INGENIERIA DE YACIMIENTOS

Con el pasar del tiempo y con el deficit energético que afronta el mundo hoy en día, los yacimiento de petróleo poseen un peso preponderante, al estar asociados a éstos las reservas más grandes del planeta, aproximadamente existen 6 trillones de barriles de petróleo en sitio.
Por éste hecho el estudios de yacimientos de petróleo es de gran importancia y será el tema a tratar en ésta publicación.

La ingenieria de yacimientos es una de las partes mas importantes en la ingenieria de petróleo ya que es el nexo entre el yacimiento y el reservorio de petroleo o gas y los sistemas de producción en superficie.







jueves, 17 de junio de 2010

APLICACIONES DE PRUEBAS DE PRESIONES

PRESION PROMEDIO DEL YACIMIENTO

La presión promedio, p, es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parámetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presión.

La presión es definida, en un yacimiento sin influjo de agua, como la presión que debería alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por tiempo indefinido. Una definición equivalente, suponiendo compresibilidad uniforme, es la presión promedia obtenida por planimetría a un mapa isobárico del yacimiento.

La presión, además, es un parámetro fundamental en la determinación de las propiedades de los fluidos para efectos de evaluación del yacimiento.

Durante la vida productiva de un yacimiento normalmente se presenta una declinación en la presión. Esta presión debe ser determinada periódicamente, en función del tiempo (producción acumulada).

Los pozos productores pueden ser representados como un sistema radial de flujo. Cuando el pozo está produciendo, la mayor caída de presión ocurre en la vecindad del pozo, por lo que la presión de flujo el pozo no es representativa de la presión que prevalece en el área drenada del pozo.

La presión promedio aritmética es por lo general determinada de los datos de presión en pozos de reconocimiento o de observación.

Si el yacimiento es uniforme el espesor y la variación de presión es pequeña, la presión promedio aritmética es satisfactoria. Lo mas frecuente es que esta condiciones no prevalezcan, entonces otras técnicas para promediar serán requeridas.

Los datos de presión son colocados en un mapa donde se han dibujado los límites del yacimiento. Para un yacimiento de petróleos limites son definidos por la línea de contorno cero del isopaco de petróleo y luego cada línea de presión.

El tipo de contorno, contacto gas – petróleo, contacto petróleo – agua, formación discordante o fallas deben ser indicadas en el mapa.

METODOS PARA DETERMINAR PRESION PROMEDIO EN UN YACIMIENTO.

1. presión en cada pozo – (cada 6 meses o cada año) se toma la presión en los pozos de observación de tal forma que se pueda obtener un mapa isobárico. No es económico tomar presiones en cada pozo teniendo un mapa isobárico.

2. los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado programa y se someten a prueba.

3. se llevan las presiones a un mismo plano de referencia (el cual es arbitrario). A veces se toma el punto medio volumétrico del yacimiento como plano de referencia.

4. determinación de la presión promedio del yacimiento.

a. Promedio aritmético.





Donde: n = Nº de pozos

Pi= presión en cada pozo.

b. Promedio por espesor.











Donde:

P=presión en cada pozo

H= espesor neto de cada pozo

(Más exacto que a)

c. Promedio por área.




Donde:

Pi= presión en cada pozo.

Ai= área de drenaje en cada pozo (acres)

(Más exacto que b)

d. Promedio por volumen




Donde:

Hi=espesor neto de cada pozo (ft)

Ai= área de drenaje en cada pozo (acres)

(Más exacto que c)

e. Método de los mapas isobáricos.

Después de tomar las presiones se puede dibujar un mapa isobárico. Este es el método mas utilizado. (Utilizando planímetro).


DETERMINACION DE LAS AREAS DE DRENAJE, A.

Si un yacimiento tiene varios pozos y cada uno de ellos ha estado produciendo a una tasa constante por un tiempo lo suficientemente largo para obtener flujo semicontinuo, los volúmenes de drenaje de cada pozo serán proporcionales a las tasas de producción, y por lo tanto permanecerán constantes. Si un yacimiento tiene un volumen total Vt y está dividiendo las ecuaciones a y b, multiplicando y dividendo por Vt.
















REMPLAZANDO LA Ec. En la Ec. (b)


Con el fin de determinar las áreas de drenaje, con ayuda de las tasas de producción, se localizan puntos de los límites del área de drenaje en las líneas que unen dos pozos cualesquiera “i” y “j”, de acuerdo a la relación.







Donde, d1=distancia a la que se encuentra el límite del área de drenaje a partir del pozo “i” y a lo largo de la línea de unión dii entre los pozos “i” y “j” los cuales producen a tasas constantes qi y qi.

Una vez calculadas las áreas relativas Aj/At, se dibujan las áreas de drenaje teniendo en cuenta los puntos por donde pasa de acuerdo a la Ec. (a) las áreas deben ajustarse hasta obtener la proporción correcta calculada.

Determinadas las áreas de drenaje del campo se seleccionan los modelos, para los cuales existen curvas de F(tDA) vs tDA, más parecidas a las áreas de drenaje del campo (curvas MBH).

De la curva de restauración de presión de cada pozo se obtiene p* yla pendiente correspondiente. De la pendiente se determina el factor K h/µ. Del mapa isopaco se determina el volumen total del campo, Vt, que multiplicando por la porosidad promedio, se obtiene, como una constante, φVt. Multiplicando este factor por (1 –Sw), dara el volumen poroso de hidrocarburos, φ (1 –Sw) Vt. Si se multiplica este factor por Vi/Vt (= qi/qi), donde se obtiene el volumen poroso de hidrocarburos en cada area de drenaje, φ (1 –Sw) Vi.

El termino φ (1 –Sw) = φh es la porosidad a hidrocarburos, y es el valor usado en el calculo de tDA. En esta forma, el tDAi, se calcula, en unidades de campo por.




Donde, Aj se ha remplazado por Vj/hj. Debe tenerse en cuenta: dado que K h/µ. se ha obtenido los valores en unidades de capo y por tanto Vj, C y tj deben expresarse también en unidades de campo.

Una vez calculado tDAi del grafico de tDA del gracfico de tDA vs F(tDA) correspondiente, y se determina F(tDA), de donde se obtiene p. finalmente, calculado los valores de p para todos los pozos del campo, puede determinarse una presión promedio del mismo, en proporción al volumen drenado de cada pozo, puede determinarse una presión promedio del mismo, en proporción al volumen drenado de cada pozo.

Esta ecuación puede ser utilizada para calcular la presión promedio de un campo, no importa el método por el cual se hayan obtenido los valores promedios pj de los Pozo

CALCULO DE LA DISTANCIA A UNA FALLA O HETEROGENEIDAD.

El comportamiento de presión en un pozo con estas características es analizado aplicando el método de las imágenes y el principio de super – posición.

Las pruebas de restauración de presión en estos casos pueden ser considerados como pruebas de limites del yacimiento.

· Pozo cercano a una falla.

· Zona de baja permeabilidad.

· Contorno fluido –fluido












· La ecuación de flujo se obtiene usando: “superposición y el “método de las imágenes”.

· Es decir, los dos pozos están produciendo a la misma tasa de flujo durante el mismo tiempo.





· Se demostrara que un pozo cercano a una barrera la pendiente de la curva de restauración de presión se duplicara.

· La ecuación de flujo:










·

La ecuación que describe la prueba de restauración de presión:











De esta ecuación se observa:

· Para un pozo cercano a una barrena la pendiente de la curva de restauración se duplica.

· El tiempo para que la pendiente se duplique:










· Estos valores de Δt pueden ser excesivamente grandes. Por esta razón el que aparezca una línea en la prueba de restauración depresión cuya pendiente sea el doble a la encontrada de la zona intermedia no necesariamente implica que es un método satisfactorio para identificar una barrera.

Para los valores de tp>> Δt, la ecuación queda:










De la ecuación se observa:

1. El termino






Determinar la forma y la posición de la “zona intermedia – parte recta de la curva de restauración de presión.

La función Ei es constante –→ afecta la posición de la zona intermedia pero no afecta el valor de la pendiente.

2. Para Δt pequeños en una “prueba de restauración de presión” la función.











Físicamente expresa que el radio de investigación no ha alcanzado la distancia a la barrera.

De estas observaciones se ha derivado un método de cálculo:

a. Caso: pendiente de la segunda línea recta no se define claramente।



1. Graficar Pws vs Log

2. Establecer “La Región Intermedia”. Sección dela línea recta del grafico de Horner.

3. Extrapolar la línea recta de la “Zona Intermedia” hacia la zona afectada por la desviación de la línea recta a:

(tp + Δt)/ Δt=1)

El valor de p* debe ser mucho menor al valor de p* o p1 del yacimiento o de otros pozos lejanos a la falla.

4. Tabular las diferencias Δ entre la curva de restauración de presión y la extrapolación para varios puntos:

(Δ= Pws – P zona intermedia)




















1. Estimar L de la relación:









a. Caso: pendiente m2= 2 m1

En el caso que la pendiente de la curva de restauración de presión tenga tiempo para duplicarse.






















Por tanteo --→

· Sustituyendo valores de L en la ecuación (113) hasta que Pws CALCULADO=Pws MEDIDO.










c. Método de Gray: establece para el calculo de la distancia a la falla.







Donde Δtx es el valor del intercepto de las dos lineasrectas m1* ”m2”

d. Método de Horner: cuando el tiempo de producción es mucho mayor que el tiempo de cierre, para valores de Δt<


De donde igualando a la ecuación:





Quedara:




Llamando:









Siendo D conocido se encuentra el argumento de la integral exponencial correspondiente y se calcula “L”

Para D ≤ 30 –→ se utiliza el método de Horner.

e. Método de Standing: es prácticamente el método de Horner, considero que el argumento del termino E1 debe ser dividido por (tp + Δtx y no por tp como lo hace Horner).

Igualando:






D se obtiene por la misma forma que el método de Horner.

Si tp + Δtx >>d2 los E1 se pueden aproximar por ln y queda:



Se aplica para D<30,>

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