fundamentos de ingeniería de yacimientos introducción

Comportamiento de Yacimientos Ago 17, 2013

Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos

• Introducción


Objetivo de Curso:Predecir el comportamiento volumétrico de un yacimiento de aceite.


Introducción (1):

- Conceptos básicos de Geología Petrolera Rocas Sedimentarias

Clasificación de trampas


Introducción (2):

Recursos y Reservas de Hidrocarburos Definición de recurso petrolero

Definición de ReservasReservas ProbadaReserva ProbableReserva PosibleReserva 1P, 2P 3PEstimación de Reservas


Introducción (3):

Sistema de unidadesUnidades de CampoSistema Internacional, SIObtención de factores de conversión de unidades


Introducción (4):

Conceptos de Ingeniería de YacimientosDefinición de medio continuoPresión en el yacimiento

Presión del fluido Presión litostática Distribución de presión en el yacimiento


Conceptos básicos de Geología Petrolera


Conceptos básicos de Geología Petrolera.Rocas Sedimentarias

www.itescam.edu.mx/principal/sylabus/fpdb/recursos/r33258.PDF


Conceptos básicos de Geología Petrolera.Clasificación de Trampas

Estratigraficas

Estructurales

Domo Salino

Afallamiento


Recursos y Reservas de HidrocarburosFuente: libro de reservas de PEP-2013


Definición de Recurso Petrolero

Los recursos petroleros son todos los volúmenes de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable de esas cantidades. Dentro de esta definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada en principio se le denomina volumen original de hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas. En particular, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente explotables.


Recurso Petrolero (Cont.)


Definición de Reservas de hidrocarburos

Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, de acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas.

Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios:

- Deben estar descubiertas - Ser recuperables - Ser comerciales -Mantenerse sustentadas


Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.)

Las reservas son categorizadas de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones y pueden sub clasificarse en base a la madurez del proyecto y caracterizadas conforme a su estado de desarrollo y producción.

La certidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de la disponibilidad de esta información al tiempo de la estimación e interpretación.


Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.)

El nivel de certidumbre se usa para clasificar las reservas en : probadas o no probadas.

remanante


Definiciones de Reserva Probada

Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.


Definiciones: Reserva Probable

Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.


Definiciones: Reserva Posible

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos factible su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas más probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores


Definiciones: Reserva 1P, 2P, 3P

Reserva 1P: Es la reserva probada.Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables.Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las reservas probables más las reservas posibles


Estimación de Reservas

Básicamente existen tres formas de estimar las reservas de hidrocarburos:

Analogía Estimación Volumétrica

DeterminísticoProbabilístico

Análisis de comportamientoCurvas de DeclinaciónBalance de MateriaSimulación Numérica de Yacimientos


Estimación de Reservas: Analogía

Algún otro yacimiento puede ser considerado mostrando características similares al yacimiento analizado. Ya sea considerando similitudes por pozo o considerando factores de recuperación.

En esta estimación las características a considerar incluyen espaciamiento entre pozos, Características petrofísicas, profundidad del yacimiento, presión, temperatura, espesor , mecanismos de empuje.

El uso de esta técnica puede ser la única alternativa para el calculo de reservas cuando se carece de información del comportamiento de los pozos o de las características del yacimiento.


Estimación de Reservas: Volumétrica-Determinística

Esta técnica se basa en “escalar” la información obtenida en los pozos y apoyada por la sísmica en las áreas no perforadas mediante técnicas de interpolación.

Los parámetros considerados son:

Isopacas de espesor bruto del yacimientoIsopacas de espesor neto del yacimientoIsopacas de Porosidad del yacimientoIsopacas de Saturación de fluidos


Estimación de Reservas: Volumétrica-Probabilística

Esta técnica se basa en considerar la incertidumbre de las variables que intervienen en la función objetivo, es decir:

𝑁 𝑝 ,𝑎𝑏𝑎𝑛𝑑𝑜𝑛𝑜=(𝑁𝑇𝐺) h𝐴 ∅ (1−𝑆𝑤 )

𝐵𝑜

Un calculo probabilístico* (o Estocástico) de volumen a recuperar de la presión inicial hasta la presión de abandono, Np,abandono, se basa en la distribución de probabilidades de cada variable , esto es, A,h,f, Sw, Boi,Er. El rango de variación de cada variable a elegir aleatoriamente debe de ser establecido a priori.

*Nota : Al final del semestre se tratar en detalle la simulación Montecarlo

Ec. 1



Creadas las distribuciones de cada variable, que por simplicidad pueden ser distribuciones triangulares, se realizan un numero alto de repeticiones (realizaciones) en la ec. 1. Se toma aleatoriamente puntos en cada distribución y se determina el valor de la ec 1. Se recomienda hacer al menos 5000 realizaciones.

Los resultados son ordenados en forma ascendente y se colocan en una grafica de frecuencia (histograma) y se crea la curva de densidad de probabilidades, come se muestra en la siguiente figura.


Estimación de Reservas: Análisis de Comportamiento

Curvas de Declinación. Este método predice el comportamiento futuro mediante el ajuste de tendencias observadas de la declinación de la producción usando ajustes hiperbólicos, harmónicos o exponenciales.

Balance de Materia. Este método considera el comportamiento de yacimiento como un tanque utilizando propiedades PVT promedio y la historia de presión-producción.

Simulación Numérica de Yacimientos. Considera un ajuste previo de la historia y posteriormente realiza un pronostico hasta un limite económico.


Sistema de Unidades de Campo


Sistema Internacional de Unidades

Esta basado en siete “unidades base” que definen siete cantidades base que son dimensionalmente independientes


Obtención de Factores de Conversión

1 año cuanto equivale en seg?

1 año 365 dias 24 hr 60 min 60 seg1 año 1 dia 1 hr 1 min

1 año = 86400 seg


Introducción (4):

Conceptos de Ingeniería de YacimientosDefinición de medio continuoConceptos Roca-Fluido (Introducción)Presión en el yacimiento

Presión del fluido Presión litostática Distribución de presión en el yacimiento


Medio Poroso:Un medio poroso es un sistema compuesto de una parte solida y un parte vacia, esto es, un volumen poroso que puede estar saturado con uno o mas fluidos (aceite, gas y agua).


Medio Continuo:El entendimiento del flujo de fluidos en medios porosos en el ámbito de la ingeniería de yacimientos se basa en el concepto de medio continuo.

Este concepto considera que sólido y los fluidos contenidos en el medio poroso (gas-aceite-agua), si existen, están presentes en forma continua en cualquier escala que se considere, esto es, sin importar el tamaño del volumen de control considerado.


Medio Continuo:En una micro-escala, el medio poroso es heterogéneo

En un punto cualquiera se tiene 100% de una fase (Fase sólida) y 0% del resto de las fases (fluidos).

100% Solido

El concepto de medio continuo asume que todas las fases son continuas dentro de un volumen representativo del medio poroso (REV), incluido la fase sólida.

Fracción f Fracción s


Volumen Representativo

Solo un volumen suficientemente grande será representativo delmedio considerado.

Knut, “Matehmatical Models for Oil Reservoir Simulation”

Dominan Efectosmicroscópicos

REV


Porosidad

Este concepto constituye la parte del volumen total de una roca que no es ocupado por los granos solidos de la roca. Se expresa en fracción y en porcentaje.

Considerando la conectividad de este volumen: se tiene dos tipos de porosidad:

Porosidad Absoluta: relación del volumen total que no es roca (Vp) y el volumen total de la roca (Vb).

Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero únicamente conectado y el volumen total de la roca.


Idealización de medios porosos


Variación de la porosidad con profundidad


Variación de compresibilidad con la porosidad


Porosidad: Distribución Probabilística

Tarea 3a: Histogramade porosidad de archivoEn excel proporcionadoAgo 30


Permeabilidad

La permeabilidad es una propiedad de la roca. Esta representa la habilidad del medio poroso para conducir fluidos.

En términos del numero de fases que transporta el medio, existen dos tipos de permeabilidad:

Permeabilidad AbsolutaPermeabilidad Efectiva

La relación de la permeabilida efectiva entre la permeabilidad absoluta se le conoce como permeabilidad relativa

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=rock+permeability&source=images&cd=&cad=rja&docid=YffMGNRGayATiM&tbnid=pFH3ssXgWuPN4M:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.co2crc.com.au/imagelibrary3/storage.php?screen=4&ei=4bYnUabfEImA2gWakoG4BQ&bvm=bv.42768644,d.b2I&psig=AFQjCNGDK9adrQMPlF6G4FDp6mIxW8JW_Q&ust=1361643600168739


PermeabilidadEn 1856, Darcy investigó el flujo de agua a través de un filtro de arena para purificarla:


Porosidad vs Permeabilidad

Fuente: Paul Glover, Notas de Petrofísica

La permeabilidad depende de la geometría de los poros en la roca

También, depende de la conectividad de los poros.


Porosidad vs Permeabilidad: Correlaciones

Tarea 3b: Elaborar un código en MatLab para calcular permeabilidad.Ago 30


Porosidad vs Permeabilidad: Correlaciones


Permeabilidad RelativaEs la relación entre la permeabilidad efectiva a una saturación dada y la permeabilidad absoluta.

Por ejemplo, la permeabilidad relativa al aceite se define de la siguiente manera:

oro

kk

k

0.40

0

0.20

0.400 1.000.600.20 0.80

Water Saturation (fraction)

Re

lati

ve P

erm

ea

bili

ty (

fra

cti

on

) 1.00

0.60

0.80

Water

krw @ Sor

Oil

Two-Phase FlowRegion

Irre

duci

ble

Wat

erS

atu

ratio

n

kro @ Swi

Re

s id ual O

ilS

atura ti on

Imbibition Relative Permeability(Water Wet Case)

0.40

0

0.20

0.400 1.000.600.20 0.80

Water Saturation (fraction)

Re

lati

ve P

erm

ea

bili

ty (

fra

cti

on

) 1.00

0.60

0.80

Water

krw @ Sor

Oil

Two-Phase FlowRegion

Irre

duci

ble

Wat

erS

atu

ratio

n

kro @ Swi

Re

s id ual O

ilS

atura ti on

Imbibition Relative Permeability(Water Wet Case)


Saturación de FluidosLa saturación de un fluido en un medio poroso es la fracción del poro ocupado por ese fluido en particular. En el caso de yacimientos de hidrocarburos (gas o aceite) raramente la saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita.

So=Vo/Vp Sw=Vw/Vp Sg=Vg/Vp


Saturación de FluidosSi dos fluidos o mas coexisten (i.e. aceite y agua), su distribución depende de la mojabilidad de cada fase con el solido de la formación.

Generalmente, las formaciones silisiclasticas son preferentemente mojadas por agua. Las formaciones carbonatadas son preferente mojadas por aceite o con mojabilidad intermedia.


MojabilidadLa mojabilidad de un sistema roca fluido es una propiedad capilar. Esta, es la capacidad de un fluido, en la presencia de otro, de cubrir – extenderse en- la superficie de la roca.

La mojabilidad juega un papel muy importante en la producción de gas y aceite y no solo determina la distribución inicial de los fluidos en el yacimiento.

El grado de mojabilidad de los sólidos por algún líquido es usualmente medido por el angulo de contacto de la interface líquido-líquido con el sólido.


MojabilidadEl ángulo de contacto es usado para medir la mojabilidad . En el caso de un fluido mojante, el angulo de contacto es menor a 90o

Si el contacto es mayor a 90o , el fluido es referido como no-mojante.


Permeabilidad Relativa: Diferente mojabilidad

0.4

0

0.2

400 1006020 80

Water Saturation (% PV)

Re

lati

ve P

erm

ea

bil

ity,

Fra

cti

on

1.0

0.6

0.8

Water

Oil

Strongly Water-Wet Rock

0.4

0

0.2

400 1006020 80


Re

lati

ve P

erm

ea

bil

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Fra

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on

1.0

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WaterOil

Strongly Oil-Wet Rock

0.4

0

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400 1006020 80


Re

lati

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Strongly Water-Wet Rock

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WaterOil


0.4

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400 1006020 80


Re

lati

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erm

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bil

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Fra

cti

on

1.0

0.6

0.8

WaterOil



Regímenes de Presión en un Yacimiento

Presión Normal. Presentan gradientes entre el rango de 9.8 a 11.0 Kpa/m. Si el gradiente esta fuera de este rango se dice que la formación presenta presión anormal.

Presiónes Anormales.

Sobrepresión. Presentan gradientes mayores a 11.0 kPa/m.

Bajopresión. Presenta gradientes menores a 9.8 kPa/m.



Bajopresión

Sobrepresión

11.0 kPa/m9.8 kPa/m

Presión

Prof

undi

dad

Rango de presiónnormal


Presión de Yacimiento y Distribución de Fluidos


Presión del YacimientoLa presión hidrostática de una columna de agua a la profundidad D, es calculada como:

Donde:

(dp/dz)w es el gradiente de presión de la fase agua. Do es una profundidad arbitraria, i.e. nivel del mar.

Para un gradiente constante:



Tarea 3c: Elaborar un código en MatLab para calcular elGradiente, dada la densidad.Ago 30


Presión del YacimientoSi Do es considerada al nivel del mar, se tiene:

Gradientes de presión normales para agua, aceite y gas:


Presión de Yacimiento

A

B

C


Distribución de Fluidos en el Yacimiento


El problema : g = rg

:

𝑃=𝜌 [ 𝑘𝑔𝑚

𝑚3 ]𝑔[𝑚𝑠2 ]h [𝑚 ]=¿[ 𝑁𝑚2 ]𝑃=𝛾 [ 𝑁𝑚3 ]h [𝑚 ]=¿[ 𝑁𝑚2 ]

𝑃=𝜌 h𝑔 =𝛾 h


Distribución de Fluidos en el Yacimiento

:

Tarea 4. Entregar para Sep 5,2013a) Determinar el gradiente, los contactos existentes, discuta los resultados realizando un gráfica presión contra profundidada.

b) Determinar el volumen hidrocarburos, esto es, de aceite y de gas (si existe) ambos a condiciones estandar. Nota: realice un gráfico Area vs profundidad. Analice y discuta su procedimiento.

Depth Pressure Area

(m) kg/cm2 km2

2680 204.7 23.42705 205.3 33.42730 205.8 42.42755 207.4 52.42780 209.4 61.42805 211.3 71.42830 213.6 80.42855 216.2 90.42880 218.9 99.4

Espesor del yacimiento (vertical) : 25 mEspesor neto/bruto : 0.85 Porosidad : 18 %Saturación residual de agua : 25 %Bo : 1.34 m3/m3

Bg : 1x 10-3 m3/m3

Utilice la información obtenida en el inciso a)para la identificación de contactos…


Formato para entrega de tareas1. En PDF2. Un solo archivo3. Entrega antes de las 20 hrs del dia establecido.4. El asunto del mensage debe de decir Tarea y número, es decir, Tarea 1, o

Tarea 20. Solo eso.5. La tarea debe de incluir Referencias.


SaturaciónLa saturación de un fluido es la fracción del poro ocupado por ese fluido en particular. En el caso de yacimientos bajosaturados de aceite, raramente la saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita.

La saturación de aceite, en un yacimiento bajosaturado, va del 0% (acuifero) a (1-Swi) en la cima del yacimiento.

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