Limites Físicos y Convencionales

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Limites físicos y convencionales. Comportamiento de yacimientos I. Ingeniería Petrolera. Facilitador de la materia: Biol. Armando Alafita Valencia Equipo #2: Ramírez Tenorio Julio Cesar Hernández Jiménez Edgar Rustrían Alejandro Ángeles Pamela Mercader de Jesús Abraham Montejo Hernández Ricardo

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limites fisicos y convencionales, tema 2 de la unidad 1

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Limites físicos y convencionales.

Comportamiento de yacimientos I.

Ingeniería Petrolera.

Facilitador de la materia: Biol. Armando Alafita Valencia

Equipo #2: Ramírez Tenorio Julio CesarHernández Jiménez EdgarRustrían Alejandro Ángeles PamelaMercader de Jesús AbrahamMontejo Hernández Ricardo

Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento petrolero se necesita conocer el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento, así como también la energía disponible para expulsar el aceite y el gas.

Un yacimiento petrolífero está confinado por límites geológicos como también por límites de fluidos, todos los cuales deben determinarse lo más exactamente posible. Dentro del confinamiento de tales límites, el aceite está contenido en lo que generalmente se refiere a la zona bruta. El volumen neto es la parte del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina de acuerdo con los valores de permeabilidad, porosidad y saturación de agua. La información que se obtiene de las muestras de formación del análisis de núcleo y de los registros geofísicos de los pozos 'es básica" en la evaluación antes dicha.

Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que lo saturan, el cómputo de los hidrocarburos en el yacimiento se convierte en una operación bastante simple.

Es aquel definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias, etc.); por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos parámetros.

Limite físico:

Aquel que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.

A continuación se citan las normas propuestas por un grupo de analistas expertos en cálculo de reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, aun así no deben tomarse como únicas o definitivas ya que éstas pueden cambiar con el criterio de cada analista.

Limites convencionales.

Si el límite físico del yacimiento se estima a una distancia “mayor de un espaciamiento” entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado más al exterior, se fijara como límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un radio igual a la unidad del espaciamiento entre pozos.

Si el "límite físico" del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos, de el pozo productor situado más al exterior, se deberá considerar el limite físico.

En el caso de existir pozos extremadamente improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite físico se estimara a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo más cercano él.

En el caso de tener un pozo productor a una distancia de dos espaciamientos, este se tomara en cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada, únicamente si existe correlación geológica confiable o pruebas recomportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa dirección. De no existir los datos anteriores el pozo se considerara pozo aislado, y su reserva se calculara con el límite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual a la mitad del espaciamiento.

Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirme o demuestren la continuidad de los yacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calculará para cada pozo considerándolo como pozo aislado, con un radio de drene "convencional" igual a la mitad del espaciamiento entre pozos del yacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos.

Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomará como área probada la limitada físicamente y de no existir ésta, se utilizara la “limitada convencionalmente".

Factores de recuperación de

fluidos.

En la ingeniería de yacimientos, en general se considera que existen tres etapas de explotación en la vida de los mismos:

Primaria. Esta etapa comienza desde el inicio de la explotación de un campo o yacimiento y es aquella en la cual se aprovecha la energía natural con la que cuenta el campo. En esta etapa se puede considerar el empleo de tecnologías en el pozo como el uso de sistemas artificiales de producción de varios tipos, el fracturamiento hidráulico de la formación, así como en el área de perforación, el empleo de pozos horizontales y multilaterales.

Primera etapa de la producción de hidrocarburos. Inicialmente, la presión del yacimiento es considerablemente más elevada que la presión del fondo del pozo dentro de él. Esta elevada presión diferencial natural empuja los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la producción, de la misma forma lo hace la presión diferencial. Para reducir la presión del fondo del pozo o incrementar la presión diferencial para aumentar la producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema de levantamiento artificial. La producción utilizando el levantamiento artificial se considera como recuperación primaria. La etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento es tan baja que los índices de producción no son económicos, o cuando las proporciones de gas o agua en la corriente de producción son demasiado elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo un pequeño porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar, típicamente alrededor del 10% para los yacimientos de petróleo. La recuperación primaria también se denomina producción primaria.

Durante esta etapa, el objetivo es inyectar al yacimiento energía adicional, ya sea a través de inyección de agua o gas natural, ambos procesos para mantenimiento de presión o como métodos de desplazamiento de fluidos dentro del yacimiento. Durante esta etapa, también se pueden emplear tecnologías como sistemas artificiales de producción, fracturamiento hidráulico de la formación, pozos horizontales y/o multilaterales.

Recuperación secundaria.

Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar.

Según Schlumberger…

Es en esta etapa, en la que para continuar la explotación de un campo o yacimiento se requiere implantar otros métodos, para aumentar los factores de recuperación de aceite y gas, como: Térmicos (inyección de vapor o inyección de aire, para generar una combustión in-situ en el yacimiento), químicos (como inyección de polímeros o surfactantes, para reducir la tensión interfacial), o gases miscibles (como C02, gases enriquecidos, gases exhaustos o nitrógeno, este último como proceso miscible o inmiscible).

Recuperación terciaria o mejorada.

*EOR = Enhanced Oil Recovery

Según Schlumberger…

Tradicionalmente, tercera etapa de la producción de hidrocarburos que comprende métodos de recuperación que siguen a la inundación con agua o al mantenimiento de la presión. Las principales técnicas de recuperación terciarias utilizadas son métodos térmicos, inyección de gas e inundación química. El término se utiliza a veces como sinónimo de la recuperación de petróleo mejorada (EOR) pero, debido a que los métodos EOR pueden aplicarse actualmente a cualquier etapa del desarrollo del yacimiento, el término recuperación terciaria se utiliza menos frecuentemente que en el pasado.

Método para mejorar la recuperación de petróleo que usa técnicas sofisticadas que alteran las propiedades originales del petróleo. Clasificadas alguna vez como una tercera etapa de la recuperación de petróleo que se efectuaba después de la recuperación secundaria, las técnicas empleadas durante la recuperación de petróleo mejorada pueden realmente iniciarse en cualquier momento durante la vida productiva de un yacimiento de petróleo. Su propósito no es solamente restaurar la presión de la formación, sino también mejorar el desplazamiento del petróleo o el flujo de fluidos en el yacimiento. Los tres tipos principales de operaciones de recuperación de petróleo mejorada son la inundación química (inundación alcalina o inundación con polímeros micelares), el desplazamiento miscible (inyección de dióxido de carbono [CO2] o inyección de hidrocarburos) y la recuperación térmica (inyección de vapor o combustión en sitio). La aplicación óptima de cada tipo depende de la temperatura, la presión, la profundidad, la zona productiva neta, la permeabilidad, el petróleo residual y las saturaciones de agua, la porosidad y las propiedades del fluido del yacimiento, tales como la gravedad API y la viscosidad. La recuperación de petróleo mejorada también se conoce como recuperación de petróleo ampliada o recuperación terciaria y se abrevia EOR.

Se tiene que reconocer que en el caso de algunos yacimientos, no es fácil identificar estas tres etapas. Es más, en ciertos yacimientos se ha encontrado que no existió la etapa primaria y fue necesario pasar a la secundaria e incluso a la mejorada, sin haber ocurrido las anteriores. Un buen ejemplo de estos casos es el de yacimientos de aceite muy pesado y viscoso, que no pudieron ser producidos en su etapa primaria ni secundaria y solo se obtuvo aceite de ellos a través de la inyección de vapor, que se consideraría ya como la etapa de recuperación mejorada.