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SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS TALLER N°1 INTRODUCCIÓN Estudiante: Hector Augusto Buitrago CODIGO: 2111383 FECHA: 11 de abril de 2015 i. Defina cuál es el objetivo y la finalidad de la ingeniería de yacimientos ii. Defina y describa por medio de gráficos las siguientes propiedades de la roca 1. Porosidad, (Definir qué tipos de porosidad existen) 2. Permeabilidad , ( defina qué tipo existen) 3. Saturación de fluidos ,( como se calcula, de qué tipo de fluidos, que saturaciones existen, eje: Swc, Sor, etc) 4. Propiedades especiales de la roca 5. Mojabilidad 6. Tensión interfacial 7. Presión capilar 8. Permeabilidades relativas y su importancia 9. Fenómeno de histéresis 10. Drenaje e imbibición i. Defina cuál es el objetivo y la finalidad de la ingeniería de yacimientos Ingeniería de yacimientos La finalidad de la ingeniería de yacimientos es aplicar principios de ingeniería a los problemas del flujo de los fluidos dentro del yacimiento que se da durante la producción de un yacimiento petrolero, donde sus objetivos principales son; estimar las

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SIMULACIN DE YACIMIENTOSTALLER N1 INTRODUCCIN

Estudiante: Hector Augusto BuitragoCODIGO: 2111383FECHA: 11 de abril de 2015

i. Defina cul es el objetivo y la finalidad de la ingeniera de yacimientosii. Defina y describa por medio de grficos las siguientes propiedades de la roca1. Porosidad, (Definir qu tipos de porosidad existen)2. Permeabilidad , ( defina qu tipo existen)3. Saturacin de fluidos ,( como se calcula, de qu tipo de fluidos, que saturaciones existen, eje: Swc, Sor, etc)4. Propiedades especiales de la roca5. Mojabilidad6. Tensin interfacial7. Presin capilar8. Permeabilidades relativas y su importancia9. Fenmeno de histresis10. Drenaje e imbibicin

i. Defina cul es el objetivo y la finalidad de la ingeniera de yacimientosIngeniera de yacimientosLa finalidad de la ingeniera de yacimientos es aplicar principios de ingeniera a los problemas del flujo de los fluidos dentro del yacimiento que se da durante la produccin de un yacimiento petrolero, donde sus objetivos principales son; estimar las reservas o volmenes recuperables y predecir el comportamiento que describir el yacimiento a medida que se produce, con el fin de tener una ptima explotacin del mismo.

ii. Defina y describa por medio de grficos las siguientes propiedades de la roca

1. Porosidad

La porosidad describe el espacio en la roca que no est ocupado por algn mineral o material slido, es decir el espacio vaci, lo que permite el almacenamiento de hidrocarburos, se define por la siguiente razn.

Donde es la porosidad, es el volumen que ocupan los poros o el espacio vaco; y , es el volumen total de la roca, el cual incluye volumen de slidos y del espacio vaco.

Tipos de porosidad La porosidad de una roca puede clasificarse en dos formas: Segn la comunicacin de los poros. Segn el origen de la porosidad.La primera clasificacin tiene que ver con el aislamiento que experimentan algunos poros cuando se forma la roca. Esto ocurre a menudo que se fueron depositando los sedimentos, algunos de los espacios vacos quedaron aislados debido a la excesiva cementacin, mientras otros quedaron interconextados.Tipos de porosidad segn la comunicacin de los poros: Porosidad Absoluta Porosidad efectiva

Porosidad efectiva, la cual son los espacios porosos que son continuos e interconectados, la no efectiva son aquellos poros que no se encuentran aislados y la porosidad absoluta o total, que es la suma de todas las porosidades.

De acuerdo a la segunda clasificacin, podemos encontrar;Porosidad primaria o intergranular:Tambin conocida como porosidad original, es la que se desarroll a l mismo tiempo que los sedimentos se depositaron, y est conformada por los espacios vacos que quedan entre los granos y los fragmentos minerales.

Porosidad efectiva. Paris de Ferrer (2009) Porosidad por fracturasPorosidad por disolucinPorosidad primaria

Pafr2. Permeabilidad

Es la capacidad del medio poroso para dejar pasar los fluidos a travs de l. Adems es una medida del grado y tamao en que los poros estn interconectados. Se expresa matemticamente mediante la ley de Darcy.

Donde:Q = CaudalK = PermeabilidadA = rea = ViscosidaddP/dl = Diferencial de presin por unidad de longitud

Las permeabilidades se pueden clasificar segn las fases almacenadas en el medio poroso. La permeabilidad absoluta es la capacidad para dejar pasar los fluidos cuando el medio poroso est saturado con una sola fase.

No obstante en el yacimiento se encuentra presente ms de una fase. Por lo tanto aparece el concepto de permeabilidad efectiva, que es una medida de la conductancia del medio poroso hacia un fluido cuando est saturado con ms de uno.

http://www.co2crc.com.au/images/imagelibrary/stor_diag/permeability_media.jpg

3. Saturacion de fluidos

La saturacin se define como la fraccin del volumen poroso ocupado por una roca por un fluido en particular (gas, agua aceite). Matemticamente se expresa como:

Para cada uno de los fluidos se tiene:

Una de las saturaciones ms importantes en los yacimientos es la saturacin crtica de agua, connata o de agua intersticial, que es el agua que an queda entre los poros despus de la migracin del petrleo y que permanece all debido a las fuerzas capilares. Su importancia radica en que una mayor cantidad de agua intersticial se traduce en un menor espacio disponible para el agua y el petrleo.

Las otras saturaciones crticas, que al igual que la de agua, se definen como las saturaciones mnimas necesarias en el yacimiento de cada uno de los fluidos (gas, agua y aceite) para que stos comiencen a moverse. La saturacin crtica de petrleo tambin se conoce como saturacin de aceite residual Sor y denota el volumen de crudo que permanece en los poros y no se mueve en el yacimiento.

Por ltimo, la saturacin de aceite remanente es la fraccin de aceite que tiene un yacimiento en un momento determinado.

4. Mojabilidad

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con l a extenderse o adherirse a una superficie slidaEsta tendencia se cuantifica midiendo el ngulo de contacto entre la superficie liquido-solido. Dicho ngulo se mide desde el lquido hacia el slido.

http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008_11_01_archive.html

Interpretacin del ngulo

< 90 -- Mojado por agua > 90 -- Mojado por aceite = 90 -- Igual preferencia por el agua que por el aceite

ImportanciaLa humectabilidad o mojabilidad es importante porque afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas de yacimiento, pues debido a las fuerzas de atraccin, la fase humectante tiende a ocupar los poros ms pequeos de la roca y la fase no mojante los poros ms grades.

5. Tensin Interfacial

En las regiones limtrofes entre dos fluidos siempre existir un desbalance de fuerzas moleculares en la interface, cuyo resultado neto es una tendencia a reducir el rea de contacto. El trmino usado para definir stas fuerzas cuando se tienen dos lquidos en contacto es tensin interfacial.sta tensin tiene unidades de fuerza por unidad de longitud, dina/cm. Tener en cuenta que sta varia fuertemente segn la temperatura.

6. Presion Capilar

Es la diferencia de presin entre dos fluidos inmiscibles, y se calcula como la resta de la presin del fluido de la fase no mojante y la fase mojante.Las fuerzas capilares en un yacimiento son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos del medio poroso. Dependen, adems, de la geometra y tamao de los poros y de las caractersticas humectantes del sistema, y son realmente las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento.

7. Permeabilidad RelativaLapermeabilidad relativacorresponde a la relacin entre la permeabilidad efectiva a una cierta saturacin (ki) y la permeabilidad absoluta (k), constituye la fraccin de la permeabilidad efectiva del fluido (petrleo, gas o agua) entre la permeabilidad absoluta. Para un fluido dado, es funcin directa con la saturacin de ese fluido en la roca, y se expresa como:

En un sistema agua-petrleo, la permeabilidad relativa del crudo es mxima, y muy prxima a 1, cuando la saturacin del crudo es mxima (100 a 70-80%), y es mnima, cuando la permeabilidad del agua se hace mxima, para baja saturacin en crudo.Como se expresa en la Figura, la permeabilidad relativa del crudo decrece rpidamente con la disminucin de la saturacin en ste, pero la del agua permanece muy baja o nula hasta una saturacin del orden del 45%. A partir de ese momento, crece muy rpidamente hasta alcanzar el valor 1 para una saturacin del 100%.En trminos de produccin, esto se traduce como: en un yacimiento petrolfero con bajo contenido inicial en agua, se podr extraer petrleo sin agua; al ir aumentando el grado de extraccin, al alcanzar una saturacin en crudo del orden del 50 - 55% se extraer una mezcla de crudo y agua, en la que la proporcin de la segunda ir aumentando progresivamente, hasta un valor de saturacin en agua del 80 - 90%, momento en que solamente se extraer agua. Se observa como la permeabilidad condiciona el ritmo de extraccin, lo que explica la importancia de su estudio.Tanto la permeabilidad efectiva como la relativa requieren del conocimiento previo de la saturacin de cada una de las fases, que a su vez depende de las caractersticas de mojabilidad de la roca y de su historia de saturacin.Cuando en un medio poroso se tiene flujo multifsico, el concepto de permeabilidad debe ser aplicado a cada fase por separado. Para un sistema bifsico se encuentra que las permeabilidades asociadas a cada fase son funcin de la saturacin. En el caso de tres fluidos fluyendo a travs del medio poroso se tiene el mismo comportamiento. Sin embargo, en esta situacin se presentan algunas complicaciones. Por ejemplo en un sistema agua/gas/petrleo, si la fase mojante es el agua, la permeabilidad al petrleo depende de las saturaciones de petrleo, agua y gas presentes en la roca. En ambos casos, ya sea sistemas bifsicos o trifsicos, el modo de obtener las saturaciones afectar la permeabilidad relativa.La determinacin de la permeabilidad relativa es un problema complejo que depende fuertemente de la geometra de la roca y su interaccin con los fluidos del yacimiento (mojabilidad).

Importancia: Importante para comprender, pronosticar y controlar la produccin. A dems permite estimar el flujo de los fluidos del yacimiento y describir el flujo de fluidos inmiscibles de dos o tres fases a travs del medio poroso de las rocas.

8. Histeresis Cuando se dice que un material responde al fenmeno de histresis, se est afirmando que dicho material, al ser sometido a una fuerza deformante, no recupera su forma original a la misma velocidad ni de la misma manera (recorriendo la misma trayectoria) en que lo haran otros materiales..En lo referente a los yacimientos, el trmino de Histresis se aplica a la diferencia entre los valores que asumen la permeabilidad relativa, presin capilar y saturacin residual a medida que la saturacin de un fluido es aumentada o disminuida. Es decir, en muchos medios porosos, los valores de permeabilidad relativa y presin capilar no son una funcin que dependa de la saturacin nicamente; se obtienen valores distintos dependiendo del incremento o la reduccin en la saturacin de una fase determinada.

Analizando las curvas de Presin Capilar y Permeabilidad Relativa se observa claramente el fenmeno de Histresis. En primer lugar, las curvas no siempre son las mismas; es decir, pueden existir ligeras variaciones entre las curvas que se obtienen de un mismo yacimiento. Como segunda caracterstica, se nota que la saturacin de 100%, que posee el agua en la mayora de los casos, no se vuelve a alcanzar a travs de los procesos de Drenaje e Imbibicin, lo que da como resultado una saturacin de petrleo residual. En general, la histresis es ms pronunciada en los medios no-mojantes que en los mojantes, sin embargo puede ocurrir en ambos medios; siempre con dos magnitudes de permeabilidad relativa distintas debido a la direccin de saturacin. En la mayora de los casos, la permeabilidad relativa para una fase dada es mayor cuando su saturacin se incrementa que cuando se reduce. Por el contrario, el aumento de la saturacin siempre lleva consigo una disminucin de la Presin Capilar.

9. Drenaje e Imbibicin

El drenaje se refiere a un incremento de la saturacin de la fase no mojante, se utiliza para describir un proceso con incremento en la saturacin de petrleo. La imbibicin,se refiere a un incremento de la saturacin de la fase mojante,se utiliza para describir un proceso con incremento en la saturacin de agua.

Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibicin o de Drenaje, queda una saturacin de petrleo residual. Es sta una de las razones por las cuales, conocer el Fenmeno de Histresis es importante. Ms an, cuando muchas de las tecnologas y mtodos para solucionar problemas relacionados con la perforacin y extraccin de petrleo, se basan en la Histresis.

Iii. Mecanismos de empuje natural.

Los yacimientos se pueden clasificar segn su principal fuente de energa en expansin de la roca y de los fluidos, empuje por gas en solucin, empuje por capa de gas, empuje hidrulico y segregacin gravitacional.

EXPANSIN DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS

Ocurre en yacimientos subsaturados, es decir yacimientos con una presin por encima de la presin de burbuja. Mientras el yacimiento se encuentra como subsaturado, dentro del medio poroso solo se aloja el crudo y el agua connata. A medida que la presin del yacimiento declina la roca y los fluidos se expanden debido a sus compresibilidades individuales, forzando la salida del agua y del aceite.

Caractersticas

La expansin de la roca y la compactacin de la formacin generados ocasionan una disminucin en la porosidad. Debido a que las rocas y los fluidos son solo ligeramente compresibles, la declinacin en la presin es bastante rpida. Es un mecanismo relevante solo cuando la compresibilidad de la roca es alta. Se encuentra generalmente en yacimientos someros Es el mecanismo de empuje menos eficiente.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIN

Tambin conocido como empuje por deplecin, su principal fuente de energa es el resultado de la liberacin del gas disuelto en el crudo y su subsecuente expansin a medida que la presin declina. A medida que la presin cae por debajo del punto de burbuja, se liberan burbujas de gas dentro del espacio poroso. La expansin de las burbujas fuerza al crudo a salir.

Caractersticas

La presin del yacimiento declina rpida y continuamente. Este comportamiento ocurre debido a que no existe una capa de gas o algn tipo de fluido que proporcione el mantenimiento de la presin. La eficiencia del mecanismo depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de la roca y del petrleo y de la estructura geolgica del yacimiento. Se logran bajos recobros. Son yacimientos, usualmente, buenos candidatos para la inyeccin de agua.

EMPUJE POR CAPA DE GAS

Ocurre en yacimientos que poseen una capa de gas grande, la cual acta como una gran cantidad de energa en forma de gas comprimido que provoca la expansin de la capa a medida que los fluidos se producen, de modo que el petrleo se desplaza por el empuje de gas ayudado por el drenaje gravitacional.

Caractersticas

La capa de gas se puede encontrar en el yacimiento bien sea porque antes de comenzar la explotacin el yacimiento ya se contaba con la presencia de gas, o porque la deplecin causada por la produccin de los fluidos origin que la presin cayera por debajo de la presin de burbuja y se formara la capa de gas. En este tipo de empuje actan dos mecanismos, la capa de gas como tal y la expansin de las burbujas del gas disuelto. La declinacin en la presin es lenta debido a la capacidad que posee la capa de gas para expandirse y mantener la presin.

EMPUJE HIDRULICO

Ocurre en yacimientos que se encuentran rodeadas o conectadas hidrulicamente con rocas porosas saturadas de agua, llamadas acuferos. Los acuferos pueden ser varias veces ms grandes que el yacimiento, y para efectos prcticos se toma como infinito. El agua en un acufero se encuentra comprimida, pero debido a la declinacin en la presin ocasionada por la produccin de aceite, se expande y comienza a reemplazar los fluidos producidos, manteniendo la presin.

Caractersticas

La declinacin en la presin es lenta y se da de forma gradual, debido a que los fluidos producidos son reemplazados por el agua proveniente del acufero. El agua puede encontrarse en los flancos de la trampa estructural o directamente debajo de la fraccin de crudo La energa del yacimiento aumenta por la compresibilidad de la roca en el acufero La eficiencia de recobro depende de la geologa del yacimiento, su posicin estructural, y la heterogeneidad.

SEGREGACIN GRAVITACIONAL

El empuje por segregacin gravitacional sucede en los yacimientos como resultado de la diferencia de densidades en los fluidos almacenados. Se relaciona esencialmente con el empuje por capa de gas secundaria, ya que en yacimientos de espesores grandes o con altos buzamientos la gravedad ocasiona que los fluidos pesados vayan hacia la parte inferior y que al gas, al ser ms ligero, ocupe la parte superior. Al lograrse esta acomodacin en el yacimiento la capa de gas acta como un pistn que empuja el aceite y los fluidos ms pesados a la parte inferior.Caracteristicas

La segregacin gravitacional probablemente pueda encontrarse en la mayora de yacimientos, sin embargo solo ser representativa en yacimientos que poseen grandes buzamientos Si la segregacin gravitacional se presenta sin la capa de gas la declinacin es rpida, mientras que si se produce la capa, sta puede mantener y atenuar la cada de presin Es el mecanismo de empuje ms eficiente, no obstante es muy poco comn encontrarlo en los yacimientos