Ing._Yacimientos_I_-_Mod_IV_Balance_de_Materiales

Ingeniería de Yacimientos I - 2008-II

Trabajo Escrito Modulo III – Propiedades de los Fluidos

- Comportamiento de Diagramas de Fases de Sistemas Multicomponentes

Describir principales caracteristicas de los diagramas de fases para distintos tipos de hidrocarburos

- Propiedades PVT de los fluidos de yacimiento

Gas en Solución

Factores Volumétricos (Gas, Petróleo)

- Análisis PVT

Diferentes tipos de ensayos. ¿Cuáles propiedades se obtienen con cada ensayo?

- Correlaciones PVT para estimar propiedades PVT

El informe no debe tener más de 8 páginas de largo, con figuras incluidas


Modulo IVCÁLCULO DE HIDROCARBUROS EN

SITIO

BALANCE DE MATERIALES


- Método Volumétrico

- Método Probabilístico (Geoestadístico)

- Inicialización Simulación Numérica

- Balance de Materiales

Métodos de Estimación de Hidrocarburos en Sitio


a) Método Volumétrico

-Toma en consideración las propiedades promedio del yacimiento (Espesor, porosidad y saturaciones iniciales)


Boi

)Swi(1*φ*h*A*7758NPOES

Petróleo Gas

Bgi

)Swi(1*φ*h*A*43560GGOES

donde:

POES: Petróleo Original en Sitio (BN) GOES: Gas Original en Sitio (PCN)

A: Área del yacimiento, acres Bgi: Factor Volumétrico del Gas (PCY/PCN)

h: Espesor promedio de arena neta, pies

: Porosidad Efectiva promedio, fracción

Swi: Saturación Inicial de Agua promedio, fracción

Boi: Factor Volumétrico de Formación (BY/BN)


a) Método Volumétrico


Espesor ANP Porosidad Saturación de Petróleo Inicial

Mapa de POES / GOES


b) Método Probabilístico


YACIMIENTO POZO ÁREA ANP POROSIDAD So INICIAL1158.571111 108 0.23 0.891158.571111 75 0.25 0.821158.571111 115 0.26 0.821158.571111 65 0.23 0.581158.571111 90 0.19 0.61

90.60 0.224 0.740

Promedio 90.60 0.224 0.740MAX 115 0.26 0.89MIN 65 0.19 0.58

CONDICIONES 90.60 0.224 0.740FORESCAT 90.60 0.224 0.740

POES 123.94025POES 123.94025

POZOS PARA CALCULAR EL POES PROBABILÍSTICO

ZONA FALLA 1: OESTE

12345

- Se realizan varias sensibilidades con las propiedades de la roca y fluidos (Espesor de ANP, porosidad, Saturación Inicial) de diferentes pozos, para obtener una distribución probabilística de cada una de estas propiedades y por ende, del POES o GOES.


c) Inicialización Simulación Numérica


- Se integran todas las propiedades roca – fluido (Presión capilar, Permeabilidades relativas, propiedades PVT) dentro del modelo estático del yacimiento y se realiza una corrida de simulación sin producción, para obtener el volumen de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES).


Ecuación Generalizada de Balance de Materiales


- Método desarrollado por primera vez por Schilthuis (1936)

- Permite:

- Estimar volumen de hidrocarburos inicialmente en sitio (POES y GOES).

- Predecir comportamiento futuro del yacimiento

- Predecir el recobro final de hidrocarburos en yacimientos bajo diferentes tipos de mecanismos de recuperación primaria / secundaria.


Ecuación Generalizada de Balance de Materiales


- Se basa en hacer un balance de masa de los fluidos extraídos y remanentes en el yacimiento, tomando como referencia un volumen de control constante (medio poroso).

- Este balance se debe hacer para unas mismas condiciones de Presión (P) y Temperatura (T).

Masa Inicial dentro del volumen de

control

Masa producidaMasa remanente

dentro del volumen de control

- =+

Masa que ha entrado al

volumen de control


Suposiciones del Método


- El yacimiento es considerado como un tanque adimensional. No se considera tamaño ni características geológicas.

- El medio se considera isotrópico (propiedadades de los fluidos y la roca uniformemente distribuídas) para cada caída de presión.

- Presión promedio del yacimiento y saturaciones de fluidos uniformemente distribuídas.

- Cualquier cambio de presión y saturación se distribuye en forma instantánea en el yacimiento.

-El balance de volumenes se realiza a condiciones de yacimiento


Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales


- A nivel de yacimiento, el volumen de los fluidos producidos (petróleo, agua y/o gas), debe ser reemplazado por la expansión de los fluidos remanentes, la expansión de los granos de roca (reducción del volumen poroso) y los volumenes de los fluidos que entran al yacimiento (inyección/intrusión de agua).


Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales (EBM)


Volumenes Producidos = Expansión de los Fluidos y el Volumen Poroso + Inyección Agua/Gas + Intrusión de Agua



- Nomenclatura y Unidades

N POES, BNBoi Factor volumétrico Inicial del Petróleo, BY/BNNp Petróleo producido acumulado, BNBo Factor volumétrico del Petróleo, BY/BNG GOES, PCNBgi Factor volumétrico Inicial del gas, BY/BNGf Cantidad de gas libre en el yacimiento, PCNRsi Relación inicial Gas-Petróleo en solución, PCN/BNRp Relación Gas-Petróleo Acumulada, PCN/BNRs Relación Gas-Petróleo en solución, PCN/BNBg Factor volumétrico del gas, BY/BNW Agua inicial en el yacimiento, BYWp Agua acumulada producida, BNBw Factor volumétrico del agua, BY/BNWe Intrusión de agua dentro del yacimiento, BYCw Compresibilidad isotérmica del agua, 1/psip Cambio en presión promedio del yacimiento, psiaSwi Saturación inicial de agua,Vf Volumen poroso inicial, BYCf Compresibilidad isotérmica de la formación, 1/psi


Deducción de la Ecuación General de Balance de Materiales (EBM)


Gas Libre

Petróleo + Gas Disuelto

Agua Connata

Zona de Gas

Zona de Petróleo

Para t = 0, P = Pi

Condiciones Iniciales

Gas Libre


Agua Connata

Zona de Gas

Zona de Petróleo

Influjo de Agua

Para t = t1, P < Pi

Luego de iniciarse la producción

Expansión de Roca

Wp

NpRp

Np

Agua Producida

Gas Producido

Petróleo Producido


DEDUCCIÓN DE LA E.B.M

Gas Libre


Agua Connata

NBoi

Para t = 0, P = Pi

Condiciones Iniciales

Gas Libre


Agua Connata

(N-Np)Bo

Influjo de Agua

Para t = t1, P < Pi

Luego de iniciarse la producción

Expansión de Roca

Np

Petróleo Producido

a) Zona de Petróleo

Volumen Inicial = NBoi

Volumen Remanente = (N-Np)Bo

Cambio de Volumen en Zona de Petróleo@ t=t1

= NBoi - (N-Np)Bo



b) Zona de Gas Libre

Se define el término m =

Gas Libre mNBoi / Bgi

Volumen Inicial Capa de Gas (Cond. Yacimiento)Volumen Inicial Zona Petróleo (Cond. Yacimiento)

Gas DisueltoNRsi

oi

gif

NB

BGm

Para t = 0, P = Pi

b.1) Volumen Inicial de Gas Libre (Gf) =

gi

oi

B

mNB

b.2) Volumen Gas en Solución Inicial = NRsi



b) Zona de Gas Libre (Cont.)

b.3) Volumen Gas Producido (Gp) = NpRp

b.2) Volumen Gas en Solución @ t=t1 = (N-Np)RsGas Libre

Gas Disuelto

NpRp

Gas Producido

Para t = t1, P < Pi

(N-Np)Rs

Volumen Gas Libre @

t=t1

Volumen de Gas Inicial Total

-=

Volumen de Gas

Producido (Gp)

Volumen de Gas

Disuelto @ t=t1

-

Gf+ NRsi NpRp (N-Np)Rs

Cond. Superficie

Volumen Gas Libre @

t=t1

= spppsigi

oi )RN(NRNNRB

mNB



b) Zona de Gas Libre (Cont.)

Cambio en Volumen

Gas Libre @ t=t1

=

Llevando este volumen a condiciones de yacimiento

Volumen Gas Libre @

t=t1

= Bg)RN(NRNNRB

mNBspppsi

gi

oi

Cond. Yac.

Bg)RN(NRNNRB

mNBmNB spppsi

gi

oioi



c) Cambio de Volumen Agua Connata + Influjo de Agua

Vw = (VpiSwi)cwPCambio de Volumen en Agua Connata @ t=t1

Volumen Inicial = VpiSwi

Volumen @ t=t1 = VpiSwi(1+cwP)+We-WpBw

=

d) Cambio de Volumen Poroso

Volumen Inicial = Vpi

Volumen @ t=t1 = Vpi(1-cfP)

Vpi = VpicfPCambio de Volumen Poroso @ t=t1

=

Agua Connata

Agua Connata

Influjo de AguaWp

t = 0

t = t1

Expansión de Roca



La suma de todos los cambios de volumen debe ser cero para que exista un balance

Para t = 0

Vpi= Voi+Vgi+Vwi=NBoi+mNBoi+VpiSwi

)S(1

m)NBV

wi

oipi

1()mNB(NB)S(1V oioiwipi

opoi )BN(NNB 0WpBw-WeΔPS1

cScm)(1NBBg)RN(NRNNR

B

mNBmNB

wi

fwiwoispppsi

gi

oioi

Expansión Petróleo

- Prod. Petróleo

Expansión Gas Libre

– Prod. Gas

Expansión Agua Connata + Influjo +Roca – Prod. Agua

Ahora definimos el Factor Volumétrico Total (Bt) como:

Bt = Bo + (Rsi-Rs)Bg Bo = Bt - (Rsi- Rs)Bg

Para t = 0 (Cond. Iniciales) Rs = Rsi

Boi = Bti

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