperablesDocente: Mcs. Ing. Florencia Chugar Laguna


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• J.D. Jansen and P.K. Currie, Version 5c, March 2004, “Modelling andOptimisation of Oil and Gas Production Systems”

• Boyung Guo, PH.d. * William C. Lyons, PH.d. * Ali Ghalambur, PH.d.,“Petroleum Production Engineering”

• Exploration & Production Departament American Petroleum Institute, “Book 6of the Vocational Training Series”, Third Edition, 1994

• Williams C. Lyons, “Working Guide to Petroleum and Natural Gas ProductionEngineering”, 2010.

• ESP OIL International Training Group, “Optimización de la Producciónmediante Análsis Nodal”

• H. Dale Beggs, “Gas Production Operations”, editado por Oil & GasConsultantsInternational Inc., Tulsa Oklahoma 74135.

• H. DaleBeggs, “Production Optimization” Using NODAL Analysis, Tulsa,Oklahoma 74153-0448, 2003

• Kermit E. Brown, H. Dale Beggs, “The Technology of Artificial Lift Methods”-Volume 1 Inflow Performance, Multiphase Flow in Pipes, 1977.


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PRÁCTICA 3

Ó


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EJERCICIO 1. CALCULAR LA SATURACIÓN DEL GAS

Considerando la figura, calcular la Saturación del petróleo

So, gas Sg, agua Sw y saturación total St.Datos: Vg = 40 pc; Vw = 30 B; Vo = 60 B. Considerar que1 B = 5, 614 pc

wo g

o

T

oo

V V V V

V V S

wo g

g

T

g

g V V V

V

V

V S

wo g

w

T

ww

V V V

V

V

V S

Oil

Gas

Agua

EJERCICIO 2


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De acuerdo a las características de la figura, indique y describa, el tipode reservorio.


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EJERCICIO 3

EJERCICIO 4 EJERCICIOS DIAGRAMA DE FASES


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La presión inicial Pr de un yacimiento petrolífero es 2800 Psia,

y tiene las siguientes características:

EJERCICIO 4. EJERCICIOS DIAGRAMA DE FASES

T

API

Grav. Esp

Rs

o F Gas SPc/STB

50 45 0,69 729

70

45

0,66

729

90 45 0,64 728

110 45 0,63 727

130

45

0,62

726

150 45 0,61 715

170 45,3 0,609 700

190

45,5

0,607

680

210

46

0,607

660

Calcular la Presión de Burbuja para cada valorde temperatura, con la ecuación de Standing:

a = 0.00091(T-460) – 0.0125(API)Pb = Presión del Punto de Burbuja, psiaT = Temperatura del sistema, °R

a. Construir la Curva de Punto de Burbuja (Pbvs. T)

b. Indicar qué el tipo de petróleo.

EJERCICIO No. 5


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Un reservorio ha sido descubierto a la presión de 6120 psia ytemperatura de 235 o F. Conociéndose la composición molar del fluido delreservorio, se ha hecho una corrida de PVT, hallándose los siguientesvalores:

Temperatura crítica: 145 o FPresión crítica: 3645 PsiaCricondenterm: (192 o F, 3120 Psia)Cricondenbar: (175 o F,3944 Psia).El punto de rocío no se pudo determinar.Grafique el diagrama de fases con todos los datos provistos. ¿De qué

tipo de reservorio se está hablando si la RGP es 80,000 scf/STB ?.¿Habrá Condensación Retrógrada?

EJERCICIO No. 5



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•GRACIAS POR SU ATENCIÓN


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Tema 2-Reservorio y Reservas