Curso caracterización dinámica 11 nov 12

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Curso caracterización dinámica 11 nov 12

  1. 1. Caracterización Dinámica de Yacimientos de HidrocarburosMisael González García.Ingeniero Petrolero Octubre 2012
  2. 2. Caracterización Dinámica de Yacimientos de HidrocarburosCONTENIDO Introducción. I. Definición y Antecedentes. II. Caracterización Estática y Dinámica. III. Herramientas utilizadas para la Caracterización Dinámica. IV. Ejemplos. Regímenes de flujo. I. Flujo Transitorio o inestable. II. Flujo Transitorio tardío. III. Flujo Semipermanente o Pseudo Estacionario. IV. Flujo Estacionario. Flujo de Fluidos en el Yacimiento. I. Propiedades de la roca y de los fluidos. II. Elementos que controlan el flujo de fluidos en el yacimiento. III. Ecuaciones Fundamentales que representan el comportamiento dinámico.
  3. 3. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos Componentes del sistema de Producción Yacimiento – Pozo – Separador, (Teoría y ejemplos de aplicación). I. Caídas de presión en el sistema total. II. Componentes del Sistema Total de Producción. III. Componentes y Tipo de Daño. Geometrías de flujo, (Teoría y ejemplos de aplicación). I. Almacenamiento. II. Flujo Esférico. III. Flujo Lineal. IV. Flujo Bilineal. V. Flujo Radial. VI. Flujo Pseudo Estacionario. VII. Flujo Estacionario.
  4. 4. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos Pruebas de Variación de Presión. I. Introducción. II. Tipos de pruebas de variación de presión. III. Métodos Convencionales para analizar pruebas de variación de presión. I. Método de Horner. II. Método de Miller, Dyes y Hutchinson (MDH). Método de la derivada de presión de Bourdet para analizar pruebas de variación de presión. Modelos de Yacimiento. I. Radial Homogéneo. II. Doble porosidad. III. Doble permeabilidad. IV. Radial compuesto. V. Lineal compuesto.
  5. 5. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos Modelos de Límite de Yacimientos. I. Límite Lineal. I. Falla Sellante. II. Presión constante. II. Límite Circular. I. Frontera cerrada. II. Frontera a presión constante. III. Intersección de Fallas. IV. Fallas paralelas (canal). V. Sistema cerrado (Rectángulo). Comportamiento de la presión y derivada para diferentes tipos de Yacimiento y Fronteras. Metodología de análisis de los datos de producción. Análisis integral de la información. Aplicación en campo del proceso de caracterización dinámica de yacimientos.
  6. 6. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos IntroducciónCaracterización Dinámica de Hidrocarburos
  7. 7. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos 1.- INTRODUCCION 1.1 Definición y antecedentesCARACTERIZACIÓN DINÁMICA DEL SISTEMA POZO-YACIMIENTO Determinar el modelo de flujo del sistema. Evaluar los parámetros del yacimiento. Dar solución a problemas de producción. Evaluar la terminación y estimulación del pozo. Los estudios integrales requieren de una Caracterización Estática y Dinámica del yacimiento. La Caracterización Dinámica se logra analizando datos medidos bajo condiciones de producción y/o inyección en los yacimientos. Los datos de pruebas de presión están afectados por elementos vecinos al pozo de interés. Los datos de producción están afectados por las zonas alejadas del pozo (Fronteras).
  8. 8. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.- INTRODUCCION1.1 Definición y antecedentesDefinición:Se puede definir como la identificación y evaluación de los elementos queafectan el flujo de fluidos en el yacimiento a través de variables del sistema,tales como: Presión, Temperatura, Características y Tipos de Fluidos; asícomo, Fallas Geológicas Semipermeables, Impermeables ó Conductivasque en su momento afectan parcial ó totalmente la transmisibilidad en elmedio poroso ó comuniquen otras estructuras.
  9. 9. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.2 Caracterización Estática y Dinámica:
  10. 10. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
  11. 11. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
  12. 12. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
  13. 13. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  14. 14. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  15. 15. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  16. 16. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  17. 17. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  18. 18. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  19. 19. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  20. 20. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  21. 21. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  22. 22. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  23. 23. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  24. 24. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  25. 25. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  26. 26. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  27. 27. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  28. 28. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.3 Herramientas para la Caracterización Dinámica:
  29. 29. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica 2500 300 Qo_max. = 2.12 * 106 bls @ 250 2000 dic-03 Inició la inyección de 200 1500 N2 Pws (kg/cm2) Qo (MBPD) 150 Pb 1000 100 500 50 0 0 ago-78 ago-79 ago-80 ago-81 ago-82 ago-83 ago-84 ago-85 ago-86 ago-88 ago-89 ago-92 ago-95 ago-96 ago-98 ago-99 ago-02 ago-03 ago-05 ago-06 ago-07 ago-87 ago-90 ago-91 ago-93 ago-94 ago-97 ago-00 ago-01 ago-04 Tiempo (m-a) Qo (BPD) Pws (kg/cm2)
  30. 30. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos CALIDAD DE YACIMIENTO1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica, Campo Cantarell.
  31. 31. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica. Modelo de Flujo Conceptual (Yacimiento homogéneo) Resultados Obtenidos: k = 13000 md kh = 1.38e7 md-pie S = 10.54 Pyac(jun-98) @ P.R. = 113.7 kg/cm2
  32. 32. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica. m = -1/2 Flujo Esférico Modelo de Flujo Conceptual (Capa de gas) Resultados Obtenidos: Gas kr = 4300 md Kv = 4000 md kh = 8.6 e6 md-pie S = 13.96 Pyac(mar-04) @ P.R. = 85.3 kg/cm2 Aceite Dp = Pws-Pwf = 91 psi (Q = 7640 BPD) Distancia al Cg/o, de la PVP = 1600 pies
  33. 33. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica   Comportamiento de presión dominado por la expansión total del sistema (Matriz-fractura) k = 43211 md kh = 2.52 e7 md-pie Modelo de Flujo Conceptual (Doble Porosidad S = 3.83 PSS) Pyac @ P.R. = 161 kg/cm2 Dp = Pws-Pwf = 5.18 psi (Q = 10084 BPD) (Ct )fractura  = (C )fractura  (C )matriz = 0.15 t t BLOQUE MATRIZ  = Coeficiente de transferencia matriz-fractura = 2.5e- 07 2 k m rw hbloquedeMatriz  FRACTUR k A Altura bloque de Matriz (Gilman) = Suponiendo km = 10 md = 9.1 mts
  34. 34. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica. Campo Cantarell "Formación BTPKS" Pozo Modelo de flujo Khorizontal Kvertical Kv/Kh Kh Stotal Dp(Q) Pyac   Dist. Cg/o Dist. a la falla md md md-pie psi(BPD) psi pies pies3017D Capa de gas 10000 12000 1.2 1.1*107 -0.7 39.4(10700) 97.7 960 49D Radial Homogéneo 8000 7.4*106 1.9 7.0(9274) 119 207D Radial Homogéneo 4590 7.4*106 2.7 8.0(9000) 115 227D Radial Homogéneo 15800 1.97*107 5 6.5(17437) 115.82076D Radial Homogéneo 600 8.89*105 -2.3 15(4000) 1172257D Radial Homogéneo 13000 1.38*107 10.54 10(10375) 113.7 64 Capa de gas 14775 1200 0.08 1.21*107 12 27.4(6629) 112 500 289 Radial Homogéneo 51300 4.15*107 33.5 3.0(7075) 1132299D Falla Conductiva 13000 8.52*106 -2 9.5(12884) 103.6 59.4 3069 Doble Porosidad 38870 3.07*107 -1.28 3.8(14063) 101.7 0.2 2.5*10-7 1034 Capa de gas 4300 4000 0.93 8.6*106 13.96 91(7640) 85 16002067D Doble Porosidad 43211 2.52*107 3.83 5.18(10084) 161.8 0.15 2.5*10-72075D Radial Homogéneo 34500 1.69*107 -1.06 3.0(15000) 163.7 2075 Capa de gas 1390 1300 0.93 8.9*105 -1.4 516.6(13080) 164.9 560 285 Capa de gas 20073 25000 1.24 1.65*107 -0.4 19.8(6726) 98.6 720 66A Radial Homogéneo 15000 1.5*107 19.5 5.7(7050) 111.9 Rango de valores de kh es (0.89*106 a 88.9 *106 md-pie )
  35. 35. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica. Modelos de Flujo Definidos de las Pruebas de Presión 1 Capa de Gas (32 %) 2 Doble Porosidad (12 %) 1 1 3 Radial Homogéneo (50 %) 4 Falla Conductiva (6 %) 2 3 3 3 3 1 1 3 4 3 3 1 3 2
  36. 36. Caracterización Dinámica de Yacimientos de HidrocarburosRegímenes de Flujo
  37. 37. Regímenes de FlujoEl comportamiento de la presión durante la vida productiva de un pozo presenta tres etapasde flujo, cada una con características propias; por lo que, es de gran importancia para elIngeniero de Yacimientos conocer y/o identificar en forma precisa la duración de cada unade ellas a fin de aplicar el programa de explotación más adecuado.Consideremos un ejemplo hipotético quecontempla las 4 suposiciones realizadas en lassoluciones de la ECUACIÓN DE DIFUSIÓN, para elcaso de un yacimiento cilíndrico con un pozo en elcentro produciendo a un gasto constante,mediante la aplicación de las ecuaciones, esposible graficar los valores de presión contratiempo y obtener una curva de comportamiento depresión.
  38. 38. Regímenes de Flujo
  39. 39. Regímenes de FlujoFLUJO TANSITORIO ÓINESTABLEAl inicio de la etapa deexplotación, elcomportamiento de la presiónes similar al descrito por unyacimiento infinito debido aque la perturbación de lapresión tarda un tiempo enmanifestarse en el límite delyacimiento. Estecomportamiento se puedeobtener con la solución de laecuación de difusión para unyacimiento infinito.
  40. 40. Regímenes de FlujoFLUJO TANSITORIO TARDÍOA medida que la presión viaja a través del medio poroso y comienzan a manifestarse ellímite del yacimiento, el comportamiento de la presión sufre una pequeña variación delcorrespondiente a un yacimiento infinito, esta etapa es breve y en algunas ocasiones no sepercibe, a esta región se le conoce como transitoria tardía ó de transición.FLUJO SEMIPERMANENTE Ó FLUJOPSEUDOESTACIONARIO.A medida que el tiempo de producción seincrementa, se acentúa la variación delcomportamiento de la presión y al NO EXISTIRFLUJO EN LA FRONTERA EXTERNA, la presióntiende a manifestarse como una función linealdel tiempo.
  41. 41. Regímenes de FlujoPor lo anterior, se puede decir que el ritmo de declinación de la presión es inversamenteproporcional al volumen de fluidos alojados en el medio poroso, esto se muestra en lasiguiente ecuación de flujo : eLo anterior, se utiliza para determinar el volumen de drene de un pozo a partir de las “Pruebasde Límite de Yacimiento” ; esto es, conociendo el gasto y la compresibilidad del fluido.
  42. 42. Regímenes de Flujo
  43. 43. Regímenes de FlujoCabe señalar que en el periodo de Flujo Pseudoestacionario, la diferencia entre laspresiones media y de fondo fluyendo se mantiene constante: Ypor lo tanto
  44. 44. Regímenes de FlujoComo consecuencia de lo anterior y por definición el índice de productividad ( J ó IP)permanecerá constante:
  45. 45. Regímenes de FlujoSin embargo, también puede existir otra condición de flujo cuando la presión alcanza el radioexterno ó Límite del Yacimiento y que este tenga la influencia de una FRONTERA A PRESIÓNCONSTANTE; cuando esto sucede, los cambios de presión contra el tiempo no cambian en unpunto dado e indica que cada unidad de masa drenada es remplazada por una mismacantidad que se adiciona de forma natural al sistema, esto solo se presenta en yacimientoscon empuje hidráulico activo ó capa de gas, a este tipo de flujo se le denomina PERMANENTEÓ ESTACIONARIO.
  46. 46. RESUMEN Regímenes de Flujo Flujo Transitorio: dP/dt ≠ 0 Flujo Pseudo estacionario: dP/dt = constante Flujo Estacionario: dP/dt = 0 Pws  0,00708 K . h Kroqo  Ln(re / rw )  S  a qo dp  o.Bo Pwfs
  47. 47. RESUMEN Flujo continuo de un líquido monofásico (Límite exterior cerrado, Pws conocida)
  48. 48. Flujo continuo de un líquido monofásicoRESUMEN (Frontera a presión constante en el límite exterior)
  49. 49. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
  50. 50. Propiedades de la RocaUna roca sedimentaria y de carbonatos constituye un yacimiento dehidrocarburos explotable comercialmente cuando presenta dospropiedades. La primera es la capacidad para acumular y almacenarfluidos definida como porosidad, y la segunda propiedad es la capacidadpara permitir que se muevan los fluidos a través de ella y que es definidacomo permeabilidad.POROSIDAD (φ)Este es una de las propiedades más importantes de la roca; ya que estada una idea de la capacidad de almacenamiento que puede tener la rocapara contener hidrocarburos.
  51. 51. POROSIDAD (φ)Luego entonces, la porosidad es un espacio disponible en la roca, sirviendocomo receptáculo para los fluidos presentes en ella; por lo tanto, laporosidad se puede definir como la relación del espacio vacío en la rocacon respecto al volumen total de ella. Por lo que un volumen de roca, estáformado por un volumen de huecos o poros y un volumen de sólidos.Matemáticamente se expresa como:Vr = Volumen de roca.Vp = Volumen de poros.Vs = Volumen de sólidos.
  52. 52. POROSIDAD (φ)
  53. 53. POROSIDAD (φ)
  54. 54. POROSIDAD (φ)
  55. 55. POROSIDAD (φ)
  56. 56. POROSIDAD (φ)
  57. 57. POROSIDAD (φ) Surface Depth
  58. 58. POROSIDAD (φ) EW-104S1 EW104S1 GOC 6791’La porosidad se puede determinar mediante: Amount to be shifted: + 8’ FIELD GOC 6799’ Registros Geofísicos (Métodos indirectos)  Sónico de porosidad.  Registro de densidad volumétrica (Rhob – ρb)  Registro de porosidad Neutrón  Registro de Resonancia Magnética Nuclear (NMR) Medición directa a núcleos en el laboratorio  Porosímetros de gas.
  59. 59. PERMEABILIDAD (k)
  60. 60. PERMEABILIDAD (k) Porosidad & PermeabilidadImportancia de la Porosidad y la permeabilidad: La porosidad representa lacantidad de fluido: Agua, Petróleo, Gas que se puede alojar en los espaciosvacíos entre los granos de la matriz. La porosidad está directamenterelacionada con la capacidad para almacenar fluidos que pueda tener un medioporoso.Mientras que la porosidad se refiere a la capacidad de almacenamiento defluidos que tiene un medio poroso, la permeabilidad se refiere a la propiedadde la roca de permitir que estos fluidos puedan moverse a través de la red deporos Interconectados. Es decir, es una medida de la conductividad de la roca.
  61. 61. PERMEABILIDAD (k)
  62. 62. PERMEABILIDAD (k)EL signo negativo sedebe a que si x esmedido en la direcciónde flujo, P decrececuando x crece.
  63. 63. PERMEABILIDAD (k)
  64. 64. PERMEABILIDAD (k)
  65. 65. PERMEABILIDAD (k)Para expresar la permeabilidad de los yacimientos, por lo generalse utiliza la unidad denominada “MILIDARCY” 1 Darcy = 1000 mDLos Yacimientos de rocas areniscas presentan permeabilidadesdesde muy bajas (0.01 mD) a bajas (1 mD), las arenas de bajas aregulares ó altas y las rocas carbonatadas, principalmente lasdolomias presentan permeabilidades de altas a muy altas debido alfracturamiento natural.
  66. 66. PERMEABILIDAD (k)
  67. 67. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDADPERMEABILIDAD ABSOLUTA (ka).Es aquella en la cual sólo se considera un fluido mojante presente enel medio poroso saturándolo al 100%. Esto sucede solo cuando setiene un solo fluido homogéneo en el medio poroso, entonces lapermeabilidad que se tiene no variará considerando que el fluido noreaccione con el medio, esta propiedad es propia del sistema y será lamisma, no importando el fluido
  68. 68. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDADPERMEABILIDAD EFECTIVA (Ke): Seconsidera que en el medio poroso se tienepresente más de un fluido, es decir al menos dosfases, luego entonces se dice que lapermeabilidad efectiva es la permeabilidad a unfluido en particular, ya sea aceite, gas o agua.Esta permeabilidad, no sólo depende de la roca,sino también de las cantidades y propiedades delos fluidos presentes en ella. Estaspermeabilidades cambiarán en función de lavariación de las saturaciones que tengan en elmedio poroso.
  69. 69. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDADPERMEABILIDAD RELATIVA (Kr): Es la relación de la permeabilidadefectiva de cualquier fluido (aceite, gas o agua) con respecto a lapermeabilidad absoluta (Kr =Kef/Ka). Se expresa en fracción ya quenunca es mayor a uno (0 ≤ Kr ≤ 1
  70. 70. PERMEABILIDAD RELATIVA EN UN SISTEMA
  71. 71. PERMEABILIDAD RELATIVA EN UN SISTEMA
  72. 72. PERMEABILIDAD RELATIVA EN UN SISTEMA
  73. 73. ANISOTROPIA
  74. 74. La PERMEABILIDAD se puede determinar: Con Núcleos en el Laboratorio Utilizando el Permeámetro a gas de Ruska Núcleos convencionales Núcleos de Pared
  75. 75. La PERMEABILIDAD se puede determinar:  Con Registros Geofísicos Registros Especiales(CMR)  Con Pruebas de Variación de Presión. Interpretación de prueba de pozo
  76. 76. SaturaciónLa saturación de fluidos es otra propiedad importante para los estudios de deIngeniería de Yacimientos, dado que es un parámetro necesario para determinarla cantidad de hidrocarburos contenidos en la roca. Por ello, es necesario conocerlos tipos y las cantidades de los fluidos que contiene el yacimiento, sean éstos:aceite, gas y agua.La saturación es el volumen de un fluido que se encuentra adentro de los huecosde una roca, en relación con el volumen total de huecos o volumen de la rocaalmacenadora y se expresa en porcentaje o fracción, matemáticamente serepresenta de la siguiente forma:Donde:Sf = Saturación del fluido.Vf = Volumen del fluido.
  77. 77. Saturación (continuación)Generalmente, en todas las formaciones productoras de hidrocarburos, en unprincipio, los espacios porosos estuvieron llenos de agua connata, estas son lasque quedaron atrapadas en los depósitos sedimentarios al tiempo de su formacióny han permanecido en ellos desde entonces.Posteriormente, cuando se presentó la migración de los hidrocarburos, esta aguaes desplazada por dichos hidrocarburos (aceite y gas), al quedar éstosentrapados en la roca almacenadora. Sin embargo, el agua no es desplazadatotalmente por los hidrocarburos, ya que siempre queda algo de ella en la roca; deesta manera, se tiene más de un fluido en el yacimiento.Para un sistema agua y aceite, la saturación en conjunto siempre debe dar 1 ó100% (Sw+So=1.0) y lo mismo para tres fluidos, la sumatoria de las tressaturaciones debe de dar la unidad o el 100% (ΣS=1). Si se tuviera un solo fluidoen el medio poroso, entonces el volumen poroso será igual al volumen de fluido.
  78. 78. Saturación (continuación)Si se tuviera un solo fluido en el medio poroso, entonces el volumen porososerá igual al volumen de fluido.Donde:Vf@C.Y. = Volumen del fluido a condiciones de yacimiento.Vp@C.Y. = Volumen de poros a condiciones de yacimiento.
  79. 79. Saturación (continuación)Para un sistema de tres fluidos contenidos en el yacimiento, se expresaríade igual manera, añadiendo solamente el ó los otros términos; por lo que,la saturación de cada fluido se expresaría de la siguiente manera:
  80. 80. Saturación (continuación)En la siguiente figura se muestra un esquema de garganta de poroconteniendo tres tipos de fluidos (agua, aceite y gas).
  81. 81. CompresibilidadEs el cambio de volumen que una sustancia experimenta durante uncambio de presión cuando se mantiene la temperatura constante.La compresibilidad isotérmica de una sustancia se expresamatemáticamente de la siguiente manera :Donde:C = Compresibilidad isotérmica. El signo (–) se utiliza para obtener un valorV = Volumen. positivo de “c”; ya que el gradiente del volumen con respecto a la presión a unP = presión. determinado tiempo es menor a cero.
  82. 82. COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN (Cf):Se define como compresibilidad de la formación al cambio de volumen de poros,con respecto a la presión de los fluidos contenidos en dicho volumen de poros.La presión geostática tiende a comprimir el yacimiento, esta presión se encuentraen equilibrio por la resistencia de la roca y la presión de los fluidos en el espacioporoso; de manera que, al moverse el aceite y gas, la presión en el espacioporoso disminuye, en consecuencia el volumen de poros del yacimientodisminuye lentamente.
  83. 83. En areniscas y calizas, la COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN (Cf),varía de: 2×10-6 a 25 ×10-6 psi-1.Newman desarrolló correlaciones para estimar la Cf en psi-1; por loque para areniscas (…error absoluto de 3.6%) 0.02 <  < 0.23para calizas (…error absoluto de 11.8%) 0.02 <  < 0.33
  84. 84. Tensión interfacial (s)Dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interface. Lasmoléculas no se mezclan por su mayor afinidad con las moléculas de su propiaclase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidadproduciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce como tensióninterfacial (s) .
  85. 85. MojabilidadCuando una roca contiene mas de un fluido saturando su espacio poroso,la tensión de adhesión (AT) es quien determina la preferencia de la rocaa ser mojada por alguno de los fluidos.Un parámetro que refleja tal preferencia es el ángulo de contacto.
  86. 86. Presión Capilar (Pc)Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.Si se considera un tubo capilar parcialmente saturado con agua y aire, lacompetencia de fuerzas interfaciales entre los pares agua-aire, agua-sólidoy aire-sólido da lugar al fenómeno de capilaridad
  87. 87. Presión Capilar (Continuación)En espacios porosos intergranulares, la presencia de mas de un fluido da lugar alfenómeno de capilaridad.Una muestra de roca está constituida por poros de diferentes tamaños y esposible establecer su distribución, esto es, el volumen poroso que corresponde acada radio o rango de radios, de poros.
  88. 88. Presión Capilar (Continuación)Dependiendo de la manera en que se distribuyen los fluidos en el medio poroso,lo cual es función de su saturación, la presión capilar adquiere diferentes valores.Pc = Pc( Sf ).Se ha encontrado además que la presión capilar depende de la forma en queocurren los cambios de saturación: drene o imbibición.
  89. 89. Presión Capilar (Continuación)Las fuerzas capilares y gravitacionales presentes en un yacimiento sonresponsables de que en condiciones de equilibrio (… por ejemplo al tiempo cero)exista una zona de transición en las saturaciones, que van del 100% de Sw en elcontacto agua-aceite a la Swi en la columna de aceite:
  90. 90. Presión Capilar (Continuación)Para cada tipo de roca en un yacimiento, es posible correlacionarmediciones de presión capilar obtenidas para diferentes valores de  y kmediante la función J de Leverett
  91. 91. PERMEABILIDADObtención de la Permeabilidad en Laboratorio
  92. 92. LEY DE DARCY “LA VELOCIDAD APARENTE DE UN FLUIDO FLUYENDO A TRAVÉS DE UN MEDIO POROSO, ES DIRECTAMENTE PROPORCIONAL AL GRADIENTE DE PRESIÓN E INVERSAMENTE PROPORCIONAL A LA VISCOCIDAD”. DARCY (1856)
  93. 93. LEY DE DARCY ECUACIÓN DE DARCY
  94. 94. DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE DARCY, PARA GEOMETRÍA DE FLUJO LINEAL,EN ESTADO ESTACIONARIO, FLUIDO INCOMPRESIBLE Y FLUJO LAMINAR.
  95. 95. ECUACIÓN DE DARCY, PARA GEOMETRÍA DE FLUJO LINEAL, EN ESTADOESTACIONARIO, FLUIDO INCOMPRESIBLE Y FLUJO LAMINAR.
  96. 96. PERMEABILIDADSistema de Unidades
  97. 97. ECUACIÓN DE DARCY, PARA GEOMETRÍA DE FLUJO LINEAL, EN ESTADOESTACIONARIO, FLUIDO INCOMPRESIBLE Y FLUJO LAMINAR. Unidades en la Ecuación de Darcy
  98. 98. PERMEABILIDADEjemplo para determinar la permeabilidad absoluta
  99. 99. Ejemplo para determinar la permeabilidad absoluta
  100. 100. Saturación de Agua (Sw) a partir de mediciones en EstadoEstable. Mediciones realizadas en Laboratorio
  101. 101. Saturación de Agua (Sw) a partir de mediciones en EstadoEstable.Mediciones realizadas en Laboratorio
  102. 102. Ejemplo para determinar la Saturación de Agua (Sw), a partir demediciones de flujo en Estado Estable en el Laboratorio. Mss = 190.5363 Sw fracción = 0.375 Sw (%) = 37.50
  103. 103. Flujo combinado Aceite & Agua
  104. 104. Ejemplo para determinar la permeabilidad efectiva al aceite enpresencia de otro fluido (agua).
  105. 105. Ejemplo para determinar la permeabilidad efectiva al aceite enpresencia de otro fluido (agua).
  106. 106. Permeabilidades Relativas
  107. 107. Permeabilidades RelativasDatos obtenidos en Laboratorio a partir de mediciones
  108. 108. Permeabilidades RelativasGráfico mostrando las kro & krw en un sistema agua - aceite
  109. 109. Permeabilidades RelativasKrw/Kro a partir de mediciones en Estado de Flujo Estacionario
  110. 110. Ejemplo para determinar la Krw/Kro a partir de mediciones enel Laboratorio.
  111. 111. Grafica Saturación de Agua irreductible (Swr)
  112. 112. Grafica Saturación de Aceite residual (Sro)
  113. 113. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO LINEAL
  114. 114. MODELO DE FLUJO RADIAL
  115. 115. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIAL
  116. 116. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIAL
  117. 117. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIALVariación de permeabilidades en PARALELO, modelo de FLUJO RADIAL
  118. 118. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIALVariación de permeabilidades en PARALELO, modelo de FLUJO RADIALKh = Capacidad de flujo de la formación
  119. 119. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIALVariación de permeabilidades en SERIE, modelo de FLUJO RADIAL
  120. 120. APLICACIÓN DE DARCY EN MODELOS DE FLUJO LINEAL, RADIALY ESFÉRICO
  121. 121. Presión Capilar (Pc)
  122. 122. Presión Capilar (Pc). Aplicación directa en los pozos
  123. 123. Presión Capilar
  124. 124. Grafica Presión Capilar aplicación directa en pozos
  125. 125. Variación de la presión capilar con respecto a la k
  126. 126. Gradientes y densidades de los fluidos
  127. 127. Flujo de Fluidos en el YacimientoPropiedades de los Fluidos.Los hidrocarburos son una mezcla completa de elementoscompuestos de Carbono e Hidrógeno, los cuales sonextraídos del subsuelo donde se encuentran almacenadasen yacimientos de aceite y/o gas, cada yacimiento tienecaracterísticas propias y comportamiento de las fasesúnicas. Las propiedades de los fluidos son parámetrosque caracterizan a un fluido y lo hacen diferente de otro.
  128. 128. Propiedades de los Fluidos.Presión: La presión en un fluido en reposo en un punto dado, es la misma entodas direcciones y se define como la componente normal de una fuerza queactúa en una unidad de superficie.Matemáticamente se expresa como: P = F/A, sus unidades son Kg/cm2,atmósferas, lb/pg2, dinas/cm2, etc.Presión Absoluta: Es la suma del valor de una presión manométrica más el valorde la presión barométrica (presión atmosférica), sus unidades en sistema inglésson: psia (lb/pg2 abs.)
  129. 129. Propiedades de los Fluidos.La densidad relativa de un aceite (a ), se define como la relación de la densidaddel aceite con respecto al agua a la misma presión y temperatura.  𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆  𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 =  𝒂𝒈𝒖𝒂En el sistema inglés se tiene:  𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 𝒍𝒃𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆/𝒑 𝟑 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 = =  𝒂𝒈𝒖𝒂 𝒍𝒃 𝒂𝒈𝒖𝒂/𝒑 𝟑 𝒂𝒈𝒖𝒂En la industria petrolera, se usa otro término para la gravedad específica delaceite, el cual se denomina oAPI, y se define como: 𝟏𝟒𝟏. 𝟓 °𝑨𝑷𝑰 = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓  𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆
  130. 130. Propiedades de los Fluidos.Propiedades intensivas.- Son aquellas que son independientes de la cantidadde materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad, temperatura, etc.Propiedades extensivas. Son aquellas que si dependen de la masa del sistema;por ejemplo, el volumen, el peso, etc. Es decir el valor de una propiedadextensiva en todo el sistema es igual a la suma de los valores de las diferentespartes que lo constituyen.Punto critico.- Es el estado a condiciones de presión y temperatura para el cuallas propiedades intensivas de la fase liquida y gaseosa son idénticas.Presión critica.- Es la presión correspondiente al punto critico.Temperatura critica.- Es la temperatura correspondiente al punto critico.
  131. 131. Propiedades de los Fluidos.Curva de burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presión-temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de lafase liquida a la región de dos fases.Curva de Rocío (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos presión-temperatura en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de laregión de vapor a la región de dos fasesRegión de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de rocío yburbujeo. En esta región coexisten en equilibrio las fase liquida y gaseosa.Criconderbara.- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio unliquido y su vapor.Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir enequilibrio un liquido y su vapor.
  132. 132. Propiedades de los Fluidos.Zona de condensación retrograda.- Es aquella en la cual al bajar la presión, atemperatura constante, ocurre condensación.Aceite saturado.- Es el aceite que a las condiciones de presión y temperatura a laque se encuentra, esta en equilibrio con su gas.Aceite bajo saturado.- Es el aceite que a las condiciones de presión y temperaturaa que se encuentra, es capas de disolver mas gas.Aceite supersaturado.- Es el aceite que en las condiciones de presión ytemperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto queel que le correspondería en condiciones de equilibrio.Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que lafase inicie a moverse en los poros del yacimiento.
  133. 133. Propiedades de los Fluidos.Aceite pesado. Es aquel cuya densidad es menor ó igual a 27º API. En México,el crudo Maya cae en esta clasificación y tiene una densidad de 22º API.Aceite ligero. La densidad de este crudo es mayor a 27º API pero menor ó iguala 38º API. En México, el crudo Istmo es el Ligero y tiene una densidad de 32ºAPI.Aceite Súper ligero. Este crudo tiene una densidad mayor a 38º API. En México,el crudo Olmeca es el aceite súper ligero y tiene una densidad de 39º API.
  134. 134. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del YacimientoANÁLISIS PVT.Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicasde un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionanpresión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT,consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimientoque esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo.Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejosque no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sidoevaluados. Por lo anterior, se han desarrollado una serie de ecuaciones oCorrelaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de losfluidos del yacimiento. Propiedades: Pb, Rs, Correlación de Standing, Vásquez & Beggs, Lasater y Glaso, entre otros. Propiedad: Co. Correlación de Vásquez & Beggs, Ahmed y Kartoatmodjo. Propiedad: Bo. Correlación de Standing, Arps, Vasquez y Beggs, Glaso.
  135. 135. Flujo de Fluidos en el YacimientoPropiedades de los Fluidos del Yacimiento
  136. 136. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del YacimientoMedición de propiedades PVT del AceiteEl agotamiento y producción de un yacimiento consiste de los siguientesdos procesos, (...o una combinación de ambos): Liberación diferencial de gas: El gas es removido del aceite en lamedida que se libera. Ocurre en el yacimiento cuando el gas alcanza su saturacióncrítica y se separa del aceite. Liberación flash de gas: El gas permanece en contacto con el aceitehasta alcanzar el equilibrio entre las fases. Ocurre en el yacimiento cuando la saturación de gas es menorque la crítica (...inmóvil). Ocurre una vez que el aceite entra en la tubería de producción yfluye junto con el gas que se libera hasta alcanzar llegar a losseparadores donde alcanzan el equilibrio y son luego separados.
  137. 137. Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
  138. 138. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del Yacimiento• Factor de volumen del gas: Es el volumen de una masa de gas medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen de la misma masa de gas pero medido a condiciones estándar.  Bg = Vg @ cy / Vg @ cs  Bg = (nRZyTy / Py) / (nRZcsTcs / Pcs)  Bg = ( TyPcs / Tcs) ( Zy / Py)• Factor de volumen del aceite: Es el volumen de aceite medido a condiciones de yacimiento, lo cual incluye aceite más gas disuelto, entre el volumen de aceite muerto, pero medido a condiciones estándar, es decir, el volumen de aceite pero sin gas disuelto.  Bo = Vol. (aceite + gas disuelto) @ cy / (Vol. de aceite muerto@ cs )
  139. 139. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del YacimientoFactor de volumen del aceite Bo
  140. 140. Flujo de Fluidos en el YacimientoPropiedades de los Fluidos del Yacimiento Bo A2 Bob A1 Boi Boab > 1 T = cte. Boab A3 Pab Pb Pi P
  141. 141. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del Yacimiento A la presión inicial Pi se tiene un factor de volumen Boi en el punto A. A medida que existe un depresionamiento en el yacimiento, ocurre una expansión del aceite con el gas disuelto, ya que la mezcla es compresible, además de que no hay liberación de gas en esta etapa, por lo que el numerador siempre crece y el denominador es constante. Con esto se explica el incremento del Bo en esta etapa. En la etapa de depresionamiento desde la presión de burbujeo hasta la de abandono, el aceite junto con el gas disuelto se sigue expandiendo, pero el efecto de la liberación de gas domina y hace que el numerador baje a medida que existe el depresionamiento.
  142. 142. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del Yacimiento  Factor de volumen de agua Bw: Se define como el volumen de agua medido a cy con su gas disuelto, entre el volumen de agua medido a condiciones estándar.  Bw = Vol. (agua + gas disuelto) @ cy / (Vol. de agua muerta@ cs )Debido a que el gas disuelto en el agua es despreciable y a que el agua esprácticamente incompresible, el factor de volumen de agua Bw, seconsidera igual a 1.• Relación gas disuelto – aceite, Rs : Se define como el volumen de gas disuelto en el aceite a condiciones estándar, dividido por el volumen de aceite muerto a condiciones estándar, es decir sin gas disuelto. Rs = (Vol. Gas disuelto en el aceite @ cs) / (vol. aceite muerto a@ cs)
  143. 143. Flujo de Fluidos en el YacimientoPropiedades de los Fluidos del Yacimiento Rs Rsi Rsab Pab Pb Pi P III-6
  144. 144. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del YacimientoLa Rs no cambia desde la presión inicial del yacimiento hasta la presión deburbujeo, ya que no se libera gas en este periodo, por lo que el volumen degasa disuelto y de aceite muerto siempre es el mismo.• Relación gas aceite instantánea (RGA): Se define como el volumen de gas disuelto en el aceite más el gas libre a condiciones estándar, dividido entre el volumen de aceite muerto a condiciones estándar: RGA = (Vol. Gd + Vol. Gl @ cs) / ( vol. de aceite muerto @ c.s)
  145. 145. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Propiedades de los Fluidos del YacimientoEn la etapa de depresionamiento desde la presión inicial del yacimientohasta la presión de burbujeo la RGA es igual a la Rs y son constantes, yaque el volumen de gas total a cs es el gas disuelto en el aceite, ya que nohay liberación del mismo.En la etapa de depresionamiento desde la Pb hasta la presión deabandono, existe un periodo en que la RGA baja, ya que el gas se empiezaa liberar en el yacimiento y no fluye hasta que alcanza la saturación de gascrítica. Una vez que el gas fluye del yacimiento hacia el pozo la R seincrementa debido a que se inicia producir el gas libre, el cual tiene másmovilidad que el aceite.
  146. 146. Flujo de Fluidos en el YacimientoPropiedades de los Fluidos del Yacimiento RGA T = cte. P Pb Pi
  147. 147. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Tipo y Clasificación de YacimientosEs necesario determinar el tipo de fluido contenido en el yacimiento desdesu descubrimiento.Conocer el tipo de fluido de un yacimiento permitirá definir:  Método de muestreo  Tipo de instalaciones superficiales  Método de calculo de volúmenes originales de fluidos  Método de cálculo de reservas  Plan de desarrollo y explotación  Método de recuperación secundaria o mejorada
  148. 148. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Tipo y Clasificación de YacimientosEn base al tipo de fluidoLos Yacimientos se clasifican de acuerdo a las características de loshidrocarburos producidos y a las condiciones de Presión y Temperaturabajo las cuales se encuentran en el subsuelo.Por posicionamiento en diagrama de fases P-T y trayectoria de la presióndel Yacimiento:  Yacimientos de aceite negro  Yacimientos de aceite volátil  Yacimientos de gas y condensado  Yacimientos de gas húmedo  Yacimientos de gas secoCada tipo de Yacimiento requiere diferentes enfoques en estudios deIngeniería de Yacimientos y de Productividad.
  149. 149. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Tipo y Clasificación de YacimientosEN BASE AL DIAGRAMA DE FASESEl comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos,se puede utilizar para propósitos de clasificación; tomando como base sudiagrama de comportamiento de fases, el cual es una gráfica temperatura-presión, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamadaenvolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja ypuntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones;curvas que se unen en el punto denominado punto crítico, que son latemperatura y presión máximas, respectivamente, a las cuales la mezcla dehidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestraen la siguiente figura.
  150. 150. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosEN BASE AL DIAGRAMA DE FASESEl comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos,se puede utilizar para propósitos de clasificación; tomando como base sudiagrama de comportamiento de fases, el cual es una gráfica temperatura-presión, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamadaenvolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja ypuntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones;curvas que se unen en el punto denominado punto crítico, que son latemperatura y presión máximas, respectivamente, a las cuales la mezcla dehidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestraen la siguiente figura.
  151. 151. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos DIAGRAMA DE FASES PARA FLUIDOS EN EL YACIMIENTO 4000 Región de Líquidos Región de Gases 3500 Punto Crítico Punto Cricondenbárico Cricondembara Punto CricondentérmicoPRESION (PSIA) 3000 2500 80% Cricondenterma 60% 1500 40% 20% Líneas de Isocalidad 10% Curva de Rocio 1000 500 0 50 100 150 200 250 300 350 TEMPERATURA (°F)
  152. 152. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE ACEITE NEGRO.Estos Yacimientos se caracterizan por que producen un líquido negro o verdenegruzco de allí su nombre (aceite negro), con una densidad relativa mayor de0.800 gr/cm3 @ c.s., otra característica es que tienen una amplia variedad deespecies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y NO VOLÁTILES.También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario.Estos crudos tienen una GOR ≤ 1000 ft3/STB, el cual se incrementa por debajo delpunto de burbuja. El Bo ≤ 2.0 y el contenido de C7+ es mayor o igual al 30 % Mol.Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad específicadecrece lentamente con el tiempo de explotación del yacimiento y al declinar lapresión de yacimiento a la presión de burbuja (Pb) vuelve a incrementarseligeramente.
  153. 153. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Diagrama de fases para un Yacimiento de ACEITE NEGRO
  154. 154. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Variación en el porcentaje de C7+ , de acuerdo a la GOR inicial El contenido de C7+ mayor o igual a 30 %.
  155. 155. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE ACEITE VOLÁTIL.Estos yacimientos producen un aceite café claro a verde, con una densidadrelativa entre 0.740 y 0.800 @ c.s. y con una relación gas-aceite instantánea(GOR) de 1 000 a 8 000 ft3/Bl. La temperatura crítica (Tcr), es también menorque en los crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento “TR(Tcr > TR)”. LAS LÍNEAS DE CALIDAD NO ESTÁN IGUALMENTE ESPACIADASSE ENCUENTRAN DESPLAZADAS HACIA ARRIBA, HACIA EL PUNTO DEBURBUJA. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbujacausa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puedenconvertirse en gas en el yacimiento cuando la presión declina por debajo delpunto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento ocrudos cercanos al punto crítico.
  156. 156. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE ACEITE VOLÁTIL.El Bo > 2.0, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y elgas liberado puede ser del tipo gas condensado.La relación Gas Aceite (GOR) y la gravedad específica (oAPI) se incrementancon la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión delpunto de burbuja.
  157. 157. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Diagrama de fases para un Yacimiento de ACEITE VOLÁTIL
  158. 158. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO (RETRÓGRADO)Estos Yacimientos Producen un liquido ligeramente colorado, marrón,anaranjado, verduzco o transparente, también se les llama condensados.Su densidad relativa oscila entre 0.740 y 0.780 @ c.s. y con relaciones gas aceiteinstantáneas (GOR) que van de 70 000 a 100 000 ft3/Bl.El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico estábien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gasesretrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados. La (Tcr < TR) y elpunto cricondentérmico es mayor que temperatura del yacimiento (TR).A medida que la presión declina, el líquido normalmente claro, se condensa y seforma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puedeproducirse. La gravedad específica se incrementa a medida que la presión caepor debajo de la presión de rocío.
  159. 159. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosCondensación retrógradaCuando en el yacimiento se produce unareducción isotérmica de la presión y se cruzala presión de rocío, se entra a la región dedos fases, ocurriendo la llamadaCONDENSACIÓN RETRÓGRADA de lasfracciones pesadas e intermedias, que sedepositan como líquido en los poros de laroca. La presión en el punto 1, indica que elsistema se encuentra en la fase gaseosa y amedida que la presión disminuye y alcanza lacurva de rocío, se comienza a formar ellíquido. El punto 2 en el sistema indica 18 %de líquido y 82 % de gas, a este fenómeno sele denomina condensación retrograda. Alseguir bajando la presión del punto 2 al punto3, LA CANTIDAD DE LÍQUIDO DISMINUYEHASTA DESAPARECER.
  160. 160. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosDiagrama de fases para Yacimientos de GAS Y CONDENSADO (RETRÓGRADO)
  161. 161. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE GAS HÚMEDOEste tipo de yacimientos producen un liquido transparente, con una densidadrelativa menor a 0.740 @ c.s. y con relaciones gas-aceite > 15 000 ft3/STB ypermanece constante durante toda la vida del yacimiento.Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculaspredominantemente pequeñas que yacen debajo de la temperatura delyacimiento, la línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se formalíquido en el yacimiento, pero SI en la superficie.La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente.Se producen menos de 60 STB de alto octanaje de crudo, por cada millón de piescúbicos de gas producidos.
  162. 162. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Diagrama de fases para un Yacimiento de GAS HÚMEDO
  163. 163. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosYACIMIENTOS DE GAS SECO.Estos yacimientos producen principalmente METANO y algunos intermedios. Eldiagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto ensuperficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en elyacimiento ni en la superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menoresde 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tantoa gas como gases húmedos para determinar el gas original in-situ y predecirreservas de gas.
  164. 164. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Diagrama de fases para Yacimientos de GAS SECO
  165. 165. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Envolvente de Fases P-T.
  166. 166. Clasificación de los Yacimientos de HidrocarburosComportamiento del GOR y la gravedad específica a través del tiempo
  167. 167. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Análisis Composicional de hidrocarburos típicos , representativos de cuatro tipos de yacimientos.
  168. 168. Flujo de Fluidos en el YacimientoElementos que controlan el flujo de fluidos en el Yacimiento
  169. 169. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
  170. 170. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Geometrías de Flujo ESPESORES MUY GRANDES,Ó CONTACTOS AGUA – ACEITE Y/O GAS - ACEITE
  171. 171. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
  172. 172. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Ecuación de Continuidad
  173. 173. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Ecuación de Transporte
  174. 174. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Ecuación de Estado
  175. 175. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Gasto Constante
  176. 176. Flujo de Fluidos en el YacimientoComo ya se mencionó, la ecuación que representa el flujo de fluidosen el medio poroso es básicamente la Ecuación de Difusión.Esta ecuación se obtiene combinando la ecuación de continuidad con una ecuación que relaciona lavelocidad del fluido en el medio poroso con el gradiente depresiones (ecuación de movimiento representada por la Ley deDarcy) y con la ecuación de estado correspondiente aun fluido ligeramente compresible ; así puestenemos la Ecuación de Difusión:
  177. 177. Flujo de Fluidos en el Yacimiento LEY DE LA CONSERVACIÓN DE LA MASAEn el flujo de fluidos de medios porosos, es sumamente importante elprincipio de la “CONSERVACIÓN DE LA MASA”; ya que define, lasrelaciones de masa de un fluido en un medio poroso, esta relación sedetermina mediante un balance de materia para una región determinada. Laley de la conservación de la masa expresa lo siguiente: “ LA CANTIDAD DEMASA QUE ENTRA EN UN MEDIO POROSO, MENOS LA CANTIDAD DEMASA QUE SALE, MÁS LA CANTIDAD DE MASA NETA INTRODUCIDA PORFUENTES Ó SUMIDEROS ES IGUAL AL INCREMENTO EN EL CONTENIDODE MASA DEL ESPACIO POROSO EN CUESTIÓN, EN UN INTERVALO DETIEMPO DADO”.(MASA QUE ENTRA) – (MASA QUE SALE) + (CANTIDAD DE MASAINTRODUCIDA) = INCREMENTO EN EL CONTENIDO DE MASA EN EL YAC.
  178. 178. Flujo de Fluidos en el Yacimiento Compresibilidad La compresibilidad (c) es una medida del cambio de volumen de un fluido con respecto a la presión, considerando un volumen dado (v). El signo (–) se utiliza para obtener un valor positivo de “c”; ya que el gradiente del volumen con respecto a la presión a un determinado tiempo es menor a cero.Se le llama compresibilidad efectiva de un fluido; porejemplo al aceite (coe), al dividir la ct/so.
  179. 179. Flujo de Fluidos en el YacimientoParámetros del Yacimiento
  180. 180. Flujo de Fluidos en el YacimientoComo es qué produce un pozo? Parámetros que intervienen en la producción de un pozo
  181. 181. Flujo de Fluidos en el YacimientoEcuación de Darcy para flujo radialÁrea de dreneirregular

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