ingenieria de reservorios de gas

1. Importancia del Gas en el PerùProducción , Reservas, Futuro

2. Conceptos Generalesa. Ingeniería de reservorios y Gerenciamiento de Reservoriosb. Gas Natural: Definiciones, orígenes, procesamiento, usos, unidades de

medición.3. Propiedades del Gas

Reservorios de gas seco, gas y condensado, z, Bg, Ug4. Calculo de reservas de Gas

GOIS volumétrico, Balance de materia, curvas de declinación5. Ensayos de Entrega de pozos de gas ( Deliverability )

Pruebas de flujo, isocronales, IPR6. Desarrollo de un Campo de gas

Comportamiento productivo, capacidad de entrega, pronósticos, conclusiones

Temario

INTRODUCCION Y APRECIACION

GLOBAL DE LA INGENIERIA DE

RESERVORIOS

Ingenieria de Reservorios - Rol

Rol de la Ingeneiria de Reservorios en el gerenciamiento de

Reservorios.

Exploración

Terciaria

Secundaria

Primaria

Desarrollo

Delineación Valorización

Descubrimiento

Abandono

Ingeniería de Reservorios

Transmitir la importancia del tratamiento e interpretación de

los“DATOS” indirectos obtenidos desde un “MEDIO” que no podemos

“TOCAR” ni “VER” directamente, y que “IDEALIZAMOS” a través de

modelos.

Que es Ingeniería de Reservorios

Entendimiento de la naturaleza de las interacciones ROCA – FLUIDO en el

reservorio

Entendimiento del desplazamiento complejo de los fluidos dentro del

reservorio

Desarrollo de un modelo de flujo para el reservorio, consistente con los datos

geológicos; con las mediciones de las propiedades de la roca y fluidos y con

las características del comportamiento productivo.

Predicción de recuperaciones futuras

Desarrollo de procesos y métodos para mejorar la recuperación de

hidrocarburos del reservorio.

Rol de la Ingeniería de Reservorios

Q = f ( kh, u, P, Pwf, Xf, Bo, Bg )

EUR = f ( h, Sw, Area, Bo ) φ φ

Unidad de bombeo Batería

Inyector

Actividades Típicas de la Ing. de Reservorios

Determinación de propiedades petrofisicas de la roca reservorio.

Trabajar en conjunto con geólogos, geofísicos para desarrollar estudios de reservorios.

Calculo de B.M. para identificar mecanismos de empuje y petróleo insitu

Simulación del flujo en el reservorio bajo escenarios complejos de desplazamiento

Toma de decisiones en el proceso de gerenciamiento de reservorios.

Diseño y análisis de nuevos y avanzados procesos para mejorar la recuperación de petróleo.

Contribuir, junto con los geólogos y petrofísicos, a la determinación del volumen de hidrocarburos in - situ. Es una actividad compartida

Determinar la fracción de los hidrocarburos que pueden ser técnica y económicamente recuperados. Esto es el calculo de reservas.

Estimación del factor de recuperación ó eficiencia de recuperación y es una actividad netamente del ingeniero de reservorios.

Responsabilidades Téc. del Ing. de Reservorios

Efectuar los pronósticos de producción, es decir darle una escala de tiempo a la recuperación de petróleo. Con este pronostico y con los aspectos de inversión y gastos efectuara la evaluación económica de los proyectos.

Efectuar aspectos operativos del día a día de la ingeniería de reservorios. Actividades de seguimiento y monitoreo de los proyectos que se desarrollan durante las etapas de delineación y desarrollo de un campo.

Responsabilidades Téc. del Ing. de Reservorios

0

20

40

60

80

100

1 año 10 años 20 años 50 años

$ $ $ $ $

Producción

C.O / C.D.

CONCEPTOS DE

GERENCIAMIENTO DE RESERVORIOS( Reservoir Management )

USO JUICIOSO DE LOS RECURSOS DISPONIBLES (HUMANOS, TECNOLÓGICOS

Y FINANCIEROS) PARA MAXIMIZAR LOS BENEFICIOS PROCEDENTES DE UN

RESERVORIO, MINIMIZANDO LAS INVERSIONES DE CAPITAL Y LOS GASTOS

OPERATIVOS.

GERENCIAMIENTO DE RESERVORIOS

$$ $$ $$$$

MAXIMIZAR INGRESOS REDUCIR COSTOS

0

20

40

60

80

100

1 año 10 años 20 años 50 años

$ $ $ $ $

Cuando…???

Hacer que las cosas pasen

Dejar que pase

Hacer que pase !!

7 años sin hacer nada

NP=27 M BlsRes=44 M Bls

SINERGIA INTEGRACION

S I N E R G I A

Concurrencia de energías, fuerzas , acciones.Concurso de varios órganos para realizar una función.

I N T E G R A C I O NI N T E G R A C I O N

Estado de Organización para liberación de Conflictos.Solución a tendencias contradictorias.

TRABAJO EN EQUIPO

G A SP E T R O L E O

A G U A

GERENCIA

GEOLOGÍA ,GEOFÍSICA,

PETROFISICA

INGENIERÍA DERESERVORIOS

WELLCOLOGISTICA,

ConstruccionesINGENIERÍA DE

Extracción, Operaciones

Administración, $$

Legales, MACS

FLUJO DE CAJA

Vent

as

Gas

tos

Ope

rativ

os

Inve

rsio

nes

Reg

alia

s

Impu

esto

s

Análisis de Riesgo !!

PRO

DU

CC

ION

PREC

IO

Fluj

o de

caj

a

Ingresos Egresos Resultados

Pronósticos , Probabilidades, IncertidumbreCONOCIMIENTO, EXPERIENCIA, HERRAMIENTAS

VAN

TIR

PO

Conocimiento del Sistema a Gerenciar.

Conocer el Entorno de la empresa

Saber de la Tecnología Disponible.

ELEMENTOS PARA GERENCIAR UN CAMPO

Gestion del Conocimiento

Información

Datos

Conocimiento

Sabiduría

La transformación de los Datos en información que pueden ser usadas por los equipos para mejorar las decisiones

“ El procesamiento de los DATOS puede ser realizado por las

Computadoras, pero solamente la mente humana puede convertirla

en INFORMACION y mas aún transformarla en CONOCIMIENTO ”

Gestion del Conocimiento

Caracterización de Reservorios

Modelo EstáticoModelo Dinámico.

Historia del campo

CONOCIMIENTO DEL SISTEMA

Proceso realizado por un equipo multidisciplinario para establecer un modelo del reservorio que permita el entendimiento de su naturaleza geológica, la distribución y movimiento de los fluidos en el medio poroso.

Requiere el conocimiento de :• Geología• Propiedades de reservorio ( roca y fluidos )• Flujo de fluidos y Mecanismo de empuje• Perforación y completación• Comportamiento productivo pasado

CARACTERIZACION DE RESERVORIOS

Estado explotación

Np, Wp, Wi permeabilidad

presionesPVT

Modelo DinámicoP

O I

SP

O I

SModelo Estático

Reservas

ReactivacionesReparaciones PerforacionesSecundaria


Limites, área, GOC, WOCEspesores,

distribución espacial de propiedades(Phi, K, Sn, Continuidad, Hetero)

ModeloEnsayo Pozos

ModeloRegistro

Pozos

Modelo Geológicos

Datos geológicos geofísica Datos Registros Pozos y coronas

Datos Ensayos pozos


Estructura

Continuidad

Contenido de hidrocarburos

MODELO ESTATICO

Ubicación de los pozos

Permeabilidades Relativas

u

presión

Propiedades de los fluidos

tiempo

Pres

ión x x x x x x

Historia de presión

MODELO DINAMICO

Conocimiento de la historia de Perforación, completación, estimulaciones, reparaciones, fluidos producidos.

HISTORIA DEL CAMPO

100

1000

10000

Petróleo

Gas Agua

Nero de pozos

Historia de Producción

Todo lo que ha pasado en el campo….pero no solo en la cabeza de las personas sino en un CONOCIMIENTO DIVULGADO y SISTEMATIZADO

Contratos, compromisos, clientes

Precios del crudo, costos, mercado, sociedad

Medio ambiente, seguridad.

Recursos: financieros, personal.

ENTORNO DEL SISTEMA

Evolucion del Precio Petróleo

Avances tecnológicos, herramientas

Registros, sísmica 3D , 4D, time lapse, etc

Nuevos procedimientos, manejo datos, soft

TECNOLOGIA

Uso racional y economico de la tecnología…pero usar los avances tecnologicos !!!

Establecer la Estrategia

Estudio y Definición del Plan de Explotación

Implementación

Monitoreo y Seguimiento

Evaluación

Redefinición del Plan de Explotacion y ....

PROCESO DE GERENCIAMIENTO

IMPORTANCIA DEL GAS NATURAL

EN EL PERU

PRODUCCION DE PETROLEO y GAS : 1995 - 2003

Petróleo

Gas

PRODUCCION FISCALIZADA GAS NATURAL - PERU

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

nov-02 dic-02 ene-03 feb-03 mar-03 abr-03 may-03 jun-03 jul-03 ago-03 sep-03 oct-03 nov-03

SELVA ZOCALO COSTA

MSC

FD

Distribución Producción Gas Nov – 2003

PETROTECH22%

OLYMPIC5%

PETROBRAS11%AGUAYTIA

54%

GMP1%

SAPET7%

GMP SAPET PETROBRAS OLYMPIC PETROTECH AGUAYTIA

RESERVAS DE PETROLEO y GAS - PERU

CLASIFICACIÓN PETRÓLEO(MMSTB) GAS NATURAL(TCF) LGN(MMSTB)

Probadas 374,1 8,7 578,8

Probables 349,5 7,3 348,7

Probadas + Probables 723,5 16,0 927,5

Posibles 5 123,7 12,6 454,4

Probadas + Probables + Posibles 5 847,3 28,6 1 381,9

Z O N A GAS NATURAL(TCF)

NOROESTE 0.34

AGUAYTIA 0.276

CAMISEA ( LOTE 88 ) 8.108

T O T A L 8.724

RESERVAS PROBADAS DE GAS

Fuente MEM 2001

TCF = Tera Pies Cúbicos (1012 Pies Cúbicos )

Gas Natural - FUTURO en el MUNDO

Pronosticos produccion gas natural - venta

GAS NATURAL

CONCEPTOS GENERALES

Es una mezcla de hidrocarburos livianos, donde el

principal componente es el metano (CH4) en un

porcentaje superior al 80%.

El porcentaje restante esta constituido por etano,

propano, butano y otros hidrocarburos más pesados

tales como pentanos, hexanos y heptanos.

GAS NATURAL

COMPOSICION TIPICA GAS NATURAL

Origenes del gas natural

El gas natural se puede encontrar:

• Disuelto en el petróleo• En estado libre sobre el petróleo• Dentro de la misma trampa estructural que el petróleo, pero

ocupando capas diferentes (generalmente más altas) • En la misma cuenca con el petróleo pero en trampas separadas.

GAS NATURAL NO ASOCIADO

Gas que se ha formado a partir de materia orgánica en putrefacción, de forma directa, sin pasar por una fase de hidrocarburos líquidos. Como ejemplos de este proceso, en que se destaca la presencia del metano, podemos mencionar: el "gas de pantano", generado por la descomposición de materia vegetal en ciénagas y marismas, el grisú que procede de los restos de plantas de agua dulce, encontrados en los restos del carbón y que se acumulan en los filones y en las rocas porosas.

Se sugiere que el gas procede de plantas terrestres y que se deriva en gran parte del material vegetal de mayor tamaño.

GAS NATURAL ASOCIADO AL PETROLEO

El planteamiento sugiere que el metano y otros hidrocarburos gaseosos, son producto de la evolución natural del petróleo. Probablemente estos gases se producen a lo largo de la historia evolucionaria del petróleo, quizá mediante procesos catalíticos. Cuanto más antigua sea la acumulación de hidrocarburos, más alto será el porcentaje de gas natural.

Gas natural secoMetano con pequeñas cantidades de etano. Es el gas que se usa como combustible e insumo en la industria.

Líquidos de gas natural (LGN)Es una mezcla de propano, butanos, pentanos y otros hidrocarburos más pesados. Es un producto intermedio en el procesamiento del gas natural.

Gas licuado de petróleo (GLP)Es una mezcla de propano y butano. Se transporta en tanques y balones para utilizarse como combustible

Definiciones

Gasolina naturalMezcla de pentano, hexano y otros hidrocarburos más pesados. Usado para obtener gasolinas de uso automotor y como materia prima en petroquímica.

Gas natural comprimido (GNC)Es el gas natural seco comprimido a 200 bar. Se almacena en cilindros a alta presión y se usa como combustible alternativo en reemplazo de las gasolinas.

Gas natural licuado (GNL)Es el gas natural seco licuefactado mediante proceso de enfriamiento, la temperatura disminuye hasta –160°C con una reducción de su volumen en aproximadamente seiscientas (600) veces. De esta forma el gas natural puede ser exportado a través de “barcos metaneros” a los centros de consumo.

Definiciones

Acondicionamiento del gas natural.- Eliminación de las impurezas: azufre, agua, CO2 y otras que no tienen valor comercial.

Separación de componentes del gas natural.- El gas se separa en:• Gas natural seco (metano y etano) que se transporta por gasoductos hasta los

centros de consumo.• Líquidos de gas natural (LGN) constituido por propano, butanos, pentanos e

hidrocarburos más pesados que se transportan por poliductos hasta una planta de fraccionamiento.

Fraccionamiento de componentes del LGN.- Viene a ser la separación de los líquidos de gas natural en:

• Propano / butano (GLP).• Gasolina natural (pentanos e hidrocarburos más pesados).

Procesamiento del gas natural

OdorizaciónEs la adición de odorizantes al gas natural con la finalidad de que se pueda detectar su presencia mediante el olfato ya que el gas natural no tiene olor.

Transporte de gas naturalEl transporte de gas natural se realiza a través de gasoductos desde los lugares de producción o procesamiento hasta un punto que se le denomina “City Gate”, que viene a ser el lugar donde se realiza la reducción de presión, medición y odorización, antes de su distribución a los centros de consumo. El transporte por gasoductos se realiza a presiones que van del orden de 20 a 150 bar.


Distribución de gas naturalLa distribución viene a ser el suministro de gas natural a los usuarios a través de red de ductos. Por lo general empieza en el City Gate y termina en la puerta del usuario. La distribución se realiza a presiones por debajo de los 50 bar en sistemas de tubería de acero y a presiones por debajo de 6 bar en redes de polietileno.

Distribución del gas natural

Distribucion del gas natural

VENTAJAS AMBIENTALESEl gas natural es un combustible muy limpio comparado con los combustibles tradicionales lo que facilita el cumplimiento de exigentes normas ambientales. Una de las grandes ventajas del gas natural respecto a otros combustibles, es la baja emisión de contaminantes en su combustión.

Ventajas del gas natural

EMISION DE CONTAMINANTESEn la generación de una determinada cantidad de energía calorífica, el gas natural es el que tiene menos emisiones.

VENTAJAS ECONÓMICASEl gas natural es el combustible de menor precio y permite obtener importantes ahorros en relación con otros combustibles.

Ventajas del gas natural

Principales usos del gas natural

Generación de electricidadEl gas natural es el combustible más económico para la generación de electricidad y el que produce menor impacto ambiental. Estas ventajas pueden conseguirse tanto en grandes como en pequeñas centrales termoeléctricas.La generación de electricidad con gas natural es posible mediante turbinas.

CogeneraciónSe denomina Cogeneración a la producción conjunta de Energía Eléctrica y Energía Calorífica aprovechable, en forma de gases calientes. La Cogeneración es una forma eficiente de cubrir las necesidades energéticas de las instalaciones industriales en prácticamente todos los sectores de la actividad (calefacción, calentamiento de agua, etc)

Generación de Electricidad

Camara combustion

Generación de Electricidad

UNIDADES DE MEDIDA - GAS NATURAL

Unidad calorífica del gas • Sistema Internacional (SI) : Unidad de Calor es el Joule (J): Trabajo hecho por una fuerza

de un Newton al desplazar un objeto un metro. En electricidad es la energía disipada por

un watt en un segundo

• BTU ( British Thermal Unit ) : Calor requerido para elevar la temperatura de una

libra de agua en un grado Fahrenheit.El BTU es la unidad calorífica utilizada en la industria gasífera

• La caloría consistente en el calor requerido para elevar un gramo de agua en un grado

centígradoBTU 0,252 Kilo caloria

BTU 777,5 Lbs - pie

BTU 3,93E-04 HP hora

BTU 1054 Joules

BTU 107,5 Kg metro

BTU 2,928 E-04 Kilowatt hora

BTU 252 Calorias

UNIDADES DE MEDIDA - GAS NATURAL

Volumenes ProducidosSistema Internacional (SI) : Metro cúbico; pero en algunos países se

utiliza actualmente el pie cúbico.En el caso del caudal del gas, las unidades utilizadas usualmente son

el metro cúbico por día , MCD y el pie cúbico por día PCD ( SCFD ).

1 m 3 = 35.31 pies 3

EQUIVALENCIAS PRACTICAS GAS NATURAL

1 pie 3 gas = 1000 BTU

1 Bbl petróleo = 6`000,000 BTU

En Energia : 6,000 pie 3 de gas es igual a 1 Barril de petróleo

EQUIVALENCIAS PRACTICAS GAS NATURAL

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

Las propiedades de los fluidos son de mucho interés en la Ingeniería de Reservorios debido a :

Inciden directamente en la movilidad de los fluidos dentro del reservorio.

Las propiedades son usados en los cálculos de Balance de Materia

Son muy usadas en las condiciones de superficie de transporte y venta ( API, viscosidad, calidad del crudo )

Propiedades de los fluidos - Objetivos

EQUILIBRIO indica condiciones estática, es decir la ausencia de cambio

Un sistema en equilibrio es aquel en el cual bajo estas condiciones , no hay ninguna tendencia para que se establezca un cambio.

Las tendencias hacia el cambio son ocasionadas por FUERZAS IMPULSORAS de algún tipo.

EQUILIBRIO significa la ausencia de cualquier fuerza impulsora ò que existe equilibrio perfecto de todas las fuerzas presentes

Concepto de Equilibrio

Definiciones principales

SISTEMA Una porción de materia con limites finitos (físicos o virtuales)

SISTEMA CERRADO No intercambia materia con lo que lo rodea pero pueda cambiar energía ( calor )

SISTEMA ABIERTO: Intercambia materia y energía con lo que lo rodea.


PROPIEDADES . Características de un sistema ( fase ) que pueden ser evaluadas cuantitativamente. Estas son :– Densidad de la fase ( liquido , gas ó sólido )– Compresibilidad– Tensión superficial– Viscosidad– Capacidad Calorifica– Conductividad termica

Propiedades Intensivas: Independiente de la masa

del sistema ( ejemplo: densidad )

Propiedades Extensivas: Dependiente de la masa

del sistema ( ejemplo volumen )



COMPONENTE Una especie molecular - definida o hipotetica

Definida : C1, C2, H2O, etc

Hipotetica : C2 - C6 ; C7+

Ecuaciones de Estado

Representan el volumen que ocupa un gas a ciertas condiciones de presión y temperatura.

Gases IdealesGases Reales

– Estados Correspondientes (factor de compresibilidad)– Van der Waals– Peng - Robinson

Leyes de Boyle - Charles - Avogadro

Donde:

P = PresiónV = Volumenn = Nº de molesR = Constante Universal de los GasesT = Temperatura absoluta

Ecuaciones de Estado Gases Ideales

TRnVP ... =

COMPORTAMIENTO DE FASES DE

FLUIDOS HIDROCARBUROS

A medida que se produce petróleo y gas del reservorio, ellos están sujetos a cambios de PRESION, TEMPERATURA y COMPOSICION

Tales cambios afectan el comportamiento volumétrico y de transporte de estos fluidos del reservorio y consecuentemente los volúmenes producidos de petróleo y gas.

Necesidad de Conocer el Comportamiento de Fases

Los tipos de fluidos del reservorio definen las estrategias de producción y depletación y el diseño de las instalaciones de superficie.

Todos los métodos de Recuperación Secundaria / Terciaria dependen del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio y de los fluidos inyectados dentro del reservorio.

Necesidad de Conocer el Comportamiento de Fases

Diagrama de Fases

Diagrama de fase de un solo componenteP

R E

S I

O N

Pc

T E M P E R A T U R ATc

LIQUIDO(1 fase)

Gas (1 fase)

SOLIDO(1 fase)

Curva de sublimación (2 phases)

Punto triple(3 fases)

Curva Presión vapor2 fases

Punto critico

Curva de Fusión2 fases

Diagrama P - T para un sistema Multicomponentes

Pres

ión

de R

eser

vorio

Temperatura Reservorio

Curva de Pts Burbuja

Curva Pts Rocio

60%

20% 0%

2-Fases

1-Fase 1-FaseCP

LiquidoGas

L + G

Diagramas de Fases Típicos

Gas Seco

C: Punto Crítico

Petróleo Liviano

Petróleo Pesado

Temperatura

Pres

ión

Gas - Condensado

Caracterización de los Hidrocarburos in Situ

5 fluidos de reservorio:Gas SecoGas HúmedoGas - CondensadoPetróleo VolátilPetróleo Negro

Los Petróleos (negros o volátiles) pueden ser saturados o subsaturados.

Los análisis de laboratorio y fundamentalmente el comportamiento del reservorio en producción permiten definir la condición inicial.

Petróleo:Saturado (A)Subsaturado (B)

Gas:Gas Húmedo (C)Gas-condensado(D)Gas Seco (E)

Caracterización de Hidrocarburos in situ

E

E1

Clasificación de los Reservorios

Reservorios de Gas ( Fase unica )

Reservorios de Gas y condensado ( Reservorios en Punto de Rocio )

• Reservorios de Gas en Solución Sub - saturados ( Reservorios en el punto de Burbuja )

Clasificación de los Reservorios basados en Diagramas de Fases

Reservorio de Gas Seco

Temperatura

Pres

ión

Trayectoria de Producción

CondicionesIniciales en el

Reservorio

Condiciones en el separador

PC

No existe producción de liquidos en superficie

Temperatura

Pres

ión

Trayectoria de la producción

Condiciones Inicialesen el reservorio

Condiciones de separador

CP

Reservorio de Gas Humedo

GOR > 100,000 SCF/STBNo se forma liquido en el reservorioLas condiciones de separación caen dentro del la envolvente y el liquido es producido en la superficie

Reservorio de Gas Retrogrado - Condensado

Temperature

Pres

sure

Initial Reservoir Conditions

CP

Path of Production

Separator Conditions

Temperature

Pres

sure


CP

Path of Production


Temperature

Pres

sure


CP

Path of Production


Condiciones iniciales

Trayectoria de Producción

Condiciones separador

TEMPERATURA

P R

E S

I O N

Reservorio de Gas y Condensado

Reservorios de Gas Condensado

– GOR entre 70,000-100,000 SCF/STB

– Densidad mayor que 60 ºAPI

– Colores claros

– Composición de C7+ < 12.5%

Temperatura

Pres

ión

Condiciones InicialesReservorio

CP

Tray

ecto

ria de

Pro

ducc

ión

Condiciones en el separador75%

50%25%

Reservorio de Petróleo Volatil

GOR:1,000 - 8,000 SCF / STB

Densidad : 45 - 60 API

Bo mayor de 2.0 8 petroleos de alto encogimiento )

Marrón ligero a verde en color

C7+ > 12.5%

Temperatura

PRES

ION

Condiciones Inicialesen el Reservorio

PCTrayectoria de producción


50%75%

Reservorio de Petróleo Negro

GOR menores de 1,000 SCF/STB

Densidad menor a 45 ºAPI

Temperaturas Reservorio menores de

250 ºF

Bo menor de 2.00 (petróleo de bajo

encogimiento)

Verde oscuro a negro

C7+ > 30%

Composiciones tipicas de los fluidos de reservorios

Component Black Oil Volatile Oil Gas Condensate Wet Gas Dry Gas

C1 48.83 64.36 87.07 95.85 86.67

C2 2.75 7.52 4.39 2.67 7.77

C3 1.93 4.74 2.29 0.34 2.95

C4 1.60 4.12 1.74 0.52 1.73

C5 1.15 3.97 0.83 0.08 0.88

C6 1.59 3.38 0.60 0.12

C7+ 42.15 11.91 3.80 0.42

MwC7+ 225 181 112 157

GOR 625 2000 18,200 105,000 -

Tank oAPI 34.3 50.1 60.8 54.7 -

LiquidColor

GreenishBlack

MediumOrange

LightStraw

WaterWhite

-

PROPIEDADES DEL GAS

Propiedades de gases secos

Factor Volumen del GAS, Bg

Condiciones ReservorioCondiciones Reservorio

Condiciones standarCondiciones standar

Pr, Tr

Psc, Tsc

[bbl res /SCF] or [ft3/SCF]


SC

Rg V

VB =VolumenVolumen de de unauna cantidadcantidad arbitrariaarbitraria de gas a de gas a condicionescondiciones reservorioreservorio T & P T & P

Volumen Volumen de la de la MISMAMISMA cantidad cantidad a a CondCond. . Standard de T & P Standard de T & P

[res bbl/SCF] o [ft3/SCF]


SC

SCSC

PnRTZP

ZnRT

Bg =


Para S.C. Tsc= 460 + 60 = 520 R y Psc = 14.65 psia ; Zsc = 1

Tambien


Bg

Pressure

[res bbl/SCF] o [ft3/SCF]

Presión

Viscosidad; Definicion y Unidades

Viscosidad es una medición de la resistencia al flujo ejercido por el

fluido. Es llamada tambien Viscosidad Dinamica y sus unidades son:

centipoise = gramos masa / 100 cm seg

Viscosidad Cinematica: Es la viscosidad / densidad

centistokes = centipoise /g/cc

Viscosidad del Gas

μμ==μμratioratio **μμatat

μμatatμμratioratio

Compresibilidad Isotermica

Definición

( )AT

AAg PV

VTPC ⎥⎦

⎤⎢⎣⎡∂∂

−=1,

P1

V2V1

TB

P2

Vave = (V1 +V2 )/2

( ) ( )( )

ATaveAAg PP

VVV

TPC ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−−

−≅21

211,TA

PA


Usando ecuación de Gases Ideales



Usando ecuación de Gases Reales

El uso de las ecuaciones de estado para gases reales requiere del valor del factor de desviacion del comportamiento de un gas real respecto a un gas ideal. Z= Factor de desviacion, Factor de compresibilidad del gas, Factor Z

Es una cantidad adimensional es definido como la relación del volumen real de “n” moles de gas a P y T al volumen ideal del mismo numero de moles a la misma P y T

Z puede ser estimado a partir de las propiedades adimensionales pseudo reducidas, Ppr y Tpr

Factor de Desviación del Gas ( Factor Z )

VidealVactualZ =

Z como función de presión

pseudo reducida.

Factor de Compresibilidad Z

F I N

Factor de Compresibilidad Z

El principio de Estados Correspondientes

““ Todo los fluidos cuando son Todo los fluidos cuando son comparados a la misma presicomparados a la misma presióón y n y temperatura pseudo reducida, tienen temperatura pseudo reducida, tienen aproximadamente el mismo factor de aproximadamente el mismo factor de Compresibilidad ,Compresibilidad , y todos se desvian del y todos se desvian del comportamiento de gases ideales en comportamiento de gases ideales en casi el mismo gradocasi el mismo grado””

El principio de estados correspondientes se origina El principio de estados correspondientes se origina con fluidos de un solo componente.con fluidos de un solo componente.

Las propiedades de los materiales son usualmente expresados en terminos de parametros reducidos tales como :

• Reduced Temperature:

( )cr TTT /=

Parametros Reducidos Tipicos

• Presión Reducida:

• Volumen MolarReducido:

( )cr PPP /=

( )cr VVV ~/~~ =

Parametros Reducidos Tipicos

Charts de factores Z ( obtenidas de EOS ) son usadas para sistemas multicomponentes, en este caso se usan “ Propiedades Pseudo Reducidas ”Para las mezclas se usan los mismos charts empleados para

componentes puros.Para mezclas se usan las “ Propiedades pseudoreducidas”, las cuales son definidas similarmente como la relación de P ( ó T ) con la presión pseudo critica ( o Temperatura )Esta propiedades pseudo criticas son un promedio de las propiedades criticas de los componentes en la mezcla.

Extensión de Estados Correspondientes a Mezclas

Presión Pseudo Reducida

Temperatura Pseudo Reducida

pcpr P

PP =

pcpr T

TT =

Propiedades Pseudo Reducidas de Gases Naturales

Promedio de las propiedades criticas de los componentes:

yi : Fraccion Molar del componente “i” en estado gaseoso.

Pci Tci: Presión y Temperatura critica de cada componente

Ma: Peso Molecular aparente del gas

Mi: Peso molecular de cada componente

( )cii

N

ipc PyP

c

Σ=

=1

( )cii

N

ipc TyT

c

Σ=

=1

Propiedades Pseudo Criticas del Gas Natural

( )ii

N

ia MyM Σ

=

=1

PROPIEDADES DEL

PETROLEO NEGRO

Diagrama de Fases: Reservorios de Petróleo Negro

PRES

ION

Condiciones Inicialesen el Reservorio

PCTrayectoria de producción


50%75%

TEMPERATURA

Propiedades del petroleo necesarias para calculos de Ingenieria de Reservorios:

– Factor de volumen de formación del Petróleo, Bo

– Factor de volumen de formación total, Bt

– Relación de gas en solución, Rs

– Coeficiente de Compressibilidad Isotermica, Co

– Viscosidad del petróleo μo

– Tension Interfacial

Gravedad especifica de un liquido

Gravedad API

),(),(

11

11

TPTP

w

oo ρ

ρ=γ

1355.141−

γ=

o

o API Valorización del Crudo !!!

Definiciones

Factor de Volumen de Formación de petróleo, Bo

Gas Gas liberado liberado de de solucisolucióónn

Reservoir (P,T)Reservoir (P,T)

Surface (Ps,Ts)Surface (Ps,Ts)

1.4 bls

1.4 STB

Definiciones

Volumen of petróleo + Gas disuelto a P & T del Reservorio-------------------------------------------------------------------------------------------------Volumen de petróleo que entra al tanque de almacenamiento a Tsc, Psc

UnidadesUnidades = = BarrilesBarriles ReservorioReservorio (bbl)(bbl) / / BarrilesBarriles Stock tank Stock tank (STB)(STB)

Bo =

Definiciones

BoBo

Reservoir PressureReservoir Pressure

PbPb

Temperatura ReseTemperatura Rese. = . = constanteconstante Influye en el

calculo de POIS,

caudales

Forma general del Bo

Cuanto gas esta disuelto en un volumen de

petróleo

Rs depende de la presión

UnidadesUnidades = SCF gas / STB = SCF gas / STB petrpetróóleoleo

Relación de gas disuelto en petróleo ( Rs )

RsRs

PresiPresióón de Reservorion de Reservorio

PbPb

Temperatura ReservorioTemperatura Reservorio = = ctecte

Influye en el

calculo de

volumenes de gas,

gradiente de

presión estatica.

Forma General del Rs

HgHg

OilOilBBobob

HgHg

GasGas

OilOil BBoo

BBgg (R(Rsbsb

--RRss ))

PPbb

Factor de Volumen de Formación Total Bt

Llamado tambien Factor de volumen de Formación de 2 Fases

( )ssbgot RRBBB −+=

UnidadesUnidades

bbl/STB + bbl/SCF * (SCF/STB)bbl/STB + bbl/SCF * (SCF/STB)

Definicion de Bt

PresiPresióónn de de ReservorioReservorio

Bo,

BtBo

, Bt

PbPb

TemperaturaTemperatura = = ctecte

Bt=BoBt=Bo

BtBt

BoBo

Forma General del Bt

CALCULO DE RESERVAS DE GAS

Introducción

• Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido

existe como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor

inicial.

• A diferencia de los petroleos saturados o los de condensado, en un

reservorio de gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la

presión

• En un reservorio de gas humedo la produccion total de gas es la suma

de la producción de gas en el separador y la produccion de liquidos equivalente en vapor.

Introducción

• Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su

ocurrencia.

• GAS NO ASOCIADO es gas libre que no esta en contacto con

petróleo en el reservorio.

• GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petroleo en el

reservorio.

• GAS DISUELTO es gas en solución con petroleo en el reservorio

Reservas de Gas No Asociado- Volumetria

Calculo del petroleo originalmente in situ mediante metodo volumetrico

F.R.xGOISReservas =

Donde :GOIS = Gas original In situ, SCFF.R. = Factor de recuperación

Calculo de GAS IN PLACE - Volumetria

gi

wiShAGβφ )1(7758 −

=

Calculo del petroleo originalmente in situ mediante metodo volumetrico

φ

φhA

G = Gas Inicial in situ, SCf7758 = Factor de conversión, bbl/acre-ftA = Area productiva, acres = Porosidad, fracciónh = Espesor neto, pies = Volumen poral, acr-ftSwi = Saturación irreductible de agua, fracciónBgi = Factor de gas inicial, bbl res/SCF

bb

b

zPTTzPSCFbblres

615.5/ =


TzPzTPShAG

b

bbwi)1(560,43 −= φ

Si el Bgi esta en: pie cubico / SCF

Tambien

Para cualquier P por debajo de Pi se usa el Bgi correspondiente


El AREA es obtenida de los mapas estructurales e isopacos.Un mapa estructural muestra lineas que conectan puntos de igual elelvación del tope de una formación marcadora. Un mapa isopaco es un mapa que muestra lineas que conectan puntos de

igual espesor . Puede ser el espesor neto ó el total.

El volumen es obtenido por calculo de los volumenes entre lineas isopacas.

Los limites del area a considerar son los contactos agua – gas y en el caso

de reservorios fallados la presencia de grandes fallas sellantes, los limites

tambien pueden ser las barreas de permeabilidad.


La POROSIDAD puede ser obtenida de analisis de cores ó de registros sonicos, densidad ó de neutrones.Los registros promedian los valores de tramos de profundidad por lo que para tener un valor mas exacto es necesario calibrar estos valores con los obtenidos de cores.El agua presente en los reservorios, agua interticial ó connata, reduce el espacio poral disponible para el gas. La Sw no esta distribuida uniformenet en el reservorio y varia con la permeabilidad y la litologia. La Sw se obtiene directamente de analisis de cores y de relaciones matematicas que usan la información obtenida de los registros electricos y de porosidad.

Densidad - φ es muy alta

Neutrón - φ es muy baja

Sónico - φ no es muy afectada por el gas.

Efecto del GAS en los registros de Porosidad

GR0 160 ФN30 0

ФD30 0

Zona de gas

Identificación de Zonas de Gas

Valores menores de

porosidad en el

neutron y altas en el

de densidad muestran

la presencia de gas

Recuperación Unitaria

Calculo de Recuperación Unitaria en un reservorio volumetricoLos calculo se hacen sobre una base unitaria de volumen de roca, es decir un acre – pie (ac-ft) de roca.

Volumen Poral / ac-ft = 43560 x Ф pies cubico , ft3Volumen Gas en el reservorio / ac-ft = 43560 x Ф x (1-Sw) pies cubico , ft3Volumen Agua connata en el reservorio / ac-ft = 43560 x Ф x Sw pies cubico,ft3

El GOIS en SCF / ac-ft seria:G = 43560 x Ф x (1 - Sw ) x 1 el Bgi en ft3 / SCF, Factor de volumen inicial

BgiEn el caso de un reservorio volumetrico no hay cambio en el agua connata, de tal manera que el volumen poral ocupado por el gas permanece igual.Si Bga, es el factor de volumen a la presión de abandono, entonces la cantidad de gas remanente a la condición de abandono,en SCF / ac-ft, es :

G = 43560 x Ф x (1 - Sw ) x 1 el Bga en ft3 / SCF, Factor de volumen abandonoBga


Recuperación Unitaria ( SCF / ac-ft )Es la diferencia entre el GOIS inicial y el gas remanente a la presión de abandono, es decir es el gas que se ha producido hasta la presión de abandono.

Recuperación Unitaria = 43560 x Ф x (1-Sw) x (1/Bgi – 1/Bga ) SCF / ac-ft

La R U es llamada tambien Reservas unitarias iniciales . Las reservas remanentes en cualquier etapa de producción es la diferencia entre las reservas iniciales y la producción unitaria obtenida en esta etapa.La recuperación fraccional ó Factor de Recuperación seria :

ai

iaai

zPzPzP

BgaBgiBga

GGaGónRecuperacideFactor −

=−

=−

=)()(


Recuperación Unitaria ( SCF / ac-ft ) en Reservorios con empuje de agua, water driveLos reservorios de gas con empuje de agua tienen un FR menor que los volumetricos debido a que por el mantenimiento de presión, la presión de abandono es alta

gagi

gigagagi

BSBSBSónRecuperacideFactor )( −

=

En el caso de empuje fuerte de agua, la presión no declina mucho, entonces la saturación de gas residual entrampada es alta y por lo tanto la recueparción es mas baja, en este caso el FR seria :

wi

grwi

SSSónRecuperacideFactor

−−−

=1

)1(

El FR ( Eg ) en estos caso puede estar entre 50 – 60 %, menor al 70 – 80 % de un reservorio con empuje por agua parcial ó al 80 – 90 % para un reservorio tipo volumetrico

Factor de Recuperación

EL F.R. de un reservorio de gas es función de la presión de abandono y de la permeabilidad. A mayores permeabilidades la presión de abandono es mas baja.

Disminuyendo la presión de abandono se incrementara el gas recuperable. La presión de abandono depende de: Indice de productividad, del tamaño del campo, del precio de gas, del mercado. Si el mercado directo es una linea de conducción, la presión de operación de la linea controla la presión de abandono para campos pequeños, sin embargo para campos grandes es economicamente factible instalar compresores con lo que es posible bajar la presión de abandono.

BALANCE DE MATERIA

Es la aplicación de la LEY DE CONSERVACION DE LA MATERIA a la producción de fluidos de un reservorio.

BALANCE entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie).

Una masa de materia bajo una condición determinada ( P,T ), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1

, T1 ).

Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio.

La ECUACION GENERAL DE BALANCE DE MATERIA (EBM) fue desarrollada inicialmente por SCHILTHUIS en 1936

INTRODUCCIÓN

Determinación del petróleo Original In situ ( POIS ) y del Gas Original In situ (GOIS ).

Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio ( acumulada de producción versus presión )

Inferencia de la entrada de agua

Cuantificación de los diferentes tipos de empuje que ocurren en el reservorio.

Para que se usa ??

En su forma mas simple la EBM puede ser expresada como:

VOLUMEN REMANENTE EN UN YACIMIENTO

=

VOLUMEN INICIAL - VOLUMEN PRODUCIDO

Metodología

Se considera el reservorio como un volumen poroso constante. Según el tipo de reservorio este volumen estará ocupado por: gas y agua; petróleo y agua; petróleo, agua y gas libre.

Los fluidos en el reservorio se encuentran siempre en equilibrio a P y T.

Los datos de PVT simulan el comportamiento dentro del yacimiento y relacionan la producción superficial al vaciamiento del reservorio.

Se considera un factor volumétrico del agua igual a 1 . No se considera solubilidad del gas en el agua.

En algunos casos se considera la expansión del agua connata y la de la roca como despreciable.

Suposiciones

Temperatura y Presión : P , T

Bo, Bg, Bw : Factores de volumen : Vol. Reservorio / Vol. S.C.

Compresibilidades de roca, petróleo, gas y agua : Cr, Co, Cg, Cw : psi-1

Caída de presión : ∆P : P2 - P1 : psi

Petróleo original in situ : N :STB

Petróleo Producido acumulado : Np

: STB

Gas inicial : G : SCF

Gas producido acumulado : Gp : SCF

Gas inyectado acumulado : Gi

: SCF

Simbologia

Tamaño capa inicial de gas : m = Vol. Capa ga / Vol. Zona petróleo

Relación Gas Petróleo : Rso

Relación Gas Petróleo Acumulada : Rp = Gp

/ Np

: SCF/STB

Saturaciones de Fluidos : Sg , So

, Sw

Volumen bruto, volumen Poral : Vb , Vp

Influjo de agua acumulada : We : STB

Agua producida acumulada : Wp : STB

Agua inyectada acumulada : Wi : STB

Simbologia

Agua

Petróleo

Gas

Agua

Petróleo

Gas

Producción Petróleo : NpProducción Gas : GpProducción Agua : Wp

Influjo Acuífero : WeInyección Agua : GpInyección Gas : Wp

ETAPA INICIAL (1) ETAPA FINAL (2)

Principios Basicos

Presión

Bg

Presión

Bw

Presión

Bo

Presión

Rs

1

21

2 1

2

1

2Si existiera capa de gas , la presión inicial es igual a la presión de burbuja

Principios Basicos

Cantidad de Fluidospresentes

inicialmente en el reservorio(Vol. SC)

Cantidad de Fluidosproducidos(Vol. SC)

Cantidad de Fluidosremanentes

finalmente en el reservorio(Vol. SC)

Principio de Conservación de la Materia

BM Reservorios de GAS SECO

Gas

Agua

Gas

Producción Gas : Gp SCFProducción Agua : Wp BBL

Influjo Acuífero : We

ETAPA INICIAL (1) ETAPA FINAL (2)

G( Bgi)5.614

(G-Gp)Bgi5.614

(We-Wp)Bw


Efectuando balance de volumenes VOLUMEN INICIAL = VOLUMEN FINAL

Donde: Bg= Factor de volumen del gas, pies3 resev / SCF.

Arreglando y trasponiendo terminos, se tiene la EBM para gas seco.

wpegpgi WWGGG βββ )(

614.5)(

614.5−+

−=

En el caso de que no exista intrusión de agua: We = Wp = 0

wewpgpgi BWWGgG

−+=− ββββ

614.5614.5)(

614.5614.5)( gpgi GgG βββ=

−)1(

ggiGGpββ

−= Ec 1


Por definicion del Bg

Reemplazando en la Ec 1:

.r.cs.c

r.c.

r.c.

s.c. ZTT

PP

stdcondVolresconVolg ==β

La ecuacion 2 sugiere que en un grafico lineal de Gp versus P / Z, se puede

obtener el valor de G, cuando P/Z sea cero.

constantePZ

ZiPi

gig

== ))((ββ

)))((1(PiZi

ZPGGp −= )1(

GGp

ZiPi

ZP

−= )1(GGp

ZiPi

ZP

−= )1(GGp

ZiPi

ZP

−= Ec 2


P

Z

Gp

Pi

Zi

G = Gas inicial in situ

)1(GGp

ZiPi

ZP

−= )1(GGp

ZiPi

ZP

−= )1(GGp

ZiPi

ZP

−=

Grafico para encontrar GOIS


Efectos que cambian la tendencia lineal

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1 2 3 4 5 6 7

Producción Acumulada, MMMSCF

Pres

ión

ó P

/z

Water drive

VolumetricoGp vs P / zVolumetrico

Gp vs P

Gas inicialIn situ

Extrapolación errada

PREDICCIONES DEL

COMPORTAMIENTO

Curvas de declinacion

Curvas de Declinación

),,()( tDqit fq =

Es un método gráfico usado para analizar la declinación de los caudales de producción con el tiempo y pronosticar el comportamiento futuro de los pozos de gas y petróleo.

El ajuste de la curva que muestra el comportamiento pasado es efectuado usando ciertas curvas tipo o standard.

Esta curva es despues extrapolada para predecir el comportamiento futuro.

Este tipo de analisis es una herramienta basica para estimar las reservas recuperables.

Este metodo solo puede ser usado con confiabilidad cuando se cuenta con historia lo suficiente larga de tal amnera que una tendencia pueda ser establecida.

Curvas de declinación

D, la taza de declinación, es el cambio fraccional en el caudal por unidad de

tiempo. Frecuentemente expresada en “% por año” ,en el grafico mostrado,

D = Pendiente / Caudal Rate.

Definición de declinación

D = pendiente / caudal

caudal

pendiente

qtqDΔΔ

=

qdtdqD /

=

Tipos de declinación

Declinación Exponencial

Cuando el la taza de declinación, “D”, es constante. En un grafico de tiempo versus el logaritmo del caudal, los puntos tienden a estar en una linea recta.

Tal como se observa en la figura los puntos iniciales no se alinean a la recta, debido a que el período inicial es un periodo “transitorio” no estabilizado. La extrapolacion para los pronosticos de producción deberan ser efectuados en el periodo de estabilización.

Declinación Exponencial

La declinación exponencial es reconocida también en un grafico de producción acumulada versus caudal, los puntos tienden estar en una línea recta

Declinación Hiperbolica

En una declinación hiperbolica, la taza de declinación, “D”, no es constante, sino que es proporcional al caudal de producción elevado a un exponente “b” , el cual toma valores entre o y 1. Cuando “b” es cero la declinación es exponencial , cuando es uno, la declinación se conoce como declinación armonica.

Formulas para análisis de declinación

Dtieqtq −=)(

( ) bi

bDtqtq /11

)(+

=

( )Dtqtq i

+=

1)(


ExponencialExponencial

HiperbolicaHiperbolica

ArmonicaArmonica

DqqNQ i

p−

==

( ) ( )bbi

bi

p qqDib

qNQ −− −−

== 11

1

qqi

DiqiNQ p ln==

ExponencialExponencial

HiperbolicaHiperbolica

ArmonicaArmonica


Curvas de DeclinaciCurvas de Declinacióónn

SOftware

Software

Mapas de AcumuladasMapas de AcumuladasZonas con menor

acumulada

FLUJO DE GAS EN MEDIOS

POROSOS

drdpkhrxqgr

μπ )2(101271.1 3−

=

ggrscf qqβ1615.5=

rdrPdP

TzPqZkhTx

scsc

scsc=

−

μ

210976.3

Ecuación de darcy para flujo radial de gas en Bls res / dia

scsc

scg

TPZZTP

=βFlujo de gas en condiciones standard en SCF / dia

Donde :

drdp

ZTPrhkTPZxq

sc

scscsc

μ

210976.3 −

=Entonces :

Separando variables :

Ecuaciones de Flujo de GAS – estado estable

rdrdP

ZPx

Tqhk r

rw

P

Pwsc∫∫ =

μ2703.0

Reemplazando valores de condiciones standard e integrando

w

P

Pwsc rrLndP

ZPx

Tqhk

=∫ μ2703.0

dPZ

PdPZ

PdPZ

P Pw

Po

P

Po

P

Pw μμμ ∫∫∫ −= 222

Si consideramos que μ y Z dependen de la presión, el termino que contiene la integral puede ser evaluado de la siguiente manera:

dPZ

PpmP

Po μψ ∫== 2)(

De lo cual se define el termino “ Potencial del gas real ” ò “ Función pseudo presión ”

Ec1

Entonces la ecuación1 queda como:

ww

sc rrLn

Tqhk

=− )(703.0 ψψ

Ecuaciones de Flujo de GAS

Despejando el caudal de gas a condiciones de reservorio seria:

Considerando r = re y el caudal en MSCF / dia se obtiene la ecuación para el:Caudal de flujo de gas en

MSCF / dia

Donde :ψe = Pseudo presión evaluada de 0 a Pe, psi 2 / cpψw

= Pseudo presión evaluada de 0 a Pw, psi 2 / cp

k = permeabilidad en mdh = Espesor neto en piesre

= Radio de drenaje, pies

rw = Radio del pozo, pies

w

wg

rrTLn

hkq sc)(703.0 ψψ −

=

w

e

weg

rrLnT

hkq sc

1422

)( ψψ −=


Aproximación de la ecuación de flujo de gasDe la ecuación 1, si consideramos que el termino es constante, la integración de los terminos queda:

Integrando obtenemos:

zμ1

w

e

wfeg

rrLnzT

pphkqavg

sc

)(1422

)( 22

μ

−=


∫⎥⎥⎥⎥

⎦⎢⎢⎢⎢

⎣ ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

=e

wfsc

P

Pg pdp

zrwreT

hkqμ2

ln1422

El termino es evaluado a una presión promedio que es definida como:avgz)(μ

2

22ewf ppp +

=


⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

++−

−=

qgw

eavg

wfeg

DsrrLnzT

pphkq sc

5.0)(1422

)( 22

μ

Considerando Presión promedio en lugar de presión estatica, pe; asi como factor skin,s; y coeficiente de turbulencia, D.

Donde :s = Fcator skinDqg = Factor de flujo turbulento

F = Coeficiente de flujo no darciano, turbulencia debido a la alta velocidad del gas cerca al pozo lo que cauda una caida adicional de presión.

TFkhD

1422=

ENSAYOS DE POZOS DE GAS

( Gas Well Testing )

Indice de Productividad

αμ

tan703.0..22

==−

=

w

eavgavg

wfi

sc

rrLnZT

hkPP

qPI

qsc

P2 wf

Pi2

q max = AOF

Es la forma grafica mas sencilla de evaluar el potencial de un pozo de gas. Con, por lo menos, dos mediciones de presión fluyente de fondo a 2 caudales diferentes, se puede estimar la Pi, el AOF y el índice de productividad

α

ENSAYOS DE ENTREGA DE

POZOS DE GAS

DELIVERABILITY

Un ensayo de entrega consiste de una serie ( al menos 3 )de flujos de gas en los cuales los caudales, la presión y otros datos son registrados como función del tiempo. La idea es determinar la habilidad de un pozo para producir ante diferentes condiciones de operaciónLos ensayos de entrega se efectúan para :

• Obtención de caudales de producción óptimos• Pronósticos de producción bajo varias circunstancias• Tamaño de tubería de producción• Diseño de compresión requerida• Definición de parámetros de reservorio.• Definición de necesidad de estimulación, factor skin.• Numero de pozos necesarios

Ensayos de Entrega de Pozos de Gas

Se realizan en pozos nuevos y periódicamente en pozos viejos.

Debido al corto tiempo de los ensayos, el comportamiento del pozo y del reservorio es transitorio ( transient ), es decir que la presión con el tiempo cambia mucho con el tiempo. Para predicciones de largo plazo es necesario tener condiciones no transitorias ( estables ó pseudo estables ). Sin embargo el buen diseño, implementación e interpretación de ensayos cortos pueden ser usados para pronosticar al largo plazo.

Estos ensayos han sido denominados tambien “Ensayos de Contrapresión”, debido a que los pozos se hacen fluir con una contrapresión mayor que la presión atmosférica.

Ensayos de Entrega de Pozos de Gas

Ensayo Convensional - ∆P2 versus caudal

0.1

1.0

10

100

1000

10 100 1000 10,000 100,000Caudal de gas, MSCFD

Refleja Pwf = Presión atmosferica = 14.7 psia( P

2 r -P

2 w f) x

10-6

, psia

2

Curva de entrega estabilizada

AOFAbsolute Open Flow

Pendiente = 1 / n

Ensayo convencional de contrapresión presentado en un grafico Log – Log de la diferencia de los cuadrados de las presiones contra el caudal de flujo de gas.

( )n

wfr PPcq 22 −=

Ensayo Convencional - ∆P2 versus caudal

Matemáticamente la relación entre el caudal y la diferencia de los cuadrados de las presiones puede ser expresada como.

Donde :g = Caudal de flujo de gas a condiciones standardPr = Presión promedio del reservorio obtenida al cerrar el pozo por un tiempo

que permita la estabilización completa, psiaPwf = Presión fluyente del pozo referida en el reservorio, psiaC = Coeficiente de performance, el cual describe la posición de la curva de

entrega estabilizaada.n = Exponente que describe la inversa de la pendiente de la curva de entrega

estabilizada. Varia entre 0.5 y 1.0

Ensayo Convencional – Flow after Flow

q 1

q 2

q 3q 4

Caud

al

P rPwf1 Pwf2 Pwf3

Pwf4

Tiempo, t

Pres

ión

Ensayo : Flow after Flow

Se hace fluir el pozo a diferentes caudales, mediante cambios de orificios, hasta que la presión se estabilice en cada caso. La presión fluyente de fondo es registrada con registradores ubicados cerca de las zonas productoras. Después de un numero adecuado de flujos el pozo es cerrado. Luego se grafica una curva de contra presión con los valores estabilizados y la presión de reservorio obtenido del cierre final. Una buena prueba de este tipo tiene que conseguir una buena estabilización ( ó aproximada ) de la presión de fondo. Es decir cuando la pendiente de la curva de pwf versus tiempo es pequeña.

Ensayo : Flow after Flow

El tiempo de estabilización puede ser calculado de la siguiente manera:

De la ecuación se observa que este tipo de prueba aplica muy bien para reservorios de alta permeabilidad. Por ejemplo para reservorios de K=1000 md se requiere aproximadamente de 8 horas de estabilización, sin embargo para reservorios de menos de 10 md se requiere teóricamente de mas de 30 días de estabilización para pozos con grandes áreas de drenaje .

rPkrust egg

horass

2

1000)(φ

=

Ensayo Isocronal

q 1

q 2

q 3

q 4Ca

udal

P r

Pwf1 Pwf2

Pwf3 Pwf4

Tiempo, t

Pres

ión

1 2 3 4x x x x1

2 3 4x

x x x

xx

xx

1

23 4

23

4

1

x

x

x

x

Caudal de Flujo extendido q 5

Pwf5

5

Ensayo Isocronal

Un ensayo isocronal involucra hacer fluir el pozo a diferentes caudales con periodos de cierre seguido inmediatamente a cada periodo de flujo. Los periodos de cierre deberan ser lo suficientemente largos para obtener en cada periodo un valor de presión muy próximo a la presión de reservorio.

La característica de este tipo de ensayo es que la Pwf son tomadas a ciertos intervalos de tiempo después que el pozo es abierto en cada período de flujo (puntos 1,2,3,4 ). Estos periodos deben ser los mismos en cada flujo. Es tipico tomar por ejemplo 1= 30 minutos; 2=60 minutos; 3= 90 minutos; 4= 120 minutos.

La etapa siguiente es dibujar cuatro curvas de entrega para los tiempos 1,2,3 y 4. Los valores de “n” y “C” con calculados para cada curva . Los valores de “n” serán casi los mismos, sin embargo lo de “C” disminuirá con el tiempo. De gráficos se obtiene el valor estabilizado y con este valor se construye la curva de entrega estabilizada.

Coeficiente C

6

8

10

12

14

1 10 100 1,000 10,000

Log tiempo

Coef

icien

te d

e per

form

ance

, C, M

MSCF

D/ps

i2

“C” estabilizado

Ensayo Isocronal - ∆P2 versus caudal

0.1

1.0

10

100

1000

10 100 1000 10,000 100,000

1234

5

q 1 q 2 q 3 q 4

Caudal de gas, MSCFD

( P2 r

-P2 w

f) x 10

-6, p

sia2

Ensayo Isocronal Modificado

q 1

q 2

q 3

q 4Ca

udal

Pr

Pwf1 Pwf2

Pwf3

Pwf5

Tiempo, t

Pres

ión

Caudal de Flujo extendido q 5

Pwf4

Pws1 Pws2 Pws3Pws4

Ensayo Isocronal Modificado

En este tipo de ensayo los periodos de flujo y de cierre son iguales. En lugar de graficar (pr

2-pwf2) se grafica (pws

2-pwf2) donde pws

es la presión de cierre antes de cada periodo de flujo. Finalmente existe un periodo de flujo extendido a fin de localizar la curva de entrega estabilizada.

De la misma manera como se calcula el “n” en el caso anterior este factor es obtenido . La curva de entrega estabilizada es obtenida dibujando una curva paralela a través del punto de q5.

Este tipo de ensayo es el mas próximo para obtener una curva estabilizada.Requiere menos tiempo y menos trabajo que el anterior. En pozos fracturados hidráulicamente es necesario contar con un tiempo de ensayo mas largo.

Ensayo Isocronal Modificado - ∆P2 versus caudal

0.1

1.0

10

100

1000

10 100 1000 10,000 100,000

q1 q2 q3 q4

Caudal de gas, MSCFD

q5

Pr

AOF

( P2 r

-P2 w

f) x 10

-6, p

sia2

Curva de entrega estabilizada

( P2r - P2

w f )

Curva de entrega Transitoria

( P2s - P2

w f )

q5

Grafico de Entrega( deliverability )

Caudal de flujo, MMSCFD

Pres

ión

en la

cab

eza,

psi

g

q max

PrDespués que una línea estabilizada de entrega es obtenida se prepara una curva de entrega en función de la presión de cabeza del pozo. Este grafico puede ser preparado en función de mediciones de la presión en cabeza ó de la transformación de la presión de fondo en presión en la cabeza.

PLANIFICACION DEL

DESARROLLO OPTIMO DE UN

CAMPO DE GAS

GAS NATURAL IN SITU ( G O I S )

7,000

6,500

6,000

ContactoAgua - petróleo

TzPzTPShAG

b

bbwi)1(560,43 −= φ

Recuperación Natural de Gas

FuerteFuerte

% Sat. Residual de Gas% Sat. Residual de Gas

Presión Abandono

Pres

ión

de

Res

ervo

rio

ModeradoModerado

DébilDébil

0.5 1.00.0

5010

0

DepletionDepletion

Water DriveWater Drive

203040

F.R. = Gas recuperado / Gas in situ

Flujo de gas Reservorio - Superficie

RESERVORIO : Inflow performanceRESERVORIO : Inflow performancePsPf

POZO : Tubing performancePOZO : Tubing performance

SUPERFICIESUPERFICIE

DeshidrataciónDeshidratación

CompresoresCompresores

GaseoductoGaseoducto

Ensayo de Producción

Build UpBuild Up

DrawdownDrawdown

CAUD

ALPR

ESIO

N

INFLOW PERFORMANCE

100

1000

10000

1 10 100Caudal de Producción

Dra

wdo

wn

cuad

rado

P s2

- Pf2

Ps2

“ Open Flow Potential ”

TUBING PERFORMANCE

100,000

1000,000

10000,000

1,000 10,000 100,000Caudal de Producción

Dra

wdo

wn

cuad

rado

P s2 - P

f2

3 ” 5 ”

ps2 - pf

2 = f ( q )

WELL PERFORMANCE

100

1000

10000

1 10 100Caudal de Producción

Dra

wdo

wn

cuad

rado

P s2

- Pf2

Combinación del performance de influjo y de tubing

Resumen de Gerenciamiento de un campo de gas

0

50

100

150

200

250

0 5 10 15 20 25

Time, years

Pres

sure

s Pc

, Pw

, Pt (

bara

) and

Fie

ld

Gas

Rat

e qg

F (1

E6 S

m3/

d)

0

5

10

15

20

25

Req

uire

d N

umbe

r of W

ells

, NwPc (Average Reservoir)Pw (Bottomhole Flowing)Pt (Tubinghead Flowing)qgFNw

Conclusiones

1. El desarrollo de un campo de gas involucra la optima selección de: numero de pozos; ubicación de los pozos, tamaño del tubing, características del gaseoducto para entregar la cantidad de gas según los contratos establecidos.

2. Las herramientas de ingeniería requeridas son: Cálculos volumétricos; balance de materia, ecuaciones de flujo en el reservorio y en el tubing, ecuaciones de flujo en el gaseoducto. Todo esto puede ser evaluado integralmente con estudios de simulación y análisis nodal.,

3. La adquisición temprana de datos es muy útil para el estimado de los parámetros claves en los cálculos mencionados anteriormente. Esto incluye datos de cores, interpretación de perfiles, mapas geológicos y ensayos de pozos.

Conclusiones

1. Las variaciones en los caudales de entrega ( de acuerdo a las estaciones ) tiene que ser considerada en los análisis, sobre todo cuando por condiciones climáticas es necesario entregar cantidades máximas.

2. El diseño de la compresión puede ser importante, durante los periodos de declinación natural de la producción.

3. Análisis probabilísticas y de incertidumbre deberán focalizarse en los parámetros que sabemos son importantes en el gerenciamiento del campo ( OGIP, kh, skin, presencia de acuífero )

ingenieria de reservorios de gas

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