8/16/2019 Clase 1 - Oil Properties and Displacement Efficiency

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UNIVERSIDAD NACIONAL DEINGENIERÍA

Ingeniería de Reservorios II

Por 

MSc. Víctor Alexei Huerta Quiñonesvahuertaq@repsol.com, alexeihq@gmail.com

Abril, 2010

Propiedades de los Reservorios de Petróleo

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1CONTENIDO

Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)

Procesos de Desplazamiento Inmiscible

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Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)

 Los mecanismos de recuperación primaria de petróleo han permitido en promedio

producir un   30 %   del recurso originalmente descubierto. Para alcanzar tales cifras,

muchas veces se necesita realizar un gasto mayor al   50%  de la energía original de

los reservorios de petróleo.

 Existen métodos, convencionales y de tecnología avanzada, que permiten

incrementar la eficiencia de recuperación primaria: mantenimiento de presión,

inyección de fluidos desplazantes (agua y gas), inyección de fluidos miscibles (C0 2)

métodos termales (inyección de vapor), inyección de químicos e inclusive

microorganismos.

 Los procesos EOR han alcanzado una alta importancia debido a que han permitido

extender la vida productiva de campos maduros, contribuyendo a garantizar 

seguridad en el abastecimiento de hidrocarburos en los países de gran demanda

energética.

Recuperación Primaria vs. Mejorada

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3Métodos EOR 

Fuente: Ono, K & Sarma, H. (1994). An Introduction to EOR Methods and Applications

Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)

 Non-Thermal Thermal

Gas Drives

MicrobialChemical Floods

Inert Gas Flue Gas Misc ib le

(Gas)

Inmiscible

CO2

Waterflood 

Surfactant

Flooding

Alkaline

Flooding

Emulsion

Flooding

Miscible

(Solvents)

Combination

Steam Injection Hot Waterflooding (Also

Well Stimulation)

In Situ Combustion

Cyclic Steam

Stimulation

Steamflooding

Fracture/Conduction

Combination with

Chemicals

Forward

Combustion

Reverse

Combustion

Mining

Dry

Oxygen

enriched 

Other aditives

to Air 

Wet

 Non-Thermal Thermal

Gas Drives

MicrobialChemical Floods

Inert Gas Flue Gas Misc ib le

(Gas)

Inmiscible

CO2

Waterflood 

Surfactant

Flooding

Alkaline

Flooding

Emulsion

Flooding

Miscible

(Solvents)

Combination

Steam Injection Hot Waterflooding (Also

Well Stimulation)

In Situ Combustion

Cyclic Steam

Stimulation

Steamflooding

Fracture/Conduction

Combination with

Chemicals

Forward

Combustion

Reverse

Combustion

Mining

Dry

Oxygen

enriched 

Other aditives

to Air 

Wet

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Procesos de Desplazamiento Inmiscible

Procesos:

  Inyección Inmiscible de Agua

  Inyección Inmiscible de Gas, N2 o CO2

 Se conoce como proceso de desplazamiento inmiscible a aquel en el cual los fluidos

desplazante y desplazado se separan por una marcada interfase, con lo cual se

forman 2 fases distintas.

 Los procesos de desplazamiento inmiscible son afectados por: Permeabilidades

Relativas, Saturaciones de Fluido, Estructura Poral, Mojabilidad y Tensión Interfacial.

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5 Definiciones

Fuente: Mungan. (1981).

Procesos de Desplazamiento Inmiscible

1. Mojabilidad.-  Propiedad roca fluido

que indica la preferencia de la

superficie de una roca reservorio a un

fluido.

Para determinar la mojabilidad de una

roca se usa como criterio la medición

del ángulo de contacto, roca-fluido en

la interfase; rocas mojadas por agua

tienen un ángulo de contacto menor a

90°.

La mojabilidad tiene un impacto

significativo en las permeabilidades

relativas y características de flujo del

reservorio.

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6 DefinicionesProcesos de Desplazamiento Inmiscible

2. Presión Capilar.-   Es el diferencial de presión que se tiene en la interfase de 2 fluidos

inmiscibles, el cual ocasiona el ascenso del fluido mojante a través de las gargantas porales.

La presión capilar controla la distribución original de fluidos en el reservorio.

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7 DefinicionesProcesos de Desplazamiento Inmiscible

3. Permeabilidades Relativas.-   Relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la

permeabilidad absoluta de la roca reservorio

La curvas permeabilidad relativa permiten predecir el comportamiento productivo de un

yacimiento tanto en la etapa de producción primaria, como en la secundaria.

PERMEABILIDADES RELATIVAS - SISTEMA AGUA / PETROLEO

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

sw

kro

krw

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8 DefinicionesProcesos de Desplazamiento Inmiscible

4. Imbibición.-  Desplazamiento de la fase no mojante por la fase mojante; ejm: empuje de

agua, waterflooding

5. Drenaje.-  Desplazamiento de la fase mojante por la fase no mojante; ejm: migración del

petróleo

Drenaje: Roca Mojada por Petróleo.

Imbibición: Roca Mojada por Agua.

Fuente: Ono, K & Sarma, H. (1994). An Introduction to EOR Methods and Applications

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9 DefinicionesProcesos de Desplazamiento Inmiscible

6. Histeresis.-  La historia de saturación afecta la distribución de los fluidos y produce histéresis

de las curvas de presión capilar. A su vez, los procesos de drenaje e imbibición producen

histéresis en las curvas de permeabilidad realtiva;   en este caso, solo la fase no mojante

presenta una permeabilidad relativa más baja a cualquier saturación durante la imbibición

Histéresis de Permeabilidades RelativasHistéresis de Presión Capilar

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Definiciones

Procesos de Desplazamiento Inmiscible

7. Número Capil ar.-   Es la relación entre

las fuerzas viscosas y capilares. Es un

indicador de la eficiencia actual de

recuperación y el potencial EOR de un

yacimiento de petróleo.

8. Eficiencia de Desplazamiento (Ed).-

Fracción de petróleo original in situ

desplazado de aquellas zonas contactadas

por el fluido desplazante.

9. Eficiencia Areal (Ea).-  Fracción del área

del reservorio contactada por el fluido

desplazante

θ σ 

µν 

cos= Nc

swi

swisor  E 

d −

−−

=

1

1

Fuente: Archer . (1987) Petroleum Engineering:

Principles and Practice.

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Ejercicio N°1: Presión Capilar 

Procesos de Desplazamiento Inmiscible

Se muestra la curva de presión capilar de un reservorio, representado por una

estructura prismática. La altura total de

la columna de hidrocarburos mide H piespor encima del FWL (Pc = 0). Las

gradientes de agua de formación y

petróleo son 0.45 psi/pie y 0.28 psipie

a.Cual es la altura de la zona de

transición.

b.Repetir el cálculo considerando una

muestra de crudo pesado (0.40 psi/pie)

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Pc vs sw

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%

     p     s       i

WOC

H

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Ejercicio N°2: Permeabilidades Relativas

Procesos de Desplazamiento Inmiscible

Se muestra las curvas de permeabilidades relativas agua - petróleo de un reservorio

a.Cual sería el factor de recuperación considerando que el reservorio ha sido drenado hasta su sor.

b.Estimar el corte de agua a una sw = 40% (uo = 4.5 cp y uw = 1cp)

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PERMEABILIDADES RELATIVAS - SISTEMA AGUA / PETROLEO

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

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0.60

0.70

0.80

0.90

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