Empuje Por Capa O Casquete De Gas a1n3h
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- Pages: 18
Yacimientos 1 Ing. En Petróleo y Gas Natural INTEGRANTES: MELINA GÓMEZ HERNÁNDEZ J O E L O C TAV I O H E R N Á N D E Z GONZÁLEZ JOSÉ EDGAR JIMÉNEZ RAMÍREZ JUAN JOSÉ LEÓN DÍAZ VÍCTOR MANUEL GUILLEN HERNÁNDEZ VERÓNICA GONZÁLEZ PÉREZ
El empuje por casquete de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores.
Para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la presión de burbuja. En ese instante comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida útil del hidrocarburo.
VENTAJA • Propicia, mediante una adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento, el gas libre q se utiliza para desplazar el aceite.
• Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original de aceite, y no se produce gas libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera . • Si el volumen de la capa de gas es pequeño, la presión del yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre en la zona de aceite.
Porcentaje del petróleo extraído de un yacimiento con relación al volumen total contenido en el mismo.
La recuperación en yacimientos con capa de gas del aceite contenido originalmente, pero de segregación se pueden obtener recuperaciones de
Yacimientos de Aceite y Gas
ipo
De Bajo Encogimiento De Alto Encogimiento (Aceite Negro) (Aceite Volátil)
Yacimientos de Gas Tipo Gas y Condensado Características Gas Húmedo
ítico
De Bajo Encogimiento Gas Seco (Aceite Negro)
Diagrama de Fases
e Fases
tura
Al exceder Ty < Tc el gas el punto Ty < Tc de saturación, Tc < Ty < Cricondenterma el gas libre comienza a fluir pozode la PC cercano a la hacia PC ael la izquierda Py a la izquierda de la PC Cricondenbara ocasionando que laCricondenbara RGA aumente.
TyTemperatura > Cricondenterma
Ty < Tc Ty > Cricondenterma
PC a la izquierda de la Punto Crítico Cricondenbara
PC a la izquierda de la Py a la izquierda de la PC Cricondenbara
Si P > Pb @ Ty, yac. Si P > Pb @ Ty, yac. Si P > Pr @ Ty, yac. Py nunca entra a la Las recuperaciones de yacimientos bajosaturado (1 fase) bajosaturado (1 fase) bajosaturado (1 fase) región de 2 fases, en el Estado en el Yacimiento acimiento Si P ≤ Pb @ Ty, yac.con Si P ≤ Pb @de Ty, yac. Si P ≤ Pr @ Ty, yac. yac. siempre está en volumétricos capa gas varían saturado (2 fases) saturado (2 fases) Saturado (2 fases) estado gaseoso
Si > Pb @ Ty, yac. PyPnunca entra a la bajosaturado (1 fase) región de 2 fases, en el Si Psiempre ≤ Pb @ Ty, yac. yac. está en saturado (2 fases) estado gaseoso
Curvas de Calidad
Más pegadas a la curva de puntos de burbuja
Casi pegadas a la curva Muy dedepuntos puntosdedeburbuja rocío
---------Singularidades
----------
Calidad
dades
Ya
desde las recuperaciones para Muy pegadas a la curva Más separadas a la curva Tienden a pegarse a la yacimientos subsaturados hasta 70-80% de puntos de rocío de puntos de rocío curva de puntos de burbuja del petróleo fiscal inicial en el ------------------Fenómenos Retrógrados yacimiento.
Dentro región de 2 fases Dentro Fuera región regiónde de22fases fases Superficie Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fasesProducción en Superficie
ción
Grandes cantidades de pesados en mezcla original
Grandes cantidades de intermedios en mezcla original
Regulares cantidades de intermedios en mezcla original
Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla Composición original
Casi puros compuestos Grandes cantidades de ligeros en la mezcla pesados en mezcla original original
/m³)
< 200
200 - 1,000
500 - 15,000
10,000 - 20,000 RGA (m³/m³)
> <20,000 200
o (gr/cm³) uido
> 0.85
0.85 - 0.78
0.82 - 0.75
Obscuro
Ligeramente obscuro
0.80 - 0.75 Densdad Líquido (gr/cm³) Ligeramente coloreado Casi Transparente Color: líquido
< > 0.75 0.85 Transparente Obscuro
El gas comenzará a tener un desplazamiento hacia las zonas superiores en el yacimiento debido a las fuerzas gravitacionales, lo cual puede resultar en la formación un casquete de gas secundario. La permeabilidad es un factor importante en la formación de un casquete de gas secundario.
A medida que la producción avanza y la presión del yacimiento disminuye, la expansión de la capa de gas desplaza el petróleo hacia abajo. Este fenómeno se observa por el aumento de la RGA en los pozos localizados sucesivamente más abajo en la estructura.
MODELO MATEMÁTICO DEL EMPUJE La producción de la reserva de petróleo se explica como la expansión de la zona de petróleo(A)- una ampliación de la capa de gas(B) y la expansión de la formación inicial agua presente demás la reducción del volumen de los poros debido a la expansión de la matriz de la formación y depósito de posible reducción de volumen de la masa(C).
USO 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
Evaluar factores de recobro
Verificar la existencia de la capa de gas
NOMENCLATURA DE EBM Np = Petróleo producido, BF N = Petróleo original in-situ, BF G = Gas inicial en el yacimiento m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo (N) Np = Petróleo producido acumulado, BF Gp = Gas producido acumulado, pcn Wp = Agua producido acumulado, BF
Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, bbl/BF ßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcn
We = Intrusión acumulada de agua, BF Sw = Saturación de agua, fracción cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi cr = compresibilidad de la matriz (granos), 1/psi P = Presión estática del yacimiento, psia ΔP = Pi - P i = inicial
ECUACIÓN DE EMPUJE POR CASQUETE DE GAS En el expansión por casquete de gas se sigue el mismo principio que se observan para la expansión / producción de gas seco
Tomando en cuenta el volumen del casquete de gas a ciertas condiciones
La producción de gas tomando en cuenta a la presión actual de producción, entonces
La expansión de la capa de gas es por lo tanto
Yacimientos de Aceite y Gas
Tipo Características
De Bajo Encogimiento De Alto Encogimiento (Aceite Negro) (Aceite Volátil)
Yacimientos de Gas Gas y Condensado
Gas Húmedo
Gas Seco
Diagrama de Fases
Temperatura
Ty < Tc
Ty < Tc
Tc < Ty < Cricondenterma
Ty > Cricondenterma
Ty > Cricondenterma
Punto Crítico
Py a la izquierda de la PC
PC cercano a la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
Estado en el Yacimiento
Si P > Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases)
Si P > Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases)
Si P > Pr @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pr @ Ty, yac. Saturado (2 fases)
Py nunca entra a la región de 2 fases, en el yac. siempre está en estado gaseoso
Py nunca entra a la región de 2 fases, en el yac. siempre está en estado gaseoso
Muy pegadas a la curva Más separadas a la curva Tienden a pegarse a la Más pegadas a la curva de puntos de rocío de puntos de rocío curva de puntos de burbuja de puntos de burbuja
Casi pegadas a la curva de puntos de burbuja
Curvas de Calidad Singularidades
----------
----------
Fenómenos Retrógrados
----------
----------
Producción en Superficie Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Fuera región de 2 fases Composición
Grandes cantidades de pesados en mezcla original
Grandes cantidades de intermedios en mezcla original
Regulares cantidades de intermedios en mezcla original
Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla original
Casi puros compuestos ligeros en la mezcla original
RGA (m³/m³)
< 200
200 - 1,000
500 - 15,000
10,000 - 20,000
> 20,000
Densdad Líquido (gr/cm³) Color: líquido
> 0.85
0.85 - 0.78
0.82 - 0.75
0.80 - 0.75
< 0.75
Obscuro
Ligeramente obscuro
Ligeramente coloreado
Casi Transparente
Transparente
El empuje por casquete de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores.
Para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la presión de burbuja. En ese instante comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida útil del hidrocarburo.
VENTAJA • Propicia, mediante una adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento, el gas libre q se utiliza para desplazar el aceite.
• Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original de aceite, y no se produce gas libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera . • Si el volumen de la capa de gas es pequeño, la presión del yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre en la zona de aceite.
Porcentaje del petróleo extraído de un yacimiento con relación al volumen total contenido en el mismo.
La recuperación en yacimientos con capa de gas del aceite contenido originalmente, pero de segregación se pueden obtener recuperaciones de
Yacimientos de Aceite y Gas
ipo
De Bajo Encogimiento De Alto Encogimiento (Aceite Negro) (Aceite Volátil)
Yacimientos de Gas Tipo Gas y Condensado Características Gas Húmedo
ítico
De Bajo Encogimiento Gas Seco (Aceite Negro)
Diagrama de Fases
e Fases
tura
Al exceder Ty < Tc el gas el punto Ty < Tc de saturación, Tc < Ty < Cricondenterma el gas libre comienza a fluir pozode la PC cercano a la hacia PC ael la izquierda Py a la izquierda de la PC Cricondenbara ocasionando que laCricondenbara RGA aumente.
TyTemperatura > Cricondenterma
Ty < Tc Ty > Cricondenterma
PC a la izquierda de la Punto Crítico Cricondenbara
PC a la izquierda de la Py a la izquierda de la PC Cricondenbara
Si P > Pb @ Ty, yac. Si P > Pb @ Ty, yac. Si P > Pr @ Ty, yac. Py nunca entra a la Las recuperaciones de yacimientos bajosaturado (1 fase) bajosaturado (1 fase) bajosaturado (1 fase) región de 2 fases, en el Estado en el Yacimiento acimiento Si P ≤ Pb @ Ty, yac.con Si P ≤ Pb @de Ty, yac. Si P ≤ Pr @ Ty, yac. yac. siempre está en volumétricos capa gas varían saturado (2 fases) saturado (2 fases) Saturado (2 fases) estado gaseoso
Si > Pb @ Ty, yac. PyPnunca entra a la bajosaturado (1 fase) región de 2 fases, en el Si Psiempre ≤ Pb @ Ty, yac. yac. está en saturado (2 fases) estado gaseoso
Curvas de Calidad
Más pegadas a la curva de puntos de burbuja
Casi pegadas a la curva Muy dedepuntos puntosdedeburbuja rocío
---------Singularidades
----------
Calidad
dades
Ya
desde las recuperaciones para Muy pegadas a la curva Más separadas a la curva Tienden a pegarse a la yacimientos subsaturados hasta 70-80% de puntos de rocío de puntos de rocío curva de puntos de burbuja del petróleo fiscal inicial en el ------------------Fenómenos Retrógrados yacimiento.
Dentro región de 2 fases Dentro Fuera región regiónde de22fases fases Superficie Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fasesProducción en Superficie
ción
Grandes cantidades de pesados en mezcla original
Grandes cantidades de intermedios en mezcla original
Regulares cantidades de intermedios en mezcla original
Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla Composición original
Casi puros compuestos Grandes cantidades de ligeros en la mezcla pesados en mezcla original original
/m³)
< 200
200 - 1,000
500 - 15,000
10,000 - 20,000 RGA (m³/m³)
> <20,000 200
o (gr/cm³) uido
> 0.85
0.85 - 0.78
0.82 - 0.75
Obscuro
Ligeramente obscuro
0.80 - 0.75 Densdad Líquido (gr/cm³) Ligeramente coloreado Casi Transparente Color: líquido
< > 0.75 0.85 Transparente Obscuro
El gas comenzará a tener un desplazamiento hacia las zonas superiores en el yacimiento debido a las fuerzas gravitacionales, lo cual puede resultar en la formación un casquete de gas secundario. La permeabilidad es un factor importante en la formación de un casquete de gas secundario.
A medida que la producción avanza y la presión del yacimiento disminuye, la expansión de la capa de gas desplaza el petróleo hacia abajo. Este fenómeno se observa por el aumento de la RGA en los pozos localizados sucesivamente más abajo en la estructura.
MODELO MATEMÁTICO DEL EMPUJE La producción de la reserva de petróleo se explica como la expansión de la zona de petróleo(A)- una ampliación de la capa de gas(B) y la expansión de la formación inicial agua presente demás la reducción del volumen de los poros debido a la expansión de la matriz de la formación y depósito de posible reducción de volumen de la masa(C).
USO 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
Evaluar factores de recobro
Verificar la existencia de la capa de gas
NOMENCLATURA DE EBM Np = Petróleo producido, BF N = Petróleo original in-situ, BF G = Gas inicial en el yacimiento m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo (N) Np = Petróleo producido acumulado, BF Gp = Gas producido acumulado, pcn Wp = Agua producido acumulado, BF
Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, bbl/BF ßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcn
We = Intrusión acumulada de agua, BF Sw = Saturación de agua, fracción cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi cr = compresibilidad de la matriz (granos), 1/psi P = Presión estática del yacimiento, psia ΔP = Pi - P i = inicial
ECUACIÓN DE EMPUJE POR CASQUETE DE GAS En el expansión por casquete de gas se sigue el mismo principio que se observan para la expansión / producción de gas seco
Tomando en cuenta el volumen del casquete de gas a ciertas condiciones
La producción de gas tomando en cuenta a la presión actual de producción, entonces
La expansión de la capa de gas es por lo tanto
Yacimientos de Aceite y Gas
Tipo Características
De Bajo Encogimiento De Alto Encogimiento (Aceite Negro) (Aceite Volátil)
Yacimientos de Gas Gas y Condensado
Gas Húmedo
Gas Seco
Diagrama de Fases
Temperatura
Ty < Tc
Ty < Tc
Tc < Ty < Cricondenterma
Ty > Cricondenterma
Ty > Cricondenterma
Punto Crítico
Py a la izquierda de la PC
PC cercano a la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
PC a la izquierda de la Cricondenbara
Estado en el Yacimiento
Si P > Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases)
Si P > Pb @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pb @ Ty, yac. saturado (2 fases)
Si P > Pr @ Ty, yac. bajosaturado (1 fase) Si P ≤ Pr @ Ty, yac. Saturado (2 fases)
Py nunca entra a la región de 2 fases, en el yac. siempre está en estado gaseoso
Py nunca entra a la región de 2 fases, en el yac. siempre está en estado gaseoso
Muy pegadas a la curva Más separadas a la curva Tienden a pegarse a la Más pegadas a la curva de puntos de rocío de puntos de rocío curva de puntos de burbuja de puntos de burbuja
Casi pegadas a la curva de puntos de burbuja
Curvas de Calidad Singularidades
----------
----------
Fenómenos Retrógrados
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----------
Producción en Superficie Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Dentro región de 2 fases Fuera región de 2 fases Composición
Grandes cantidades de pesados en mezcla original
Grandes cantidades de intermedios en mezcla original
Regulares cantidades de intermedios en mezcla original
Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla original
Casi puros compuestos ligeros en la mezcla original
RGA (m³/m³)
< 200
200 - 1,000
500 - 15,000
10,000 - 20,000
> 20,000
Densdad Líquido (gr/cm³) Color: líquido
> 0.85
0.85 - 0.78
0.82 - 0.75
0.80 - 0.75
< 0.75
Obscuro
Ligeramente obscuro
Ligeramente coloreado
Casi Transparente
Transparente
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