EBM Final 2

 

BALANCE DE MATERIALES RESERVORIOS II ING JU

N JOSE

MONTES G

L

RZ

 

INTRODUCCIÓN La ecuación de balance de materia es uinterpretar na de lasy herramientas básicas para predecir el comportamiento de los yacimientos.  saturació turación n Las variaciones de presión y sa

se consideran uniformes en tiempo.

Cuando se aplica adecuadamente se usa para:

 

INTRODUCCIÓN • • •

•

•

•

Estimar el GOES y el POES Estimar el tamaño de la capa de gas Estimar la presencia, tipo y tamaño del acuífero Predecir el comportamiento de presión conociendo la historia de producción del yacimiento Estimar las profundidades de agua-petróleo, gas petróleo y agua gas Predecir el comportamiento futuro de los yacimientos

 

METODO DE BALANCE DE MATERIALES

DERIVACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA La EGBM necesita la siguiente información para poder ser aplicada: 1.- Presión inicial inicial del reservorio y la presión presión promedio del del reservorio en sucesivos intervalos después de la producción. 2.- El caudal de petróleo en STB producido y medido a 1 atm y 60 oF, oF, a cualquier tiempo o durante un periodo de producción. 3.- El caudal de gas producido en SCF. SCF. Cuando el gas es reinyectado en el reservorio, este será la diferencia entre el total producido y lo que retorna al reservorio.

 

METODO DE BALANCE DE MATERIALES

DERIVACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA La EGBM necesita la siguiente información para poder ser aplicada: 4.- El radio de volúmenes iniciales iniciales de gas libre y de petróleo m

Volumen de  gas libre inicial  en el  reservorio   

Volumen de  petróle  petróleo o inicial  en el  reservorio

5.- Los factores volumétricos del del gas y del petróleo y la solubilidad del gas en solución y el petróleo en función a la presión. 6.- La cantidad cantidad de agua que ha sido sido producido producido.. 7.- La cantidad de agua que ha sido sido incrustado dentro del reservorio desde la acuífera.

 

METODO DE BALANCE DE MATERIALES

DERIVACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA  N VFactor olumenvolumétrico de petróleo inicial inicialdel en el reservorio, STB Boi==Volumen petróleo, RB/STB  N p = Producción acumulada de petróleo, STB Bo = Factor volumétrico de petróleo, RB/STB G = Volumen Volumen de gas inicial en el reservorio, SCF Bgi = Factor volumétrico inicial de gas, RB/SCF Gf  = Volumen de gas libre en el reservorio, SCF R soi = Relación de volumen de gas en solución y petróleo inicial, SCF/STB R  p = Relación de volumen de gas en solución y petróleo acumulada, SCF/STB R so = Relación de volumen de gas en solución y petróleo, SCF/STB Bg = Factor volumétrico de gas, RB/SCF

 

METODO DE BALANCE DE MATERIALES

DERIVACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA W de acumulada agua inicialde enagua, el reservorio, RB W p==Volumen Producción STB Bw = Factor volumétrico de agua, RB/STB We = Volumen de intrusión de agua en el reservorio, RB Cw = Compresibilidad isotérmica del agua, psi-1  p = Cambio en la presión promedio promedio del reservorio, psia Swi = Saturación inicial de agua Vf = Volumen del espacio vacío inicial, RB Cf  = Compresibilidad isotérmica de la formación o roca, psi-1

 

EBM En los estudios de ingeniería de yacimientos contiene muchos estudios sobre la EBM pero en basados en la ecuación que propuso general están . Schilthuis

En su mantener forma mas base la dEBM estructurada un balance e todesta os los materiales para que entran, salen y se acumulan en un volumen de roca que contiene petróleo, gas y agua. Y este se considera constante.

 

INDICES DE EMPUJE Los índices de empuje se definen en los yacimientos de petróleo para indicar la magnitud relativa de las diferentes fuerzas de energía presentes . Para un mecanismo con empuje combinado donde existen simultáneamente todos los mecanismos de empuje es conveniente determinar cuanta incidencia tienen cada uno de ellos y su contribución a la paroducción.

 

INDICES DE EMPUJE

 

INDICES DE EMPUJE

DDI+SDI+WDI+EDI=1.

DDI:: Índice Índice de de empuje empuje por por segregación agotamiento SDI WDI: Índice de empuje hidráulico EDI: Índice de empuje por expansión de la roca y de los fluidos por el cambio de presión en el yacimiento .

 

EMPUJE POR AGOTAMIENTO DDI) Es un mecanismo de recobro de petróleo donde la producción que proviene de la roca yacimiento se alcanza por la expansión del volumen original de petróleo con todo el gas disuelto . DDI:

Índice

de

empuje

por

agotamiento N: Petróleo inicial en sitio (BN) Bt: Factor Volumétrico total de la formación Bti: Factor Volumétrico total de la formación inicial

 

EMPUJE POR SEGREGACIÓN SDI) También conocido como empuje por la capa de gas, gas, es el mecanismo de recobro donde el desplazamiento de petróleo proviene de la formación que esta acompañado por la capa de gas . SDI: Índice de empuje por segregación N: Petróleo inicial en Bt: Factor Volumétrico total de la formación Bti: Factor Volumétrico total de la formación inicial Bgi: Factor volumétrico del gas inicial

 

EMPUJE HIDRAULICO WDI) Es el mecanismo de recobro r ecobro donde el desplazamiento del petróleo esta acompañado por el entrampamiento del agua dentro de la zona de petróleo. SDI: Índice de empuje hidráulico We: Volumen de agua proveniente del acuífero Wp: Volumen de agua acumulado producido Bw: Factor volumétrico del agua en la formación

 

EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS EDI)

Es el mecanismo de recobro en yacimientos subsaturados sin influjo de agua

EDI: Índice de empuje por expansión de la roca y de los fluidos por el cambio de presión en el yacimiento.

 

EJERCICIO 1 Un yacimiento con empuje combinado con una presión estimada en 2500 psi y cuenta con los siguientes sigui entes datos PVT: Condiciones iniciales

Condiciones actuales

Presión del yacimiento psi Factor volumétrico de del petróleo BY/BN

3000 1,35

2500 1,33

Solubilidad del gas PCN/BN

600

500

0,0011

0,0015

Compresibilida Compresibilidades formación psi-1des del agua y la

0

0

Factor Volumétrico del agua BY/BN

1

1

Petróleo producido acumulado MMBN

0

5

Gas producido acumulado MMMPCN

0

5,5

Entrada de agua MMBY

0

3

Factor Vo Volumétrico del gas BY/PCN

Agua producida Acumulada

0

0,2

 

EJERCICIO 1

Si los volúmenes brutos de las zonas de petróleo y de gas son respectivamente 100000 y 20000 Acre-pie Calcular el petróleo original in situ

 

EJERCICIO `2 Un yacimiento con empuje combinado tiene 10MMBN de petróleo inicial in situ. La relación entre el volumen de la capa de gas y el volumen de la zona de petróleo se estima en 0,25. La presión inicial del yyacimiento acimiento es psia a1MMBN 150 °F.de El ha 3000 producido petróleo, 1100 MMPCN de gas y 50000 BN de agua hasta alcanzar una presión de 2800 psi. Se conocen los siguientes datos :

 

EJERCICIO 2 3000 psi

2800 psi

Factor volumétrico del petróleo en la formación BY/BN

1,58

1,48

Solubilidad del gas PCN/BN

1040

850

Factor volumétrico del gas en la formación BY/PCN

0,00080

0,00092

Factor volumétrico bifásico BY/BN

1,58

1,655

Factor volumétrico del agua en la formación BY/BN

1

1

Cf: 1x10-6 psi-1 Cw: 1,5x10-6 psi-1 Swi=Swc=0,20

 

EJERCICIO 2

Calcular: A) La entrada de agua acumulada en el yacimiento B) La entrada neta del agua C) Los índices de empuje a 2800