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CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO.
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Estimación de la distribución de Permeabilidades y Capacidad
Productiva del Reservorio.
1. Flujo en Medio Poroso.
El estudio del movimiento de fluidos en medios porosos tiene un
papel muy importante en la ingeniería petrolera especialmente
durante la extracción de los fluidos de la formación hacia los
pozos de producción y en la inyección de fluidos desde la
superficie hacia la formación. Mediante el estudio del flujo en un
medio poroso se puede caracterizar el movimiento de los fluidos a
través de las formaciones. La caracterización de un medio poroso
se realiza principalmente en base a su porosidad, permeabilidad y
otras propiedades de los elementos que constituyen el medio
poroso (propiedades de la roca y fluidos).
Un medio poroso es un sistema heterogéneo que consiste de una
matriz sólida y estacionaría (no está en movimiento) y espacios
llenos de uno o varios fluidos. Generalmente en los medios
porosos la matriz es considerada continua y conectada. En las
formaciones que contienen hidrocarburos la matriz esta
conformada por los granos de roca y las características de está
matriz determinan si el medio es permeable o impermeable.
Dependiendo a que tipo de medio (permeable o impermeable)
pertenece la formación será una formación donde se puedan
acumular hidrocarburos o forme una barrera para evitar la
migración de los hidrocarburos hacia la superficie formando un
reservorio o yacimiento hidrocarburifero.
Un medio poroso puede clasificarse de dos formas:
 Medio poroso homogéneo - un medio poroso es considerado
homogéneo cuando sus propiedades no depende de la
localización en el medio poroso. Esto quiere decir que las
propiedades serán las mismas sin importar las coordenadas
del medio poroso.
 Medio poroso heterogéneo - un medio poroso es heterogéneo
cuando sus propiedades varían de acuerdo a la ubicación en
el medio poroso.
Los reservorios que contienen petróleo crudo o gas natural son
medios porosos heterogéneos por que sus propiedades (porosidad,
permeabilidad, etc.) varían dependiendo de la ubicación en el
reservorio.
El primero que describió el flujo en un medio poroso fue el
ingeniero francés Henry Darcy, Darcy era un ingeniero civil que
estaba encargado de la provisión de agua a la ciudad de Dijon. El
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P á g i n a 2
agua que la ciudad utilizaba era limpiada mediante columnas de
arena. Henry Darcy estudio la relación entre el caudal y la altura
hidráulica en las columnas de arena. Después de realizar varios
experimentos utilizando agua y arena, Darcy dedujo la siguiente
relación:
= −
∆ℎ
∆
:
: .
: Á .
: .
ℎ⁄ : .
2. Permeabilidad.
La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de
transmitir fluidos y es una constante proporcional. Esta
propiedad de las rocas esta relacionada a la porosidad pero no es
dependiente de esta. La permeabilidad es función de:
 Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la
roca.
 EI tamaño de los granos de la roca.
 La distribución de los granos.
El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es
determinante en la permeabilidad de la roca. Una formación
compuesta por granos grandes y cuya distribución de tamaño es
buena resultaran en poros con diámetros de buen tamaño, por lo
tanto se tendrán conexiones mas grandes entre los poros. Esto
resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión
capilar baja. Estos dos últimos permiten una fácil extracción de
los fluidos del reservorio reduciendo los costos de producción e
incrementando el volumen de recuperación final.
La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de
diferentes fuentes, estas fuentes son:
 Análisis de muestras de núcleo.
 Análisis de pruebas de pozo.
 Datos de producción.
 Registros de pozo.
La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar
la capacidad de producir fluidos de una formación. Esto puede ser
analizado de mejor forma en la ecuación de Darcy.
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P á g i n a 3
=
∙ ∆
Para incrementar el caudal de producción (Q) se debe modificar
cualquiera de las variables de la ecuación. El área transversal al
flujo (A) y la distancia (L) están gobernadas por la geometría del
reservorio, por lo tanto no pueden ser modificadas.
Afortunadamente, la permeabilidad (k), la presión de reservorio y
viscosidad pueden ser modificados para incrementar la producción
de petróleo crudo o gas natural. La presión de reservorio puede
ser incrementada mediante la inyección de gas natural o CO2, la
viscosidad puede ser reducida químicamente y la permeabilidad
puede incrementarse por medio de tratamientos hidráulicos o de
acidificación. La permeabilidad también puede ser reducida durante
trabajos de perforación, cementación y rehabilitación o
acondicionamiento de un pozo.
3. Procedimiento para la estimación de la Distribución de
Permeabilidad y Capacidad Productiva.
1. Objetivos.
1.1. Objetivos Generales.
Utilizando un modelo de Simulación:
 Obtener la distribución de permeabilidades y
capacidad productiva del Campo Monteagudo.
1.2. Objetivos Específicos.
 Ubicar los pozos que se encuentran por encima del
nivel de contacto Agua –Petróleo.
 Obtener los espesores permeables brutos de la
formación (GROSS THICK).
 Calcular la presión hidrostática para cada pozo
desde una altura de 1250 m sobre el nivel del mar
hasta el punto medio del espesor permeable bruto
(GROSS THICK).
 Calcular los tiempos de producción para cada pozo.
 Calcular la pendiente de Horner para cada pozo.
 Calcular la capacidad productiva (Kh).
 Calcular el espesor neto permeable (hn).
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2. Información.
Para la realización de la presente práctica dispondremos de la
siguiente información:
ó ( ) 960
1250
ó ó ( / ) 0,35
ó ( / ) 0,465
( ) 0,8
é ó ( / ) 1,4
11 y 16
= ( ) 850
⁄ = , − ,
= −
= −
( )
1 12 958,7
2 17 957,8
3 5 946,6
4 6 947,2
5 20 945,5
6 23 945,4
7 32 940
8 10 937,7
9 18 937,9
10 21 935,2
11 13 934,6
12 28 932,7
13 25 935,4
14 14 930,4
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El pozo 11 y pozo 16 no serán incluidos en los cálculos porque
son pozos que se encuentran por debajo del contacto agua –
petróleo por lo tanto no son pozos hidrocarburiferos.
Las variaciones del tiempo para cada pozo:
 ( )
0
1
5
10
25
50
75
100
144
El plano estructural del reservorio con el que se cuenta es el
siguiente:
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En la presente práctica procederemos a utilizar la información
disponible de la siguiente manera:
 La información de la profundidad del contacto agua –
petróleo y las profundidades de cada pozo nos servirá
para determinar el espesor permeable bruto (HT).
 La información de GROSS THICK nos ayuda a obtener el
Qo, (H/HT).
 Se utilizara 2 modelos de simulación: Iso-Permeabilidad
(Criterio: De cero a mayor), Iso-Capacidad Productiva
(Criterio: De cero a mayor), para la construcción de los
modelo anteriormente mencionados haremos uso de los
criterios correspondientes.
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Iso - Permeabilidad
Iso – Capacidad Productiva
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P á g i n a 8
 Para poder encontrar la permeabilidad y la capacidad
productiva procederemos a hacer uso del Método de
Horner, como veremos a continuación:
3. Ecuaciones a Utilizar.
Las ecuaciones que se llegaran a utilizar son básicamente las
siguientes:
=
, ∙ ∙ ∙
∙
=
, ∙ ∙ ∙
 Pendiente de Horner:
=
−
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P á g i n a 9
 Tiempo de Producción:
=
 Presión hidrostática del contacto agua-petróleo:
= . ∗ + .
 Presión hidrostática del petróleo a diferentes
profundidades:
= . ∗ ∗ . +
4. Modelos de Grillado.
Para la siguiente práctica utilizaremos una grilla ortogonal de
dimensiones de 1,5 cm.
En cuanto a los modelos a utilizar como ya se menciono son
dos:
 Modelo de Iso-Permeabilidad.
 Modelo de Iso-Capacidad Productiva.
5. Construcción de la tabla de cálculos.
El formato que se utilizará en esta oportunidad es similar a la
utilizada en la anterior práctica:
( ) ( ) /
ℎ
( ) ( ) ( ) ( ) ( )
( )
ℎ
(
− )
( )
6. Resultados.
Como se puede apreciar los resultados que mas nos interesan
en la siguiente practica son:
 Obtener la distribución de permeabilidades y capacidad
productiva del Campo Monteagudo.
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P á g i n a 1 0
No obstante los cálculos auxiliares utilizados en la siguiente
práctica deberán estar en esta sección.
7. Conclusiones.
En esta sección deberán hacer todas consideraciones
necesarias sobre la practica, es decir resultados, cálculos
aproximaciones y cada detalle que vean conveniente.
8. Anexos.
Esta sección comprende todas las graficas de grillas utilizadas
para los 2 modelos.

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6 estimacion de-la_distribucion_de_permeabilidades_y_capacidad_productiva_del_reservorio

  • 1. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 1 Estimación de la distribución de Permeabilidades y Capacidad Productiva del Reservorio. 1. Flujo en Medio Poroso. El estudio del movimiento de fluidos en medios porosos tiene un papel muy importante en la ingeniería petrolera especialmente durante la extracción de los fluidos de la formación hacia los pozos de producción y en la inyección de fluidos desde la superficie hacia la formación. Mediante el estudio del flujo en un medio poroso se puede caracterizar el movimiento de los fluidos a través de las formaciones. La caracterización de un medio poroso se realiza principalmente en base a su porosidad, permeabilidad y otras propiedades de los elementos que constituyen el medio poroso (propiedades de la roca y fluidos). Un medio poroso es un sistema heterogéneo que consiste de una matriz sólida y estacionaría (no está en movimiento) y espacios llenos de uno o varios fluidos. Generalmente en los medios porosos la matriz es considerada continua y conectada. En las formaciones que contienen hidrocarburos la matriz esta conformada por los granos de roca y las características de está matriz determinan si el medio es permeable o impermeable. Dependiendo a que tipo de medio (permeable o impermeable) pertenece la formación será una formación donde se puedan acumular hidrocarburos o forme una barrera para evitar la migración de los hidrocarburos hacia la superficie formando un reservorio o yacimiento hidrocarburifero. Un medio poroso puede clasificarse de dos formas:  Medio poroso homogéneo - un medio poroso es considerado homogéneo cuando sus propiedades no depende de la localización en el medio poroso. Esto quiere decir que las propiedades serán las mismas sin importar las coordenadas del medio poroso.  Medio poroso heterogéneo - un medio poroso es heterogéneo cuando sus propiedades varían de acuerdo a la ubicación en el medio poroso. Los reservorios que contienen petróleo crudo o gas natural son medios porosos heterogéneos por que sus propiedades (porosidad, permeabilidad, etc.) varían dependiendo de la ubicación en el reservorio. El primero que describió el flujo en un medio poroso fue el ingeniero francés Henry Darcy, Darcy era un ingeniero civil que estaba encargado de la provisión de agua a la ciudad de Dijon. El
  • 2. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 2 agua que la ciudad utilizaba era limpiada mediante columnas de arena. Henry Darcy estudio la relación entre el caudal y la altura hidráulica en las columnas de arena. Después de realizar varios experimentos utilizando agua y arena, Darcy dedujo la siguiente relación: = − ∆ℎ ∆ : : . : Á . : . ℎ⁄ : . 2. Permeabilidad. La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos y es una constante proporcional. Esta propiedad de las rocas esta relacionada a la porosidad pero no es dependiente de esta. La permeabilidad es función de:  Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca.  EI tamaño de los granos de la roca.  La distribución de los granos. El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es determinante en la permeabilidad de la roca. Una formación compuesta por granos grandes y cuya distribución de tamaño es buena resultaran en poros con diámetros de buen tamaño, por lo tanto se tendrán conexiones mas grandes entre los poros. Esto resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión capilar baja. Estos dos últimos permiten una fácil extracción de los fluidos del reservorio reduciendo los costos de producción e incrementando el volumen de recuperación final. La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de diferentes fuentes, estas fuentes son:  Análisis de muestras de núcleo.  Análisis de pruebas de pozo.  Datos de producción.  Registros de pozo. La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar la capacidad de producir fluidos de una formación. Esto puede ser analizado de mejor forma en la ecuación de Darcy.
  • 3. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 3 = ∙ ∆ Para incrementar el caudal de producción (Q) se debe modificar cualquiera de las variables de la ecuación. El área transversal al flujo (A) y la distancia (L) están gobernadas por la geometría del reservorio, por lo tanto no pueden ser modificadas. Afortunadamente, la permeabilidad (k), la presión de reservorio y viscosidad pueden ser modificados para incrementar la producción de petróleo crudo o gas natural. La presión de reservorio puede ser incrementada mediante la inyección de gas natural o CO2, la viscosidad puede ser reducida químicamente y la permeabilidad puede incrementarse por medio de tratamientos hidráulicos o de acidificación. La permeabilidad también puede ser reducida durante trabajos de perforación, cementación y rehabilitación o acondicionamiento de un pozo. 3. Procedimiento para la estimación de la Distribución de Permeabilidad y Capacidad Productiva. 1. Objetivos. 1.1. Objetivos Generales. Utilizando un modelo de Simulación:  Obtener la distribución de permeabilidades y capacidad productiva del Campo Monteagudo. 1.2. Objetivos Específicos.  Ubicar los pozos que se encuentran por encima del nivel de contacto Agua –Petróleo.  Obtener los espesores permeables brutos de la formación (GROSS THICK).  Calcular la presión hidrostática para cada pozo desde una altura de 1250 m sobre el nivel del mar hasta el punto medio del espesor permeable bruto (GROSS THICK).  Calcular los tiempos de producción para cada pozo.  Calcular la pendiente de Horner para cada pozo.  Calcular la capacidad productiva (Kh).  Calcular el espesor neto permeable (hn).
  • 4. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 4 2. Información. Para la realización de la presente práctica dispondremos de la siguiente información: ó ( ) 960 1250 ó ó ( / ) 0,35 ó ( / ) 0,465 ( ) 0,8 é ó ( / ) 1,4 11 y 16 = ( ) 850 ⁄ = , − , = − = − ( ) 1 12 958,7 2 17 957,8 3 5 946,6 4 6 947,2 5 20 945,5 6 23 945,4 7 32 940 8 10 937,7 9 18 937,9 10 21 935,2 11 13 934,6 12 28 932,7 13 25 935,4 14 14 930,4
  • 5. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 5 El pozo 11 y pozo 16 no serán incluidos en los cálculos porque son pozos que se encuentran por debajo del contacto agua – petróleo por lo tanto no son pozos hidrocarburiferos. Las variaciones del tiempo para cada pozo:  ( ) 0 1 5 10 25 50 75 100 144 El plano estructural del reservorio con el que se cuenta es el siguiente:
  • 6. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 6 En la presente práctica procederemos a utilizar la información disponible de la siguiente manera:  La información de la profundidad del contacto agua – petróleo y las profundidades de cada pozo nos servirá para determinar el espesor permeable bruto (HT).  La información de GROSS THICK nos ayuda a obtener el Qo, (H/HT).  Se utilizara 2 modelos de simulación: Iso-Permeabilidad (Criterio: De cero a mayor), Iso-Capacidad Productiva (Criterio: De cero a mayor), para la construcción de los modelo anteriormente mencionados haremos uso de los criterios correspondientes.
  • 7. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 7 Iso - Permeabilidad Iso – Capacidad Productiva
  • 8. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 8  Para poder encontrar la permeabilidad y la capacidad productiva procederemos a hacer uso del Método de Horner, como veremos a continuación: 3. Ecuaciones a Utilizar. Las ecuaciones que se llegaran a utilizar son básicamente las siguientes: = , ∙ ∙ ∙ ∙ = , ∙ ∙ ∙  Pendiente de Horner: = −
  • 9. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 9  Tiempo de Producción: =  Presión hidrostática del contacto agua-petróleo: = . ∗ + .  Presión hidrostática del petróleo a diferentes profundidades: = . ∗ ∗ . + 4. Modelos de Grillado. Para la siguiente práctica utilizaremos una grilla ortogonal de dimensiones de 1,5 cm. En cuanto a los modelos a utilizar como ya se menciono son dos:  Modelo de Iso-Permeabilidad.  Modelo de Iso-Capacidad Productiva. 5. Construcción de la tabla de cálculos. El formato que se utilizará en esta oportunidad es similar a la utilizada en la anterior práctica: ( ) ( ) / ℎ ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ℎ ( − ) ( ) 6. Resultados. Como se puede apreciar los resultados que mas nos interesan en la siguiente practica son:  Obtener la distribución de permeabilidades y capacidad productiva del Campo Monteagudo.
  • 10. U.M.R.P.S.F.X.CH. FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES Y CAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO. R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s ( P G P – 3 1 0 ) P á g i n a 1 0 No obstante los cálculos auxiliares utilizados en la siguiente práctica deberán estar en esta sección. 7. Conclusiones. En esta sección deberán hacer todas consideraciones necesarias sobre la practica, es decir resultados, cálculos aproximaciones y cada detalle que vean conveniente. 8. Anexos. Esta sección comprende todas las graficas de grillas utilizadas para los 2 modelos.