Category Archives: Ingenieria de Yacimientos (Reservorios)

Análisis del Flujo Fraccional



Análisis de Flujo Fraccional

El flujo fraccional del fluido desplazante de la fase mojante en un sistema petroleo-agua en el reservorio es la relación entre el caudal de agua y la suma de los caudales de petroleo y agua.

El análisis del flujo fraccional por el metodo de Buckley y Leverett y Welge permite que el reservorio homogéneo sea determinando, Esta técnica es aplicado a intervalos de reservorio relativamente delgado donde se asume un flujo disperso, el cual significa que no hay segregación de fluidos y las saturaciones de agua y petroleo son uniformes. Según  el gráfico la tangente que parte desde la saturación inicial del agua tiene 2 importantes características determinando la saturación del desplazamiento frontal, Swf,  y la Saturacion promedio de agua.

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Antes del breakthrough el desplazamiento es incompresible y no se produce agua, por lo que el volumen de agua inyectada es igual al volumen de petroleo recuperado. Después del breakthrough, la saturación promedio del agua en el reservorio puede incrementar con el incremento del volumen de agua inyectada hasta que el valor máximo de 1-Sor es alcanzado. Por lo tanto, se emplea el análisis de Welge para calcular la saturación de agua promedio. Esto hace uso de la curva de flujo fraccional a una saturación superior que la saturación frontal y relaciona cualquier saturación con su gradiente de flujo fraccional.  Se piensa que después del breakthrough, el extremo de la salida del sistema (pozo de producción) podría experimentar un incremento en la saturación de agua con el tiempo. En cualquier tiempo después del breakthrough, la saturación de agua a la salida es Swe y su gradiente de la curva de flujo fraccional es:

dfdddfdffffffffffffffffffffffffffff

 

Welge demostró que:wwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwwww

 

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Propiedades de los Fluidos del Reservorio



Propiedades de los Fluidos del Reservorio

Razón Gas-Petróleo (GOR): también conocido como la razón en solución gas-petróleo o gas disuelto y también es conocida como la solubilidad del gas.

Para Reservorios de Petróleo Negro

Rs vs Presión

 

  • En petróleos bajo saturados, el Rs es horizontal dado que no se desarrolla o libera gas dentro del reservorio.
  • En petróleos saturados hay una declinación del Rs debido a que se libera gas dentro del reservorio haciendo que quede menos gas disuelto en el petróleo.

Para Reservorios de Petróleo Volátil

2

 

Factor de Volumen de Formación: Se define como la relación entre la suma del volumen de petroleo con el gas disuelto que deja el reservorio a condiciones de reservorio y el volumen de petroleo en el tanque de almacenamiento a condiciones estándar.

Gráficamente presenta el siguiente comportamiento:

6

A medida que la presión de reservorio disminuye, el Bo incrementa ligeramente debido a la expansión del líquido o la compresibilidad de la misma. Sin embargo, a medida que se reduce por debajo del punto de burbuja, hay un incremento en la cantidad de gas liberado, por lo que hay menos gas en solución en el petróleo y en consecuencia, el Bo será menor (Existe encogimiento de los líquidos en el reservorio).

 

 

 

Tight gas and shale gas difference



Explanation of each of one concepts related to the exploitation and as a source in the reservoir, where lies the tight gas and shale gas difference.

TIGHT GAS. Tight gas is unconventional natural gas which is difficult to access because of the nature of the rock and sand surrounding the deposit. Because this gas is so much more difficult to extract than natural gas from other sources, hydraulic fracturing and directional drilling is necessary to produce the well. This is also found trapped in impermeable rock and non-porous sandstone or limestone formations, typically at depths greater than 10,000 feet below the surface. The viability of sandstone reservoirs is determined by their porosity, or the open space between grains, and permeability, or how easily fluid or gas moves through the rock. In some cases, the gas can be found in small, isolated zones within 20 feet of each other, but due to the density of the rock formation, are inaccessible via the same vertical well.

The United States has been producing tight gas for more than four decades, and it now accounts for approximately 40 percent of the nation’s unconventional gas output.

Shale gas different from tight gas

Shale gas refers to natural gas that is trapped within shale formations. Shales are fine-grained sedimentary rocks that can be rich sources of petroleum and natural gas.  Shale is one of the Earth’s most common sedimentary rocks. It is a fine-grain rock composed mainly of clay flakes and tiny fragments of other minerals. Shale can be a gas reservoir, but only formations with certain characteristics are viable for development.

Over the past decade, the combination of horizontal drilling

Scheme of production in the tight gas and shale gas difference

 and hydraulic fracturing has allowed access to large volumes of shale gas that were previously uneconomical to produce. The production of natural gas from shale formations has rejuvenated the natural gas industry in the United States.

Thermogenic (from the Greek word meaning ‘formed by heat’) gas forms when organic matter in shale is broken down at high temperatures, often a result of burial deep underground. The gas is then reabsorbed by organic material to trap the gas within the shale. Shale gas is the most commonly known unconventional gas.

Validación de datos para un estudio PVT

El chequeo de la consistencia en la información reportada en un informe de datos para un estudio PVT y su validación resulta de extrema importancia durante la caracterización de reservorios. Esta afirmación se sustenta en que la gran mayoría de las herramientas de análisis, que emplea el reservorista a diario, requieren de información de fluidos coherente y representativa. Para realizar un buen chequeo de consistencia y validación de los datos informados en un ensayo PVT, se requiere seguir un orden lógico de los procesos de análisis. El siguiente es un posible esquema de trabajo:

Balance de masa para un Estudio PVT

Estos balances pueden ser aplicados a los diferentes procesos de separación empleados en el laboratorio.

 Balance de masa global.

Este balance chequea que la densidad de la muestra medida sea consistente con la que se podría calcular empleando los valores reportados de densidad de tanque, gravedades específicas de los gases liberados en cada etapa de separación y relaciones de gas producido por etapa. La inconsistencia

Equipo para estudio PVT

EQUIPO DE PVT

en este análisis indicaría una anomalía en alguno o todos los datos del informe empleados en el cálculo.

Balance de masa por etapas.

Al igual que en el balance anterior, en este balance también se chequea que la densidad de la muestra medida sea consistente con la que se podría calcular empleando los valores reportados de densidad líquido, factor de volumen del líquido, gravedad específica del efluente y relación de gas producido en cada etapa del ensayo realizado en el laboratorio. A diferencia del balance anterior, en éste se va chequeando etapa a etapa el balance de materiales de la densidad. Los resultados inconsistentes de este análisis permiten identificar las etapas a partir de las cuales los valores reportados dejan de ser confiables.

Balance de masa composicional.

Este balance se determina, en cada etapa del ensayo, las fracciones de cada componente que se encuentran en estado líquido y gaseoso. Con las fracciones molares individuales se puede determinar el comportamiento de las constantes de equilibrio en el rango de presiones del ensayo. Este balance más complejo permite determinar la coherencia de la información calculada (fracciones de masa, y molares, salientes y remanentes en el sistema) y comparar las constantes de equilibrio así obtenidas con valores de referencia.

Gráficos de control para un Estudio PVT

Entre los gráficos de control más empleados en esta etapa de análisis se encuentran el gráfico de Hoffman y el gráfico de constante de equilibrio versus temperatura de ebullición. Ambos gráficos son esencialmente similares ya que en el de Hoffman se grafica constante de equilibrio por presión versus una función especial que incluye las inversas de la temperatura y la temperatura de ebullición.

PVT ANALYSIS

En estos gráficos los puntos generados por los distintos componente deben presentar una tendencia rectilínea. La desviación de este comportamiento indica alguna anomalía cuya importancia, interpretación y corrección depende, entre otras cosas, del criterio del analista.

  • CHEQUEO GENERAL DE PARAMETROS

Una de las partes más importante de cualquier chequeo de consistencia es la comparación de los parámetros globales del ensayo PVT con valores esperados a partir de correlaciones, ecuaciones semi-empíricas y base de datos locales. Este chequeo incluye una mezcla de criterio y experiencia del analista y da como resultado una validación parcial o total de los resultados obtenidos en el laboratorio. Es la parte en la cual el analista experimentado debe emitir juicios individuales acerca de los parámetros reportados. Debido a que este chequeo varía en gran medida dependiendo la información disponible, es imposible determinar a priori reglas generales de validacion.

  • SIMULACION TERMODINAMICA

El objetivo de esta simulación es el de ajustar parámetros específicos del modelo de ecuaciones termodinámicas para así poder reproducir los resultados del ensayo PVT. Es importante remarcar que mediante este proceso de ajuste se puede corroborar la coherencia de los datos en su conjunto.

  • PREPARACION ENTRADAS DE AMPLIO ESPECTRO PARA UN SIMULADOR NUMERICO

Una vez ajustado un modelo termodinámico del fluido de reservorio con datos apropiadamente validados se puede emplear el modelo para generar una variedad de condiciones operacionales presentes y futuras, sin necesidad de tener que ensayar en laboratorio cada una de estas situaciones. Esta herramienta permite evaluar condiciones tales como el inicio de la inyección de un fluido (agua, gas) posterior al comienzo de la depletación, existencia de viscosidades de superficie diferentes en cada pozo, cambio de condiciones óptimas de separación a lo largo de la historia del yacimiento, reconstrucción de historia de PVT, etc.

Superposition time in Well Testing

All derivation and results above were presented assuming constant rate production. In practice we need to model more complex flow histories. In particular, due to the difficulty of maintaining a constant flow rate. Pressure Transient Analysis is traditionally based upon build up data, preceded by one or more flowing and shut-in phases. It’s useful to apply a Superposition time in Well Testing .

Going from a single constant rate response to the simulation of complex production histories is possible using the principle of superposition in time, which also defines a superposition time functions to qualify flow regimes even for complex production histories.

THE GENERAL PRINCIPLE OF SUPERPOSITION

Superposition time in Well Testing and/or in space, consists in generating the solution of a complex problem with thel linear combination and superposition, in time and/or space, of simpler solutions. The most popular superposition in Pressure Transient Analysis and Production Analysis are:

  1. Simulation of complex production historiesby linear combinations ofSuperposition time in Well Testing Horner scheme

    simple drawdown solutions with different weights and starting times. This is called superposition in time.

  2. Simulation of simple linear boundaries by linear combination of infinite well and interference solutions coming from virtual wells, simulating the boundary by symmetry (also called the method of image wells).

For any problem involving  linear diffusion equation, the main superposition principles are:

  • Linear combinations of solutions honoring the diffusion equation also honor the equation.
  • At any flux point (well, boundary), the flux resulting from the linear combination of solutions will be the same linear combination of the corresponding fluxes.
  • If you find, from the linear combination of solutions that honor the diffusion equation, a solution that honors all flux and boundary conditions at any time, then it is THE solution of the problem. It does not matter that the elementary superposed solutions are physical or not, as long as the final combination honors the flux and boundary conditions.

From these principles it is easy to build the following series of rules for superposition in time:

  • The pressure changes due to the production, Q, of a given system is Q times the unit rate solution of the same system. The solution for the injection at rate Q will be minus Q times the same unit rate solution.
  • To simulate the sequence of a constant rate Q1 from time zero to time t1,

    FLOW ANALYSIS

    followed by the production Q2 from time t1 ti infinity, you can superpose the porduction at rate Q1 from time zero to infinity and a production of rate (Q2-Q1) from time t1 to infinity.

  • As a specific case, stimulate constant production Q from time o to production time tp, followed by a shut-in of infinite duration, you can superpose the production of Q from time zero to infinity and an injection of Q from time tp to infinity.
  • This is easily extends to production sequences that may be as complex as needed.

Build-up superposition time in Well Testing

The superposition time function has been  used as a tool to analyze transient pressure data measured under the influence of  a variable flow rate. This function is  usually defined assuming that radial flow  equations are valid, however, in practice  there are cases that exhibit several flow  regimes (i.e. fractured wells, partially  penetrating wells, etc.).

SUPERPOSITION IN TIME BUILD UP TEST