Ing Petrolera Empuje Hidraulico

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CALCULO DE RECUPERACION UNITARIA DE YACIMIENTOS VOLUMETRICOS DE GAS CON EMPUJE DE HIDRAULICO

INTRODUCCION

Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción. Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento. Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas. Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos. Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.

OBJETIVO GENERAL 

Calcular la recuperacion unitaria de yacimiento de gas con empuje hidraulico para poder obtener el porcentaje del factor de recuperacion .

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OBJETIVO ESPECIFICO   

Analizar el res ervorio si se trata de un yacimiento con empuje hidraulico u otro tipo de empuje. Recolectar informacion acerca del yacimiento tales como ser la saturacion,porosidad,etc.

DEFINICIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de: GAS SECO

En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace.

GAS HÚMEDO En estos yacimientos de hidrocarburos están en estadogaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre degas húmedo*.

GAS CONDENSADO Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los


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poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento. EMPUJE HIDRAULICO Este ocurre cuando existe presencia de un acuifero ,ya que este provee un fuerte mecanismo de empuje y una muy buena presion de soporte con una caida de presion minima hacia los pozos .Este mecanismo del agua se expande levemente acasionando el desplazamiento del petroleo o gas hacia las zonas de menor presion que en este caso seria los pozos productores .Este mecanismo solo existe donde el acuifero es igual o de mejor calidad que el yacimiento y tiene un volumen mucho mayor que este o esta alimentado desde superficie .Un considerable mecanismo de produccion por empuje hidraulico es mas efectivo en yacimientos de petroleo que en yacimiento de gas. Empuje hidraulico es generalmente el mecanismo de recuperacion primaria mas eficiente en yacimientos de petroleo.Al mismo tiempo ,algunos de los yacimientos mas productores del mundo han sido producidos bajo este mecanismo.

IMPORTANCIA DEL EMPUJE HIDRAULICO Es bien sabido que, en yacimientos de gas con empuje hidráulico, casi siempre los factores de recobro son generalmente muy bajos, debido a las altas saturaciones de gas residual que se encuentra entrampado por el agua proveniente de los acuíferos. Casi siempre, estos bajos factores de recobro son causa de:


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1) La tasa de producción y la manera en que son producidos los pozos. 2) la saturación residual de gas. 3) las propiedades del acuífero . 4) la eficiencia volumétrica de barrido que tiene el agua de intrusión dentro del yacimiento.

ACUIFERO Los yacimientos con empuje hidraulico estan total o parcialmente comunicados con formaciones adyacentes totalmente saturadas de agua ,que reciben el nombre de acuiferos.Tales acuiferos pueden estar situados en la periferia de la formacion productora del yacimiento y en este caso ,se denomina acuifero laterales o de flanco ,o pueden estar situados por debajo de la formacion productora y en tal caso se denomina empuje hidraulico lateral y empuje de fondo respectivamente.En los acuiferos laterales solo una parte del area de la zona de petroleo esta en contacto con el acuifero,en cambio ,en un acuifero de fondo ,esto se encuentra en contacto con su totalidad del area productora .La parte donde se une el acuifero y la zona petrolifera se denomina simplemente ,contacto agua petroleo.

RECONOCIMIENTOS DE EMPUJE HIDRAULICO Antes de iniciar la explotacion y durante la primera fase de produccion de un campo,no es posible asegurar la existencia efectiva de un empuje hidraulico .Debe tenerse presente que los principales factores que conducen a un buen empuje hidraulico son:alta permiabilidad ,que permite una facil entrada del agua a la formacion y el tamano y continuidad del espesor del acuifero con distancia .Por ejemplo ,un acuifero delgado ,de baja permiabilidad y que presenta lenticularidad es muy posible que no presente ,o presente muy poco empuje hidraulico .Debido a que la gran mayoria de las propiedades ,tamaño y forma del acuifero son desconocidas en el momento de descubrir un campo,es por consiguiente necesario esperar hasta tener disponible cierta historia de produccion ,con el fin de determinar su existencia y analizar su comportamiento. RECUPERACION El factor de recuperacion ,definido como el petroleo recuperado por acre-pie de yacimiento o como porcentaje respecto al petroleo originalmente en el yacimiento ,es un termino afectado por muchas variables que dependen de las caracteristicas de los fluidos y del yacimiento ,lo mismo del arreglo de los pozos,etc.


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Una de las funciones importantes del ingeniero de yacimientos es el cálculo periódico del petróleo (y gas) del yacimiento y la recuperación anticipada bajo el mecanismo o mecanismos de recuperación existentes. En algunas compañías este trabajo se realiza la INGENIERIA PETROLERA

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sección de las reservas, la cual, periódicamente, rinde un informe sobre las reservas de la compañía junto con las ratas de producción recomendables para el futuro. La situación financiera de la compañía depende primordialmente de sus reservas, la manera en que estas aumentan o disminuyen y de la rata de producción a que se pueden recuperar. Es importante conocer también las reservas y sus ratas de recuperación para los propósitos de negocio - venta o intercambio - de propiedades o concesiones de petróleo. El cálculo de reservas de los nuevos yacimientos es particularmente importante porque sirve como guía para los nuevos programas de desarrollo del campo. En forma similar, el conocimiento de la forma más exacta posible del contenido inicial de un yacimiento elimina una de las incógnitas que entran en las ecuaciones, y ayuda inmensamente al ingeniero de yacimientos que va estudiar el comportamiento del yacimiento con el propósito de calcular o mejorar las recuperaciones primarias. Calculo de recuperación unitaria de yacimientos de gas con empuje hidrostático A las condiciones iniciales, una unidad (1 acre-pie) de volumen total de roca del yacimiento contiene (en pies cubicos): Volumen de agua innata: 43560*Ø*Swi

Vwi  vroca  Ø  swi Volumen disponible para gas: 43560*Ø*(1- Swi)

Vg  vroca  Ø  1  swi  Volumen de gas a cond std: 49560* Ø*(1- Swi)/Bgi

Vgi std  vroca  Ø 

1  swi  Bgi

En muchos yacimientos con empuje hidrostático, después de una disminución inicial de presión, el agua entra al yacimiento a una rata igual a la producción, estabilizándose en esta forma la presión del yacimiento. En este caso la presión estabilizada es la presión de abandono. Si Bga es el factor volumétrico del gas a la presión de abandono y S gr la saturación residual de gas, expresada como una fracción del volumen poroso, después de que el agua invade la unidad, una unidad (1 acre-pie) de roca de yacimiento en las condicilnes de abandono contiene (en pie cúbicos):

Volumen de agua=43560*Ø*(1- Sgr)


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Vw  vroca  Ø  1  sgr  Volumen de gas a cond. del yac=43560*Ø* Sgr

Vgr  vroca  Ø  sgr Volumen de gas a condiciones standar= 43560*Ø* Sgr/Bga

Vg std  vroca  Ø 

sgr Bga

La recuperación unitaria es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la unidad del volumen total de roca ambos a condiciones normales

Recuperacion unitaria PCS / ac  p  43560* Ø *[

(1  sgr ) Bgi



sgr Bga

]

El factor de recuperación expresado como porcentaje del gas inicial en el yacimiento es

 1  swi sgr   B Bga gi Factor recuperacion =   1  swi  Bgi 

   100   

EJERCICIO Supongamos que el campo de gas Bell produce por empuje hidrostático y que la presión se estabiliza a 1500 lpca. Si la saturación residual del gas es 24 por ciento y el factor volumétrico del gas es 89.1 PCS/p3 a 1500 lpca, la reserva inicial unitaria o recuperación por unidad es


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Datos : P  1500 lpca Ø  22% S wi  23% S gr  24%  pcs  Bgi  188 3  ft  

1

 pcs  Bga  89.1 3  ft  

1

Recuperacion unitaria PCS / ac  p  43560*0.22 *[

(1  0.23) 0.24  ] 3 3 1 ft 1 ft 488 89.1 pcs pcs

Recuperacion unitaria=1182336.883 pcs Mpcs Recuperacion unitaria=1182.33 1ac  p 0.24  1  0.23  3  ft ft 3  1881 89.11 pcs pcs Factor recuperacion =   1  0.23  3 1 ft  188  pcs 

    100     

Factor recuperacion  58.22%

En estas condiciones particulares, la recuperación por empuje hidrostático es igual a la recuperación por agotamiento volumétrico, Si el empuje hidrostático es muy activo y prácticamente no ocurre disminución en la presión del yacimiento, la recuperación unitaria y el factor de recuperación, respectivamente, se convierten en Re cuperacion unitaria  Factor recuperacion =

43560* Ø 1  swi  sgr  Bgi

1  swi  sgr 1  swi

100

Para el campo de gas Bell, asumiendo una saturación residual de gas de 24 por ciento INGENIERIA PETROLERA

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43560*0.22 1  0.23  0.24   954870 pcs 3 1 ft 188 pcs MPcs Re cuperacion unitaria  954 ac  p 1  0.23  0.24 Factor recuperacion = 100 1  0.23 Factor recuperacion  68.83% Re cuperacion unitaria 

Debido a que la saturación residual del gas es independiente de la presión, la recuperación será mayor para una presión menor de estabilización. La saturación residual de gas puede medirse en el laboratorio mediante muestras representativas de la formación. La tabla 1.8 incluye las saturaciones residuales de gas medidas en los nucleos de formaciones productoras y en nucleos sinteticos.los valores varian entre 16 y 50 %, con un promedio de 30%. Estos datos ayudan a explicar en parte las recuperaciones tan bajas obtenidas en algunos yacimientos con empujes hidrostáticos.

P

estabizacion

 Pi yacimiento  Re cuperacion

P

estabizacion

 Pi yacimiento  Re cuperacion

Por ejemplo, un yacimiento de gas con una saturación inicial de agua de 30% y una saturación residual de gas de 35%, tiene un factor de recuperación de solo 50% si se produce por un empuje hidrostático activo, es decir, donde la presión del yacimiento se INGENIERIA PETROLERA

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estabiliza cerca de la presión inicial. Cuando la permeabilidad del yacimiento es uniforme, este factor de recuperación es significativo, excepto por una corrección que toma en cuenta la eficiencia de la configuración de drenaje y la conificacion de agua avanza mas rápido por entre las capas mas premeables, de manera que cundo un pozo de gas se abandona por su exesiva producción de agua, aun queda con considerable cantidad de gas por recuperar en las capas menos permeables. Debido a estos factores puede concluirse que las recuperaciones de gas por empuje hidrostático son generalmente inferiores a las de depleción volumétrica; sin embargo, esta conclusión no se aplica para el caso de recuperaciones de petroleo.Yacimientos de gas con empuje hidrostático tienen la ventaja que mantienen presiones de flujo y ratas de producción mayores que en yacimientos de gas con empuje por depleción o agotamiento, Esto se debe, naturalmente, al mantenimiento de una presión mayor como resultado de la intrusión de agua. EJERCICIO Calcular la reserva inicial de gas de una unidad de 160 acres del campo de gas Bell. Asumir que el yacimiento produce bajo: a) Depleción volumétrica b) Empuje hidrostático parcial c) Empuje hidrostático total Datos :  43560 ft 2  2 A  160 Acres     6969600 ft  1 acre  Ø  22% S wi  23% S gr  34% pcs a P  3250 lpca ft 3 pcs Bg1  150 3 a P  2500 lpca ft pcs Bg 2  27.6 3 a P  500 lpca ft Espesor  40 ft Bgi  188

Calcular la reserva inicial de gas:  Gas inicial en el yacimiento


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1  0.23

Vgi std  6969600  0.22 

188

1

ft 3 pcs

Vgi std  8878.49 MMPCS

 Gas en el yacimiento después de la depleción volumétrica hasta 2500 lpca



Vg1 std  6969600  0.22 

1  0.23 1501

ft 3 pcs

Vg1 std  7084MMPCS

 Gas en el yacimiento después de la depleción volumétrica hasta 500 lpca.

6969600  40  0.22* 1  0.23  ft 3 27.6 pcs std  1303.44 MMPCS

Vg 2 std 

Vg 2

 Gas en el yacimiento después de la invacion por agua a 3250 lpca

6969600  40  0.22*0.34 ft 3 1881 pcs Vg 3 std  3920.37 MMPCS Vg 3 std 

 Gas en el yacimiento después de la invacion por agua a 2500 lpca.


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6969600  40  0.22*0.34 ft 3 1501 pcs Vg 3 std  3127.95MMPCS Vg 3 std 

 Reserva inicial con empuje por depleción hasta 500 lpca. Vgi-Vg2=8878 MMPCS-1303 MMPCS Vgi-Vg2=7575MMPCS  Reserva inicial con empuje hidrostático a 3250 lpca. RU1= Vgi-Vg3=8878 MMPCS-3920 MMPCS RU1=4958 MMPCS  Reserva inicial con empuje hidrostático a 2500 RU2= Vgi-Vg4=8878 MMPCS-3128 MMPCS RU2=5750 MMPCS Si hay un pozo buzamiento arriba la reserva inicial por empuje hidrostático a 3250 lpca es ½( Vgi-Vg3)=2474 MMPCS

CONCLUSION



Con la recoleccion de datos y el analisis del yacimiento determinamos y obtenemos los distintos datos tales como la saturacion ,porosidad cuyos datos varia de yacimiento a yacimiento.



Con datos proporcionados sobre le pozo logramos obtener los valores de recuperacion unitaria del yacimiento de gas con empuje hidraulico ,como tambien el porcentaje del fartor de recuperacion.


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BIBLIOGRAFÍA AMIX, J.W. Petroleum Reservoir Engineering Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos - Craft, B.C. and Hawkins, M.F.. NARANJO A., Abel. "Propiedades Físicas de rocas y Fluidos de Yacimiento. Medellín: Universidad Nacional de Colombia. Carrera Ingeniería de Petróleos, 1990. PÉREZ PALACIO, Ramiro. Ingeniería del Gas Natural Propiedades físicas y comportamiento de fases Medellín: Centro de Publicaciones Universidad Nacional, 1982 PIRSON. Reservoir Engineering www.lacomunidadpetrolera.com www.unp.edu.pe/facultades/minas/.../YACIMIENTOS%20DE%20GAS.pdf yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2009_03_01 FUENTE DE LAS IMAGENES WWW.GEOVIRTUAL.COM WWW.LACOMUNIDADPETROLERA.COM WWW.GEOGAS.COM


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