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• Ricardo Roberto Peña Araoz

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22-05-2012 PETRO FISICA CONVENCIONAL MÉTODOS DE MUESTREO MUESTRAS DE FONDO (CORONAS) 1. MEDIANTE EL BARRIL MUESTRADOR.Las coronas miden entre 10 y 30 metros de longitud b) para formaciones no consolidadas o friables (deslesnables) se utiliza las mangas de goma preservación de testigos 2. METODO DE OBTENCIO DE TESTIGOS DE SUPERFICIE (TESTIGO LATERALES O DE PARED DE POZO) DETERMINACION DEL CONTENIDO DE FLUIDOS 1. METODO DEL DEAN STARK 2. METODO DE LA RETORTA

24-05-2012 SATURACIONES.- Conociendo la porosidad y la resistividad de las formaciones la saturación de los fluidos en las formaciones pueden ser calculados 100 gr D = 2.56 gr/cc ɸ = 18 %

PERMEABILIDAD.- Una de las características necesarias de un petróleo de reservorio es su habilidad para permitir el flujo de fluidos a través de este. La cuantitativa expresión de esta característica es de importancia básica en la producción de petróleo. Esta propiedad de una roca de reservorio se conoce con el nombre de permeabilidad. La cuantitativa expresión de la permeabilidad es conocida la ley de Darcys. Darcys cuyos experimentos fueron hechos con agua fluyendo a través de estratos de filtros de arena horizontales quien determino la ecuación siguiente:

V = velocidad del flujo cm/seg K= permeabilidad , darcys u = viscosidad, centipoise

En la escritura de esta ecuación se debe notar que varias condiciones son necesarias 1.- se asume que el integro espacio poral del material de reservorio esta llenado con el fluido que esta fluyendo y solamente con este fluido. 2.- la velocidad del flujo (v) no es una velocidad actual pero es una velocidad aparente esto es equivalente a donde Q = razón del volumen de flujo en cm3/seg a través de la sección transversal A expresada en cm2 perpendicular a la dirección de flujo en el punto donde v es deseado A = cm2 Ya que el flujo ocurre a través del area poral y no del area integra A la velocidad aparente v es mas pequeño que la velocidad actual del flujo. Darcy.- una permeabilidad de un darcy es definida como la permeabilidad en la cual se permite el flujo de un cm3/seg de un fluido de centipoise de viscosidad a través de un area de 1 cm2 bajo un gradiente de presión de 1 atm/cm. La permeabilidad es una función de la geometría del poro y luego es a menudo correlacionado contra la porosidad. (EXPOSICION = PERMEABILIDAD RELATIVA) 25-05-2012 PUNTOS EXTREMOS DE SATURACION 1.- SATURACION DE AGUA IRREDUCIBLE (Swi) 2.- SATURACION RESIDUAL DE PETROLEO (SOr) 3.- SATURACION CRITICA DE GAS (Sgc)

Swi = 0.30 Sor = 0.25 Som = ?

PERMEABILIDAD RELATIVA 1.- PERMEABILIDAD ABSOLUTA 2.- PERMEABILIDAD RELATIVA

K= es la saturación particular de una fase con la existencia de saturaciones de otros fluidos 3.- PERMEABILIDAD EFECTIVA (Kefectiva) KEFECTIVA = Kr (de una fase particular)(Kabsoluta) PRESION CAPILAR PC = Pa – Pw =

PC = presión capilar h = altura del ascenso capilar

r = radio capilar g = gravedad

CORE LAB Amyx , Bass and whiting Para un sistema agua petróleo PC = PO – Pw = h( g Esto es continuación……… Las rocas reservorias que cumplen las redes de la presión capilar. La cantidad de fluido a sube por ejemplo el agua es una funsion de la geometría poral del reservorio. La curva de presión capilar para un reservorio a menudo esta representado tal como la saturación de la fase mojante (generalmente agua) versus la altura de la presión capilar (fig.17). usando la curva de presión capilar varias zonas y contactos pueden ser definidos tal como la fig.18. PRESIONES Las presiones del reservorio son extremadamente importantes y a menudo de obtener para operaciones razonables. La presión estatica puede ser usada para monitoriar la declinación de la presión con la producción acumulativa. Esta información puede ser usada en el trabajo de balance de materia. La presiones pueden ser también usadas para definir los gradientes de presión en el reservorio el cual provee información concerniente a la distribución de los fluidos (ver fig. 19 – 20) Las pruebas en los pozos son periódicamente efectuadas para obtener información sobre el reservorio la evaluación de las pruebas en los pozos usa ecuaciones de flujo transiente (similar

a las ecuaciones de flujo caliente) para analizar la presión transiente y relacionar con el tiempo. La información disponible de los analicis de prueba en los pozos incluye : 1.- PRESIONES DE RESERVORIO 2.- LIMITES DEL RESERVORIO Y DISCONTINUIDADES 3.- DAÑO DE LA PARED DEL POZO 4.- INDICE DE PRODUCTIVIDAD 5.- PERMEABILIDAD DEL RESERVORIO 6.- PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO Para flujos de tiempos mas largos el alcance de la presión del reservorio esta en condiciones de estado estabilizado la presión y la razón de ejecución o comportamiento de los pozos puede ser predicho con ecuaciones que satisfacen las condiciones del estado estabilizado. La predicción del comportamiento son a menudos hecho usando las ecuaciones transientes del estado estabilizado los cálculos pueden ser hechos para mostrar la relación de producción como una funsion del tiempo. BALANCE DE MATERIA Los hidrocarburos en el lugar son generalmente definidos usando la ecuación previamente discutida del método volumétrico. Sin embargo ha venido a hacer ambos popular y practico para confirmar la estimación volumétrica usar los cálculos de balance de materia en la forma mas simple la ecuación de balance de materia puede ser escrita como: EXPANSION = VOLUMEN EXTRAIDO Tal como el reservorio es comprimido de petróleo, gas, agua y la roca reservoria del balance de materia debe considerar el comportamiento dentro la presión de los parámetros anteriores. Tal como los fluidos son producidos desde el reservorio la presión promedio en el reservorio declinara y el petróleo, gas, agua y la roca se expandirán para llenar el volumen extraido (producción) (ver fig. 21) varias asunciones son generalmente establecidas con el balance de materia. Esas asunciones pueden ser modificadas para fijar condiciones particulares en cualquier reservorio dado. Sin embargo, las menores asunciones simplificando que puede ser un hecho concerniente a un reservorio la mas complicada ecuación que viene a hacer las ecuaciones de balance de materia. Asunciones: 1.- permeabilidad infinita 2.- saturaciones uniformes 3.- existencia de una presión uniforme 4.- reservorios de volumen constante 5.- ningún drenaje gravitacional 6.- temperatura del reservorio constante Datos requeridos para un calculo de balance de material incluye: 1.- propiedades del fluido (petróleo, agua y gas) como una funsion de presión a temperatura del reservorio 2.- compresibilidad de la roca como una funsion de la presión neta de sobre carga 3.- promedio de la presión de reservorio como una funsion de tiempo y producción 4.- producción de volúmenes en unidades de superficie (petróleo, agua, gas libre, gas en solución) 5.- volúmenes de inyección (gas y agua en unidades de superficie) RESERVORIOS DE GAS Asume los siguiente: 1.- ningún mecanismo de empuje hacia afuera (por ejemplo empuje de agua)

2.- agua y expansión de la roca son despresiables con respecto a la expansión de gas 3.- producción de gas solamente y ninguna inyección de fluidos. Un reservorio con gas en el lugar inicial Gi y a un presión original Pi ha sido producida Gp y la presión de reservorio a declinado a la presión P, Gi y Gp son medidos en SCF, Gi * Bgi = volumen del reservorio a la presión Pi , Gp * Bg = volumen producido del reservorio, en pie3 a una presión P. Gi * Bg = volumen del reservorio del gas en el lugar original, en RCF en la presión P Gi * Bgi = Gi Bg – Gp Bg

NOTA

Usando la ecuación anterior o el diagrama de P/Z para varias medidas de presiones de reservorio y los corrientes factores Z) versus la producción acumulada de gas, en SCF del gas producido Gp dara un línea recta con una pendiente La línea de extrapolación para =0 hace Gp = Gi La desviacion de la pendiente de la línea recta podría ser el resultado de uno o mas de los siguientes: 1.- influjo de agua (soporte de la presión adicional) 2.- datos de la presión del promedio erróneo del reservorio 3.- errores en la producción acumulada 4.- significativos valores del petróleo, agua, y expansión de la roca los cuales han sido asumidos ser despreciables RESERVORIOS DE PETROLEO BAJO SATURADOS Asumir lo siguiente: 1.- presión del reservorio mayor que la presión del punto burbuja (en todo momento para el periodo de producción esta haciendo evaluado) 2.- influjo de agua igual a cero osea ningún empuje de agua 3.- todo el gas producido es de gas en solución (asunción 1) 4.- ninguna producción de agua 5.- ninguna inyección de fluido N (B0 – B0i) = (cambio en volumen no hay ningún barril) de petróleo en el lugar inicial como un resultado de la caída de presión observada. Pi = P (∆P) N = petróleo original en el lugar (in place) STD Boi = factor de volumen a Pi , Bo = factor de volumen a P

La ecuación del balance de materia N ( BO – BOi )⁺

[

]

En adicion a la revisión de los cálculos volumétricos la ecuación del balance de materia puede ser usada para predecir el procedimiento de los reservorios. Para hacer estos cálculos se asume que los volúmenes iniciales del reservorio, sus condiciones propiedades de los fluidos y mecanismos de empuje están bien definidos. Una producción dada es asumida y la presión del reservorio es calculada usando el balance de materia (o vise versa) COMPORTAMIENTO DE LAS PREDICCIONES Las ecuaciones del balance de materia no dan una relación de la predicción como una funsion de la acumulación de la producción o tiempo. Otras técnicas son disponibles para hacer tales predicciones, la técnica mas simple será discutido en lo siguiente: 31-05-2012 COMPORTAMIENTO DE LAS PREDICCIONES Las ecuaciones del balance de materia no da una razón de la predicción como una función de la acumulación de la producción o tiempo. Otras técnicas son disponibles para hacer tales predicciones. Las técnicas mas simples serán discutidas de la siguiente manera: INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) ASUNCIONES 1.- estado estabilizado se aplica la ley de Darcy 2.- propiedades de fluidos expuestos constantemente 3.- flujo de simple fase 4.- sistemas homogéneos 5.- presiones encima de la presión de saturación PI = re = área del radio de drenaje, pies rw = radio del pozo, pies h = espesor del poro, pies Ko = permeabilidad efectiva al petróleo Bo = factor de volumen de formación = viscosidad del petróleo Pi = promedio de la presión en el área del drenaje Pf = presión fluyente Qo = relación de flujo del petróleo La ecuación puede ser modificada para permitir por mas de una fase de flujo y también para presiones de reservorio bajo la presión de saturación donde la producción de gas libre ocurrirá y la permeabilidad relativa debe ser considerada como una variable. DESPLAZAMIENTO TIPO PISTON

El uso de la ley de Darcy podemos definir como la producción del petróleo en los sistemas lineales de presión constante como:

L = representa la distancia entre dos pozos Asumimos que el agua es inyectada en un pozo y desplaza al petróleo en una fase lineal del piston hacia un pozo de producción la relación del agua de inyección podría también ser una función de la permeabilidad la producción del pozo producirá agua libre del petróleo hasta que el tope del agua sea alcanzada en la producción del pozo. En un sistema estratificado donde la roca del reservorio tiene diferentes permeabilidades el banco de agua moverá a diferentes relaciones en los diferentes estratos (función de Ko y Kw). Luego podremos esperar el quiebre del agua en la zona permeable mas alta con las zonas permeables mas baja hasta la producción de petróleo asumimos que todo la producción es reemplazada a través del agua de inyección podemos luego calcular los volúmenes de inyección, volúmenes de petróleo producido y los volúmenes de agua producida por un estrato o por el total de estrato. Una muy grande asunción es hecha usando esta técnica pero a menudo las condiciones del reservorio son tales que este método dará magníficos resultados. FLUJO FRACCIONAL Este método permite variaciones para permeabilidad relativa como una función del cambio de saturaciones de fluido este es similar a la técnica de desplazamiento de pistón excepto que el banco de agua no se mueve como un frente vertical. Usando la ley de Darcy donde la producción de petróleo y agua pueden ser definidas como:

Ka = permeabilidad absoluta, milidarcys El corte de agua o flujo fraccional Fw es definido como:

Las ecuaciones anteriores permiten usar para definir la producción de agua y petróleo como una función de las permeabilidades relativas las cuales son directamente relacionadas a la distribución de la saturación conociendo los cambios de saturación que podrían ocurrir podremos calcular los volúmenes relativos de agua y petróleo que serán producidos a corte de agua observados en una corriente de producción. Tal como el método de desplazamiento de piston muchas grandes asunciones han sido hechas una mayor asunción podría ser que la presión capilar y los efectos de la gravedad sean despreciables. Sin embargo examinando la ecuación del flujo fraccional es posible ver que la producción de agua podría ser minimizado por ir alternando la permeabilidad relativa y la

viscosidad este alcance es a menudo usado en los esquemas de recuperación secundaria y terciaria. MODELANDO EL RESERVORIO Una herramienta valorable para el ingeniero de reservorio es la simulación numérica de un reservorio en el modelaje de un reservorio el reservorio es dividido dentro de pequeños bloques cada uno teniendo propiedades especificas de reservorio usando ecuaciones finitas diferentes el flujo entre los bloques pueden ser matemáticamente definidos. El ingeniero de reservorio usa la computadora para resolver las ecuaciones diferenciales finitas y luego simular numéricamente el movimiento del fluido en el reservorio y la producción en los pozos. Una pequeña etapa de tiempo es hecha donde ciertos valores de producción es permitido. El modelo numérico luego recalcula la presión y la distribución de saturación del fluido en el reservorio (técnicas implícitas o explicitas). Donde la producción y la historia de la presión del reservorio son disponibles el modelo es usado para alcanzar a un juego histórico este fuego es alcanzado al ir ajustando los parámetros del reservorio en el modelo basado sobre un dato básico de análisis y un significado valor de ajuste de ingeniería . una vez teniendo el juego histórico un comportamiento de la producción es hecho con el criterio de establecer en el reservorio la historia de este juego. El comportamiento de la predicción pueden permitir la perforación de nuevos pozos los esquemas de recuperación secundaria cambio en las condición de operación o esquemas operativos existentes. Una palabra de precaución conseniente a los modelos de reservorio deberán ser expresados. La historia de este juego no es único y luego las predicciones no deberán ser tomadas como absolutas el modelo es justo otro herramienta del ingeniero de reservorio y no es una caja negra mágica en el modelo de reservorio la respuesta solamente es tan buena tal como los datos sean ingresados. TECNICAS DEL RESERVORIO DE RECUPERACION SECUNDARIA Y TERCIARIA El comportamiento de la recuperación primaria puede recuperar algo de 15 al 40 % de petróleo y gas en el reservorio esquemas de recuperación adicional son implementadas para recuperar el petróleo remanente. Estos esquemas incluyen lo siguiente: RESERVAS PRIMARIAS 1.- comportamiento del agotamiento ( empuje de gas en solución9 2.- influjo de agua natural 3.- expansión del fluido y de la roca 4.- expansión del casquete de gas RECUPERACION SECUNDARIA 1.- Inyección de agua 2.- inyección de gas 3.- inyección de vapor 4.- mantenimiento de presión 5.- empuje miscibles RECUPERACION TERCIARIA 1.- Flujo de polímeros 2.- recuperación con anhídrido carbónico

3.- recuperación o flujo con soda caustica 4.- reciclado de gas enriquecimiento del empuje de gas 5.- inundación con calor (fuego) Las técnicas de recuperación secundaria y terciaria son inventadas para acrecentar la recuperación a través de: 1.- ir proveyendo de una energía adicional 2.- ir alterando la roca y las propiedades del fluido para maximizar la recuperación