Baixe Fundamentos de ingenieria de yacimientos de gas natural e outras Notas de estudo em PDF para Cultura, somente na Docsity! CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 1 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA ASPECTOS TEÓRICOS 1. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE UN YACIMIENTO Los fluidos de un yacimiento se pueden clasificar desde el punto de vista de su comportamiento termodinámico:  Gas Seco: El diagrama típico de un yacimiento de gas seco es mostrado en la Figura 1, donde la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura cricondentérmica. La mezcla de hidrocarburos existe como un gas en el yacimiento y hasta en superficie, como lo muestra la isoterma a lo largo de la línea vertical 1-2 y la trayectoria del gas producido hacia superficie mostrado en la curva 1-3. Figura 1. Diagrama de fases de un gas seco (Fuente: ECLIPSE PVTi)  Gas húmedo: La temperatura de yacimiento es superior a la temperatura cricondentérmica del hidrocarburo. Por tal motivo los fluidos del yacimiento siempre estarán en la región de fase gas, cuando en el yacimiento la presión disminuye isotérmicamente a lo largo de la línea vertical 1-2 como se muestra en la figura 2. Sin embargo, a medida que el flujo de gas es producido hacia superficie mostrado en la curva 1-3, la presión y la temperatura del gas declinan y el gas entra en la región de dos fases produciéndose la liberación de líquido en superficie. CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 2 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA Figura 2. Diagrama de fases de un gas húmedo. (Fuente: ECLIPSE PVTi)  Aceite Volátil: La temperatura del yacimiento es menor y muy cercana a la temperatura crítica de la mezcla. Las líneas de calidad cercanas al punto de burbuja se encuentran poco espaciadas entre si. Lo contrario sucede a presiones muy bajas. Estos petróleos se caracterizan por una rápida merma bajo el punto de burbuja como se muestra en la figura 3. Figura 3. Diagrama de fases de un aceite volátil. (Fuente: ECLIPSE PVTi) CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 5 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 2. CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS El cálculo volumétrico de petróleo y/o gas es de una de las herramientas para la estimación de reservas. Los métodos para cuantificar reservas son: a) Método volumétrico b) Ecuación de balance de materia c) Curvas de declinación d) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos 2.1 TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS Se consideran tres tipos de recobro en la etapa de vida productiva de un yacimiento, a saber:  Producción primaria: El pozo/yacimiento produce por energía propia o flujo natural, o por algún sistema de levantamiento artificial.  Producción secundaria: Se introduce energía externa al sistema. Esta comprende la inyección de agua o inyección de gas.  Producción terciaria: Además de energía, el fluido o la roca sufren un cambio en sus propiedades. En este grupo se consideran: la inyección de agua caliente, vapor de agua, gas miscible, químicos, combustión in-situ, etc. 2.2 ECUACIONES VOLUMÉTRICAS El método volumétrico para el cálculo de petróleo original se hace a través de1-4: 7758 oi oi h S N     Para aplicar el método volumétrico se requiere conocer la porosidad, la saturación inicial de agua, el volumen total del yacimiento y los factores volumétricos. La constante resulta de 43560 (ft2/acre)/5.615 ft3/bbl. A está en acres, N es el aceite original in-situ, OOIP, en BF y Φ es la porosidad en fracción. CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 6 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA El gas original encontrado se calcula mediante la ecuación: 43560 /gi giG Ah S B G está dado en PCN, Bgi esta dado en ft 3/PCN y h está dado en pies (intervalo de gas). 2.3 CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS EN YACIMIENTOS DE GAS En yacimientos volumétricos la producción se debe principalmente a la declinación de la presión y en yacimientos no volumétricos la producción se debe a (1) depleción (ΔP) más el empuje parcial de agua si el caudal de gas, Qg > We (intrusión de agua) o al empuje de agua cuando no existe depleción por la presencia de un acuífero activo. En este caso Qg ≈ We. Ver Fig. 6. Se considera acuífero infinito aquellos cuya extensión relativa al yacimiento guardan una relación 10:1. Si el acuífero es infinito habrá dos posibilidades a) presión constante, o b) presión variable (declinable), Qgas > We. Cuando el yacimiento es finito existe empuje parcial, poco dinámico y la presión declina. Fig. 6. Reservas volumétricas de gas CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 7 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 2.3.1 Factores de recobro en yacimientos de gas volumétricos We = 0, Sg y Sw son constantes Gp = gas producido Gi = gas inicial Gr = gas remanente = Gi – Gp 3 3 43560 (1 ) ; / 43560 (1 ) ; /     i w gi gi r w gr gr G Ah S en pcn pie G Ah S en pcn pie       Luego; 3; /    gi gri r gi i gi G G FR si en pcn pie G     2.3.2 Factores de recobro en yacimientos de gas no-volumétricos Si la Presión es variable: 3 3 43560 ; / 43560 ; / . . .      i gi gi gi r gr gr gr gi gi gr gri r i gi gi G Ah S en pcn pie G Ah S en pcn pie S SG G FR G S          Esto es porque hubo una caída de presión. Si la presión se mantiene constante, entonces Bg se mantiene constante, CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 10 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA REFERENCIAS 1. Craft, B.C. and M.F., Hawkins. “Applied Reservoir Engineering”. Prentice-Hall International. New Jersey, 1991. 2. Slider, H.C. “Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods”. PennWell Books. Tulsa, Ok. 1983. 3. Smith, C.R., and Tracy, G.W. “Applied Reservoir Engineering”. Oil & Gas Consultants, Inc. Tulsa, Ok. 1987. 4. Towler, B.F. “Fundamental Principles of Reservoir Engineering”. SPE Textbook Series Vol. 8. Richardson, TX., 2001. 5. Abdus S. and Ganesh T. “Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach”. PennWell Books. Tulsa, Ok. 1994. CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 11 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 3. BALANCE DE MATERIA 3.1 CONSIDERACIONES Y APLICACIONES Consideraciones para aplicar balance de materia:  Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.  El PVT es representativo del yacimiento.  Proceso isotérmico.  CW y CF son despreciables.  Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento.  Dimensión cero (modelo tanque). Aplicación de la ecuación de balance de materia:  Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento  Evaluar We conociendo N o G  Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción  Evaluar factores de recobro 3.2 EBM PARA YACIMIENTOS DE GAS VOLUMÉTRICOS El balance de materia expresa que la masa de hidrocarburos producidos es igual a los moles iniciales menos los remanentes, matemáticamente1, p i rX X X  El volumen inicial de hidrocarburos es igual al volumen remanente (la cantidad de masa si varía) en yacimientos volumétricos, de modo que, i rV V CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 12 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA En yacimientos no volumétricos, el volumen remanente considera el volumen inicial menos el agua que intruye más el agua que se produce, es decir: ( )r i e w pV V W W   Luego, la ecuación de balance de materia, para yacimientos de gas volumétricos, con el factor volumétrico dado en ft3 /PCN, ,( ) ( )           i r gi p g gi g p g g gi p gi g p g g V V G G G G G G G G G G            Si el factor volumétrico se expresa en PCN/ft3 ,   p gi g G GG    g gi p giG G G   Dividiendo por G, p g gi gi G G     Puesto que el factor volumétrico es definido por, g PT B cte Z Esta constante incluye la temperatura del yacimiento que para un ejemplo dado se mantiene invariable luego, p g gi gi G G       pi i i i GP T P TP T cte cte cte Z Z Z G CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 15 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 3 3 4 5000 3000 50 0.125 93.750.000 (160 460) 0.0028 0.0028(0.96) 3.968 10 4200            gi i i V VP ft ft ft VP ft T ft Z P PCS   4 11 (1 ) 93.750.000(1 0.20) 3.968 10 1.89012 10         w gi V S G G PCS   b) Cuál es el factor de recobro a 2000 psia (Z = 0.76)? Usando la ecuación de P/Z: i i p ii p pp G Z Z G Z    Despejando el factor de recobro: 2000 4200 0.96 0.76 0.96 4200 39.34%                  p pi i i i p G Gp Zp G Z Z p G G G c) Se cree que este yacimiento volumétrico puede producir a una rata constante de 5.0 MMPCSD hasta que la presión promedia del yacimiento llega a los 2000 psia. Durante cuántos años puede el yacimiento proporcionar esta rata de flujo? CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 16 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA Si qg = 5.0 MMPCSD, a la presión P = 2000 psia, el gas recuperado es, 11 10 *( ) 0.3984*(1.89012 10 ) 7.53 10      p p p G FR G G G PCS Luego, 107.53 10 5 365 41.26      pG t t q MM t años Si se produjera el gas remanente a la misma rata, 11 101.89012 10 7.53 10 5 365 62.3        rGt t q MM t años 3.2.2 EJEMPLO Dada la siguiente información, P Gp* MMMPCN COMPONENTE Xi 4000 0 C1 86 % 3825 34 C2 7 % 3545 75 C3 3 % 3388 88 i-C4 2 % 3192 120 i-C5 2 % 2997 145 T = 618 °R 2738 192 CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 17 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA Estime el gas inicial. SOLUCIÓN La siguiente es la composición del gas junto con sus propiedades críticas, Compuesto Composición PM TCR PCR C1 0.86 16.043 344.1 677.8 C2 0.07 30.07 549.9 707.8 C3 0.03 44.09 655.7 616.3 i-C4 0.02 58.124 734.7 529.1 i-C5 0.02 72.151 828.8 490.4  19.83 385.653 671.333 Dividiendo el peso molecular del gas por el del aire resulta una gravedad específica de 0.6845. Calculando las presiones y temperaturas pseudoreducidas es posible obtener el valor de Z, a saber, P Z P/Z Gp 4000 0.8882 4503.648 0 3825 0.8758 4367.226 34 3545 0.8579 4131.952 75 3388 0.8491 3990.198 91.3 3192 0.8394 3802.714 120 2997 0.8315 3604.222 145 2738 0.8242 3322.006 192 CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 20 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA veces el volumen poroso disponible a hidrocarburos de este yacimiento gasífero, cual es el factor de recobro adicional a 2500 psia comparado con un yacimiento volumétrico? P, psia Gp, MMM scf Z 5000 0.0 1 4000 42 0.96 2500 ?? 0.89 SOLUCIÓN  1 / 1 20( ) i e i i acui P WP FR Z Z V V V          De la definición de compresibilidad, 6 1 1 , * * 5 10 *(20 )*(5000 2500) 0.25             e i e w e i e i dWdV C luego C V dP V P W C V P W V W V Para el yacimiento no-volumétrico a P = 2500 psi, el factor de recobro es: CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 21 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA     1 / 1 0.252500 5000 * 1 / 1 0.89 1 1 0.561767 0.75 0.561797 1 0.75 57.86%                            pi e i i i i GP WP Z Z G V V FR V FR FR FR Para estimar G se usan los datos iniciales y a 4000 psi: 6* * 5 10 *(20 )*(5000 4000) 0.1 1 / 1                   e w e i e i pi e i i W C V P W V W V GP WP Z Z G V 4000 5000 1 25 % 0.10.96 1 1             i i FR FR V V El FR @ 4000 psi es del 25 % / 42 / 0.25 168    pG G FR G MMMPCS G MMMPCS Factor de recobro para yacimiento volumétrico a 2500 psi: CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 22 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 1 1 2500 1 1 43.82% 0.89 5000                      p pi i i i G GP ZP P Z Z G G P Z FR FR A 4000 psi se tiene, 4000 5000 1 (1 ) 0.96 1.0          pi i GPP FR Z Z G FR = 16.7 % G = Gp /FR G= 42 MMMPCS / 0.167 G = 251 MMMPCS Si se incluye la producción de agua y We es diferente de cero. Existe producción debido a la expansión y/o empuje de gas.      p g g gi e p wG B G B B W W B Las incógnitas son G y We. Se asume que: F: extracciones E: expansiones  p g p wF G B W B  g giE B B Por lo tanto,  g eF GE W De donde; CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 25 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA 1 o o w w g g f e w c s c s c s c c s      Puesto que se trata del acuífero, la ecuación para la compresibilidad efectiva queda, e w fc c c  CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 26 JAIRO ANTONIO SEPÚLVEDA GAONA REFERENCIAS 1. Craft, B.C. and M.F., Hawkins. “Applied Reservoir Engineering”. Prentice-Hall International. New Jersey, 1991. 2. Dake, L.P. “Fundamental of Reservoir Engineering”. Elsevier Scientific Publishing Co. 1978. 3. Niz, E., Idrovo, E.A., Peñuela, G., Ordóñez, A., y Calderón, Z.I. Calderón. “Ecuacion de Balance de Materia Para Sistemas de Doble Porosidad con Capa Inicial de Gas”. CT&F – Ciencia, Tecnología y Futuro. Vol. 2 Num. 5. ISSN 0122- 5383. Dic. 2004. 4. Pirson, S. “Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos”. Ediciones Omega. Barcelona. 1965. 5. Slider, H.C. “Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods”. PennWell Books. Tulsa, Ok. 1983. 6. Smith, C.R., and Tracy, G.W. “Applied Reservoir Engineering”. Oil & Gas Consultants, Inc. Tulsa, Ok. 1987. 7. Towler, B.F. “Fundamental Principles of Reservoir Engineering”. SPE Textbook Series Vol. 8. Richardson, TX., 2001.