Reservorios II
PREDICCION Y COMPORTAMIENTO DEL RESE RESERVOR RVORIO IO
Ing. Ing . Nels Nelson on Cabr Cabrera era Maráz Maráz,, Msc Msc
[email protected] UPSA N@Plus 2015 Ing. Nelson Nelson Cabrera Cabrera Maráz, Msc Msc @ 2013
Pr edi cci ón y compor t ami ent o del r ese serr vo vorr i o
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Parte I Mecanismos de producción Natural Reservas Método Volumétrico Método de Curvas de declinación Método Balance de Material Simulación Matemática 2
Introducción
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La actividad mayor del manejo de reservorio, incluye: • Estimaci ón del hi dr ocar bur o or i g i na all en sitio. del com compor por t ami ami ent o pasado y presente presente • Análi si s del del reservorio. d el com compor por t ami ami ent ent o fu f ut ur o bajo las • Predicci ón de del condiciones prevalecientes en el reservorio (estimación de las reservas y promedios de recuperación) • Adicionalmente, estimaci ón de r eservas ser vas y de promedios de recuperación bajo otros métodos métodos diferentes a los conocidos. Act uali li z aci ón per per i ódica de los datos durante la • Actua Actu uali vida del reservorio. 3
Meca cani nism smos oss de d e pr produ oducc ccii ó n na n atu tura rall nismo pro ducc
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El rendimiento primario de los reservorios de petróleo y gas está está determinado por la viscosidad natural, la gravedad y las fuerzas capilares. capilares. Esto, está caracteriza caracterizado do por por las las variaciones en la presión del reservorio, caudales de producción, relaciones gas petróleo y agua-petróleo, agua-petróleo, inundación de agua agua del acuífero y la expansión de la capa de gas. Los factores que influyen en el comportamiento del reservorio son las características geológicas, las propiedades de la roca y del fluido, mecanismo de flujo de fluido y las facilidades de producción. 4
Meca cani nism smos oss de d e pr produ oducc ccii ó n na n atu tura rall nismo pro ducc Los mecanismos de producción natural influyen en el comportamiento primario del reservorio: RESERVORIOS DE PETROLEO: • Expansión de la roca y del fluido (A-B) • Gas en Solución (B-C) • Empuje de agua • Segregación Gravitacional • Mecanismos combinados
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RESERVORIOS DE GAS: • Agotamiento o expansión del gas (D-E-F) • Empuje de agua • Mecanismos combinados 5
Compor tami ento de fase de hi dr ocar bur os
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Reser vor i os de Hidr ocar bur os
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Influencia de los mecanismos productores sobre la presió n y eficiencia de recuperaci ó n del reservorio
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Car acterí sti cas de los diver sos mecani smos de pr oducci ón
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Reservas La r eserva de hi drocar bur os o "reserva" se define como los hidrocarburos económicamente recuperables en el futuro de un reservorio. La recuperación final está dada por:
UR = OHCIP x Er Donde: UR OHCIP Er
= Recuperación Final = Hidrocarburo original en sitio = Eficiencia de Recuperación
Entonces, considerando la producción previa,
Reserve Reser ve = UR – Qp Donde Qp 5 1 0 2 s u l P @ N
= Producción acumulada
Las reservas son clasificadas como pr obadas, pr obables y posi bles dependiendo de la certeza técnica y económica, con los que es posible la recuperación. 10
Reservas La explotación de las reservas se atribuye a los procesos de recuperación primaria, secundaria o terciaria. Las reservas cambian debido a la producción adicional y también debido a cualquier revisión de la producción final.
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Reserva = Producción Futura = Recuperación Económica Final – Producción Acumulada 11
Análi si s del compor tami ento del r eser vor i o Las técnicas para la estimación de reservas son:
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• Volumétrico (Hidrocarburo original en sitio) • Cur vas de Decli naci ón (Reservas y recuperación final) • Balance de Mater i al (Hidrocarburo original en sitio y mecanismo de recuperacion) • Si mulaci ón Matemáti ca (Hidrocarburo original en sitio, reservas, recuperación final y rendimiento en varios escenarios) 12
Compar aci ón del análisi s del rendi mi ento y las técni cas de esti maci ón de r eser vas
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Método Volumétr i co
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El volumen es determinado a partir del mapa isópaco del reservorio, la porosidad promedio, la saturación del petróleo son extraídos de los registros de pozos y análisis de núcleos, el factor Boi de pruebas de la laboratorio y de correlaciones. 14
Método Volumétr i co
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Método Volumétr i co
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Cur vas de Declinaci ón Cuando existen suficientes datos de producción y disminución de la producción, las curvas del historial de producción de pozos individuales y los datos del campo, pueden extenderse con la finalidad de estimar el rendimiento futuro.
Existen dos suposiciones muy importantes que se usan en el análisis de curvas de declinación:
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- Suficientes datos para establecer el rendimiento de producción y disminución de la tasa -Todos los factores que afectaron a la curva en el pasado siguen siendo eficaces a través de la vida productiva del reservorio. Muchos factores, tales como prorratear, cambios en los métodos de producción, reparación, tratamiento de pozos, las interrupciones de la tubería y condiciones climáticas y de mercado, influyen en las tasas de producción y, en consecuencia, afectan a las curvas de declinación. Por lo tanto, se debe tomar cuidado en la extrapolación de las curvas de producción en el futuro. 17
Cur vas de Decli naci ón par a reser vori os de petr óleo
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Cur vas de Decli naci ón par a reser vori os de petr óleo
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Cur vas de Decli naci ón par a reser vori os de petr óleo
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Cur vas de Declinaci ón T i pos de cur vas: 1. Ex ponenci al, donde la declinación es un % constante 2. Har móni ca, donde la declinación es proporcional a la tasa 3. Hi per bóli ca, donde la declinación es proporcional a la fracción de n
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Definici ón: D = Tasa de Declinación K = Constante n = exponente t = Tiempo, día, mes o año q = tasa de producción (Bbls por día, mes o año) Q = Producción acumulada 21
Decli naci ón exponencial o constante
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Decli naci ón Hiper bóli ca
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Decli naci ón Har móni ca
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Método Balance de Mater i al La ecuación o Método de Balance de material es la herramienta básica de la ingeniería de reservorios, la cual es usada para examinar el comportamiento pasado y predecir el rendimiento futuro del reservorio. El balance de material para reservorios de petróleo y de gas es utilizado para lo siguiente:
• Comparación histórica del rendimiento • Estimación de los hidrocarburos original en el sitio • Predicción del comportamiento futuro 5 1 0 2 s u l P @ N
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Balance de Material en un espacio poral ocupado por un Volumen original de petróleo
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Reser vor i os de Petr óleo La ecuación general de balance material para reservorios de petróleo: F = N (Eo + mEg + Efw) + We Donde: F = Producción de petróleo, agua o gas, rb N = Petróleo original en sitio, stb Eo = Expansión del petróleo y gas original en solución, rb/stb m = Volumen inicial capa de gas, fracción del volumen inicial de petróleo Eg = Expansión de la capa de gas, rb/stb Efw = Expansión del agua connata y reducción del espacio por la producción, rb/stb We = Agua natural influjo acumulada, rb 5 1 0 2 s u l P @ N
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Reser vor i os de Gas La ecuación general de balance material para reservorios de gas: F = G (Eg + Efw) + We Donde: F = Producción de petróleo, agua o gas, rb N = Gas original en sitio, scf Eg = Expansión de gas, rb/scf Efw = Expansión del agua connata y reducción del espacio por la producción, rb/stb We = Agua natural influjo acumulada, rb
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Si mulaci ón Matemáti ca
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Los simuladores de reservorios son usados para estudiar el comportamiento del reservorio y determinar el mejor método para la explotación de los hidrocarburos. Los simuladores son usados para desarrollar un plan de manejo del reservorio, monitorear y evaluar el comportamiento durante la vida productiva del reservorio, la cual se inicia con la exploración y descubrimiento, seguido por la delineación, desarrollo, producción y finalmente el abandono. 29
Si mulaci ón Matemáti ca La simulación numérica está basada en los siguientes conceptos: -Principios del balance de material -Heterogeneidad del reservorio -Dirección del flujo -Flujo de las fases -Distribución espacial de los pozos Un simulador de reservorio incorpora detalle del manejo de pozos: -Localización de los pozos de producción e inyección -Completaciones -Caudales o presión de fondo de pozo 5 1 0 2 s u l P @ N
El fluido de la fase puede ser: -Simple (petróleo o gas) -Dos fases (petróleo y gas, o petróleo y agua)
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Si mulaci ón Matemáti ca La dirección de flujo puede ser: . 1-Lineal o radial, una sola dirección . 2-Areal, cross-sectional o radial cross-sectional . 3-Dimensional X-Y-Z dirección Modelos típicos de simulación: - Tank,1-D, 1-D radial - Cross-sectional, areal - Radial cross-sectional, 3-D
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Ecuaciones del flujo de fluido: -Ley de conservación de masa -Ley de flujo de fluido (Darcy) -Comportamiento PVT de los fluidos 31
Si mulaci ón Matemáti ca Los simuladores de reservorios, se clasifican en cuatro categorías que son gobernados por los mecanismos de flujo: BLACK OIL COMPOSITIONAL THERMAL CHEMICAL
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Flujo de fluido Flujo de fluido Flujo de fluido y flujo de calor Flujo de fluido Dispersión, transporte de masa Absorción y particionamiento
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Parte II PREDICCION Y COMPORTAMIENTO DEL RESERVORIO
Ing. Nelson Cabrera Maráz, Msc @ 2013
Introducción PRONOSTICO: Es un proceso de estimación de un acontecimiento futuro proyectando datos del pasado. Estos, se combinan sistemáticamente en forma predeterminada para hacer una estimación del futuro.
PREDICCION : Es un proceso de estimación
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de un suceso futuro basándose en consideraciones subjetivas diferentes a los simples datos provenientes del pasado; estas consideraciones subjetivas no necesariamente deben combinarse de una manera predeterminada. 34
Introducción CARACTERIZACION DE Y ACIMIENTOS: Es el manejo y análisis de los datos del yacimiento con el fin de obtener una descripción detallada, que permita obtener sus reservas de manera rentable.
RESERVAS: Es el volumen total en hidrocarburos existente en el yacimiento, que es independiente del tipo de desarrollo del área o de los medios utilizados para su recuperación.
PRONOST ICO DE PRODUCCION : Es la habilidad de
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predecir el comportamiento y el rendimiento futuro de la producción como una función del tiempo. (Producción histórica, declinación del campo, presión inicial, numero de pozos productores, capacidad de entrega, pruebas isocronales, flujo tras flujo, tiempo, ingresos del pronostico) 35
Introducción
PRONOST ICO RAZONABLE : Indica un alto grado de confianza en las predicciones de los eventos y las condiciones comerciales futuras. La base de dichos pronósticos incluye, pero no está limitada al análisis de registros históricos y modelos económicos globales publicados. 5 1 0 2 s u l P @ N
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An álisis del comportamiento del reservorio
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Históricamente la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado ha sido muy difícil a los cambios de fases que frecuentemente ocurren en estos yacimientos, tales como, condensación retrograda a presiones por debajo de la presión de rocío y la revaporización del condensado retrogrado a bajas presiones. Dependiendo de las características del yacimiento, se recomienda el uso de SIMULADORES COMPOSICIONALES cuando el yacimiento es grande y se tiene buena información sobre las propiedades de la roca y de fluidos, o de MODELOS ANALITICOS sencillos cuando el yacimiento es pequeño y no se dispone de la información necesaria para hacer un estudio. Los modelos analíticos frecuentemente utilizados en la industria petrolera son: Método de declinación de presión, Predicción en base a pruebas PVT, Balance de materiales composicional y Correlaciones obtenidas en base a datos de campo. 37
Clasificaci ó n de los yacimientos
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Los yacimientos se clasifican de acuerdo a su comportamiento físico: Y ACIMIENTOS SUBSAT URADOS: Son aquellos cuya presión inicial es mayor que la de rocio (Pi > Proc). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de liquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición de gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la RGC en superficie. Y ACIMIENTOS SAT URADOS: La presión inicial es igual a la presión de rocío (Pi=Proc). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de liquido, que se llama condensado retrogrado. 38
Clasificaci ó n de los yacimientos Y ACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON CONDENSACION RET ROGRADA EN EL Y ACIMIENT O: Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío. Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (mas pesados), el rendimiento de liquido (BN/MMPCN gas de separador) de la mezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo.
Y ACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SIN CONDENSACION RET ROGRADA EN EL Y ACIMIENT O: La presión de estos
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yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío, no ocurre condensación retrograda en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de liquido en superficie permanece aproximadamente constante. 39
Compor tami ento de fase de hi dr ocar bur os
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Compor tami ento de fase de hi dr ocar bur os
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Balance de Material en un espacio poral ocupado por un Volumen original de petróleo
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Caso Estudio Estimaci ó n de Reservas Estimación
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Introducción El calculo de Volúmenes In Situ es muy importante, da una idea general de la reserva disponible en el yacimiento, conociendo esta reserva, se puede saber hasta cuando un reservorio es económicamente rentable para explotarlo, de ahí la importancia de tener valores precisos.
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La confiabilidad de los volúmenes in-situ determinados es importante ya que de ello depende mucho la ejecución de un proyecto o no, para poder definir las inversiones 44
Supuestos Compañía: Campo: Reservorio:
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OILCOMPANY INC. ET ON DE CRET A YANTATA
Objetivo: Objetivo Estimar los volúmenes in situ (N y G), el factor de recuperación (FR) y las Reservas potenciales recuperables (EUR) para el reservorio YANTATA. 45
Estimación Volumétrica
Campo: ETON DE CRETA Yacimiento: Yantata
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Estimación Volumétrica Mapa al tope formación Yantata
Área y Volumen 5 1 0 2 s u l P @ N
-3110 mss
Área (Acres)
Volumen (Acres Pie)
Yantata:
578,6
71699 47
Estimación Volumétrica Yantata NTG
85%
Porosidad
19%
Sw Inicial
32%
Propiedades Propiedades de los Fluidos
Valores Petrofisicos
Bubble - Point:
2150 psi
GOR:
615 scf/bbl
Bo:
1.3836
Temperatura Yacimiento 208 F
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Black Oil Subsaturado
API:
44.2
Gas gravity:
0.76
Viscosidad:
0.498 Cp 48
Volumen y espesores Para el espesor se realizaron las siguientes consideraciones: Volumen = 53430 Acre-Pie, Net To Gross = 85%,
Net Re sVol = 53430 Acre − Pie * 85%
Net Re sVol = 45415.5 Acre − Pie Average Pay Thickness
Net Re sVol
=
AreadeDrenaje Average Pay Thickness
= 5 1 0 2 s u l P @ N
45415.5 578
AVERAGE PAY THICKNESS = 78.57 Pie. 49
Cálculos
Volúmenes En – Sitio El cálculo de los volúmenes En – Sitio se ha efectuado mediante cálculos volumétricos de la formación productora Yantata. Para la realización de estos cálculos se ha tomado como base el Mapa al tope formación Yantata.
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La determinación de los espesores de la formación se realizo basándose en el análisis de los registros de pozo y en los registros de sísmica. 50
Cálculos Cálculo del VOES (N)
N =
7758 × A × φ × (1 − Sw) β o
Reemplazando los datos en la ecuación:
7758 × 578acres × 78 ft × 0.192(1 − 0.32 ) N = RB 1.3836 STB 5 1 0 2 s u l P @ N
N = 33 MMBbls 51
Cálculos Gas Disuelto (G) Se obtuvo el gas disuelto se considero un Rsi de 569 SCF/Bbls, el cual fue extraído del estudio PVT sobre una muestra tomada en uno de los pozos:
G = N * Rsi Reemplazando los datos en la ecuación:
G = 33 MMBbls × 569 5 1 0 2 s u l P @ N
SCF Bbls
G = 18777 MMSCF 52
Volúmenes In Situ
YANTATA VOLUMENES EN SITIO 5 1 0 2 s u l P @ N
Oil (MMBbls)
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Gas (MMscf) 18777
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Calculo del factor de Recuperación (FR) La metodología empleada para calcular el factor de recuperación ha tenido en cuenta cada una de las características que presenta el yacimiento Yantata como ser: •La presión original del yacimiento (4691 psi) se sitúa muy por encima del punto de burbuja (2150 psi), •Existencia de suficiente permeabilidad la cual permite el movimiento del agua (por lo menos 50 md), •A medida que el tiempo transcurrió la producción de agua se incremento.
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Basadas en cada una de estas características se identifica al yacimiento Yantata como un yacimiento con empuje de agua. 54
Valores PVT para la formación Yantata Valores PVT
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YANTATA
Porosidad, fracción
0,2
Soi, fracción
0,32
Bob, bbl/sbbl
1,368
Boi, bbl/sbbl
1,526
k absoluta, D
0,064
Uoi, cp
0,6
Uwi, cp
0,00038
Swi, fracción
0,32
Pb, Psig
2150
P. abandono, Psig
1000
P. Inicial, Psig
4691 55
Calculo del factor de Recuperación (FR) Correlaciones API para calcular el factor de recuperación Para Empuje de agua
Se obtuvo el factor de recuperación reemplazando en la ecuación, la cual es para yacimientos con empuje de agua ⎧ ⎡ (1 − 0.37 )⎤ ⎫ ⎛ 0.064 × 0.00038 ⎞ ⎛ 2150 ⎞ ( ) ^ 0 . 0422 ^ 0 . 077 0 . 37 ^ 0 . 1902 − ⎜ ⎟ ⎜ ⎟^0.2150 ⎥⎬ 1 . 3836 0 . 60 1000 ⎦⎭ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎩ ⎣
FR = 54.898⎨φ ⎢
FR = 54.898 * 0.906 * 0.458 * 1.242 *0.840 5 1 0 2 s u l P @ N
FR = 23.7 %. 56
Volúmenes Recuperables
VOLUMENES RECUPERABLES
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VOES
33 MMBbls (Análisis Volumétrico)
FR
23.7% (Correlaciones API)
Vol. Recuperable
7.82 MMBbls
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