ESQUEMARESERVORIO - POZO Proceso de Sedimentación y Formación de las Rocas Sedimentos por Erosión y Factores Deposición Compactación y cementación Litificación (formación de rocas) 2 Ciclo de Vida de un Yacimiento • Evaluar Potencial • Desarrollo • Explotación • Abandono • Incorporar Reservas de Campos • Optimización •Sistemas Artificiales •Recuperación Secundaria •Recuperación Mejorada Generación Evaluación Documentación De Opciones y Jerarquización y Presentación Ciclo de Vida del Yacimiento PDD Descubrimiento Plan de Evaluación Exploración Gerencia Delineación Abandono de Yacimientos EOR Desarrollo Recuperación Recuperación Secundaria Primaria Thakur, 1994 Etapas en la Vida de un Yacimiento Etapa de Exploración Un Proyecto Exploratorio se define como el conjunto de actividades interrelacionadas del Negocio de Exploración que tienen Alcance, Tiempo, Costo y Productos con especificaciones definidas, alineadas con la estrategia corporativa.· 3 AÑOS PROSPECCION 3 .5 AÑOS DELINEACION 3 .5 AÑOS SISMICA REGIONAL METODOS POTENCIALES DESARROLLO SISMICA GEOLOGIA DE SUPERFICIE DE DETALLE PERFORACION DEFINICION PRODUCTIVIDAD PLAN DE PROSPECTO DESARROLLO COMERCIALIDAD PGO PGP PEP PDD . Exploración y Producción Etapas en la Vida de un Yacimiento EXPLORACION PRODUCCION ANALISIS DE CUENCAS 1 . 8 . Clasificación Geológica de Trampas Trampa de Falla Trampa Anticlinal Trampa Estructural Son aquellas formadas por deformación de la corteza terrestre. Normalmente contienen mas de un reservorio a distintos niveles y son los primeros en descubrirse en trabajos de exploración. las comunes son formadas por plegamientos (anticlinales) y fallamientos (de falla). Trampas de Petróleo 9 . Proyecto de Delineación y Desarrollo (PDD) EXPLORACION PRODUCCION Desarrolla / Explota Descubre / Delinea Operación de Perforación Operación Geofísica Modelo Geológico Micro Modelo Geológico Macro Diseña el Desarrollo . 11 . Actividades Campo Nuevo Sísmica Evaluar Potencial Incorporar Reservas . Técnicas de Medición y Evaluación de Yacimientos Nuevos Interpretación Sísmica Pruebas de Presión (DST. entre otros) Análisis de Fluidos .PVT . RFT. . Aplicación de la Interpretación Sísmica Mapas de Profundidad de los Horizontes Contraste entre las propiedades de las rocas Localización de fallas y Cambios Estratigráficos Buzamientos. Discontinuidades Anisotropía . FLANCO FLANCO OCCIDENTAL ORIENTAL . Evaluación Sísmica 3D 17 . Evaluación Sísmica 3D 18 . Evaluación Sísmica 3D 19 . Evaluación Sísmica 3D 20 . X1h X2 4 ½” Perforated Liner In-reserve X3 4st 36 MMscfd 3 ½” – 4 ½” 4 ½” OPEN HOLE Perforated Liner 52 MMscfd 55 MMscfd H1a H1b H2 . . 0 0.5 1.0 3. 4000m PF. UB UB UB ITG-X4 ITG-X3 Río Parapetí ITG-X5 S ITG-X1 ITG-X2 N 840 850 860 870 880 890 900 910 920 930 940 950 960 970 980 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 27 0.0 Línea sísmica 4578-20 Línea sísmica BC 8201-OX LÁMINA Nº 10 .0 1. 4000m F A L L A 2. 4160m 2. 4000m PF.5 PF. 5340m 3.0 M A N D E Y A P E C U A PF.5 PF.5 4. 530 540 550 560 570 580 590 600 610 620 630 640 ITG-X2 ITG-X1 Prof. en mbbp 0.0 PF 5340m .0 1797 m 1931m 3036 m 2834 m 2.0 887 m 1042 m 1223 m 1341 m 1.0 3156 m 3308 m 3298 m 4031 m 3526 m 5156 m PF 4160m 3. 5 860 870 880 890 900 910 920 930 940 950 ITG-X1 ITG-X2 UB ITG-X3 0.0 PF 3200m 485000 490000 495000 PF 4160m 7800000 7800000 Cobija CUA 7795000 7795000 EYAPE MAND PF 5340m FALLA Trinidad 7790000 7790000 La Paz 7785000 Cochabamba 7785000 Santa Cruz UB. POZO Oruro ITG-X3 20 4578- Sucre 7780000 7780000 Potosi Tarija ITG-X2 7775000 7775000 ITG-X1 CRUZ . LINEA 4568/560.5 LINEA 4585/559.0 1.SANTA YACUIBA FF.CC.0 2. CBT-X3 7770000 7770000 485000 490000 495000 LÁMINA Nº 8 .5 LINEA 4569/562. ca Peta -647 m a Icho n telló Cas cua e Tap 1950 mbbp. a Taig 2694 mbbp. 149 m 793 mbbp. u a Yec -533 m 1306 mbbp. 510 mbbp. Tari -229 m -439 m 1192 mbbp. LKG -2435 m It a A -2434 m ri Iqui LÁMINA Nº 9 . q uia 1098 mbbp. cu ape -1971 m -2035 m Cho rro 2757 mbbp ndey -2098 m 2960 mbbp.2 lla Fa -2301 m i amb IQR -1 Tup -3) ca ITG- c u a (T renis 3093 mbbp. 2396 mbbp. t -1425 m arp men Esc 2339 mbbp. -1680 m -1737 m uati 2630 mbbp. UB. Ma T . Pozo ITG-X3 Zt: 659m. -134 m Nivel del mar 888 mbbp. -1291 m 2084 mbbp. Chequear: Plan de explotación establecido que garantice la máxima recuperación económica de sus reservas . • Comprueba aspectos estructurales.SECUENCIA DE PROCESO ANALISIS RESERVORIO 27 Análisis Interpretativo y multidisciplinario de un yacimiento. calificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos. . y establecer distribución y volúmenes recuperables de hidrocarburos. petrofísicos y de fluidos. como una unidad geológica e hidráulica integral. con el objetivo de diagnosticar si está siguiendo lo especificado en el estudio de yacimiento correspondiente •Describe su naturaleza y geometría. sedimentológicos. estratigráficos. en un modelo único. OBJETIVO DEL SEGUIMIENTO DE LOS RESERVORIOS Pozo seco ! 28 Cuál es el objetivo ? • Reducir la incertidumbre en los planes ? de explotación • Incrementar Reservas • Maximizar el recobro final • Minimizar declinación Problemática actual • Maximizar Potencial de Producción q Alta complejidad geologica • Incrementar el % de éxito de las campañas de perforación y reparación de pozos. q Bajos factores de recuperación q Avanzados estados de agotamiento q Altas caudales de declinación de producción q Baja relación Producción Reservas q Dificultad en mantener los niveles de Producción . Maneras para Calcular el Potencial de Pozo Análisis Nodal Simulación Numérica . mediante la Ecuación de Darcy. utilizando valores promedios de los parámetros involucrados. Estimación del Potencial Inicial En forma Determinística. tales como: Espesor Neto Petrolífero Permeabilidad Presión Viscosidad Factor Volumétrico del Petróleo Pe CKh q f(P) P r ln e r Pwf w . Análisis Nodal Qo = ? Pwh LINEA DE FLUJO Psep 1.Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Pe. ql. y se construye la curva de “Oferta” de energía del Sistema. 2... luego se tabula y grafica Pwf vs. P 3. .. O Qo Pwfs Pwf Pwh Pwf Pwf Pe Demanda Pwf Oferta Pwf Pwf Pwfs Pe Qo Qo Qmax COMPLETACIÓN YACIMIENTOCapacidad de Producción del Sistema.Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina O Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Z “Demanda” de energía del Sistema.Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql. Vn=An hn A1 n VR V1 V2 V3 . Orígen del Petróleo y Geología Básica Petrolera Volumen del Yacimiento V1 h1 V1=A1 h1 V2 h2 V2=A2 h2 V3 …….. Vn Vi i 1 A2 Mapa Isópaco ... Vn …….... METODO VOLUMÉTRICO CÁLCULO DE RESERVAS EN UN YACIMIENTO DE GAS VOLUMEN DE GAS ORIGINAL EN EL LUGAR (in situ) El volumen de gas en SCF en el lugar está definido por: 43560 Vb 1 S w G Gas (G) Bg Donde.02828 . Bg 0. TR Vb = Volumen del reservorio ( acre ft) P Sw = Porosidad promedio R Sw = Saturación del agua connata promedio Agua (W) Bg = Factor volumétrico del gas ( res-cf/scf) G = Volumen de gas original en el lugar (scf) El método volumétrico está limitado a la precisión de la evaluación del volumen del reservorio utilizando Z RTR res cf mapas isópacos y de contorno. pR scf . Mecanismos de Empuje para Surgencia Natural en un Reservorio . SISTEMAS DE PRODUCCION PRIMARIA Y SECUNDARIA Fases Posibles en un Yacimiento . Expansión del agua de la acuífera (empuje de agua) Por gravedad. Expansión del casquete de gas. . que debido a las diferencias de densidades entre los fluidos se produce la segregación de los mismos. Expansión del gas disuelto. en caso que existiera ese tipo de yacimiento. SISTEMAS DE PRODUCCION PRIMARIA Y SECUNDARIA Mecanismo de Drenaje de los Yacimientos que Definen su Producción en el Tiempo Expansión monofásica de petróleo o de gas. Mecanismos de Empuje en un Reservorio La energía natural del reservorio proviene de la presión de la formación ejercida sobre los fluidos (PR) y cuando se perfora un pozo. Ps Pwh PR = Presión de reservorio Pwf = Presión de fondo de pozo Pf Radio de Pf = Presión de surgencia Migración Gas (G) (re) Pwh = Presión de cabeza de pozo Ps = Presión en línea de recolección Petróleo (O) Radio de PR Pozo (rw) Pw PR > Pwf > Pf > Pwh > Ps f Agua (W) z . el fondo del pozo representa la zona de menor presión (Pwf) y los fluidos de la roca reservorio tiende a fluir hacia el pozo. Mecanismos de Empuje en un Reservorio El flujo de fluidos se produce por que actúan distintos mecanismos de empuje en las rocas reservorio adyacentes a los pozos y condiciona la capacidad de flujo o producción. Ps Pwh Mecanismo de empuje por gas disuelto en el petróleo Pf Mecanismo por gas libre (casquete de Radio de gas) Migración Gas (G) (re) Mecanismo por empuje de agua Petróleo (O) Mecanismo por segregación gravitacional Radio de PR Pozo (rw) Pw Mecanismos de empuje combinado f Agua (W) z . Recuperación esperada 5 a 30 % del petróleo Agua (W) z . Presión del reservorio Declina rápidamente 2. luego sube y finalmente cae PR 3. Mecanismos de Empuje por Gas Disuelto Ps Pwh Reservorios con empuje por gas disuelto Pf CARACTERISTICAS TENDENCIAS Petróleo (O) 1. Producción de agua Ninguna Pw 4. GOR Primero baja. Comportamiento del pozo Requiere de bombeo f 5. Producción de agua Ausente o despreciable Pozo (rw) f 4. GOR Sube continuamente PR Radio de Pw 3. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo Agua (W) 5. Recuperación esperada 20 a 40% del petróleo. Mecanismos de Empuje por Gas Libre Ps Pwh Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas) Pf Gas (G) Radio de CARACTERISTICAS TENDENCIAS Migración (re) 1. z . pero Petróleo (O) continuamente 2. Presión del reservorio Cae lenta. Mecanismos por Segregación Gravitacional Ps Pwh Reservorios con empuje de agua Pf CARACTERISTICAS TENDENCIAS Petróleo (O) 1. . Recuperación esperada 35 a 75% del petróleo Agua (W) ACUIFERA ACTIVA Tiene a introducirse al reservorio. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo hasta f producción excesiva de agua 5. Presión del reservorio Continúa alta 2. GOR Continúa baja 3. Producción de agua Empieza temprano y se PR Incrementa apreciablemente Pw 4. Mecanismos de Empuje por Gravedad Ps Pwh Reservorios con empuje de agua Pf CARACTERISTICAS TENDENCIAS Petról eo (O) 1. GOR Se mantiene baja PR 3. Producción de agua Empieza temprano y se Pw Incrementa apreciablemente f 4. Presión del reservorio Disminuye la declinación h A mayor altura mejor. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo continuo 5. . 2. Recuperación esperada Importante en yacimientos con empuje de agua Agua (W) ACUIFERA ACTIVA Tiene a introducirse al reservorio. Presión del reservorio Cae lentamente Petróleo (O) 2. Producción de agua Despreciable PR Pw 4. GOR Sube muy lentamente 3. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo f 5. Agua (W) Radio de Pozo (rw) . Mecanismos de Empuje Combinado Ps Pwh Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas) Pf Gas (G) Radio de CARACTERISTICAS TENDENCIAS Migración (re) 1. Recuperación esperada 40 a 80% del petróleo. EFICIENCIA DE LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 100 PRESIÓN ORIGINAL % 80 60 40 20 0 0 20 40 60 80 100 RECUPERACIÓN FINAL % . 5 1.MECANISMOS DE PRODUCCION Y EL FACTOR DE RECUPERACIÓN DEL GAS ORIGINAL 100 GAS RESIDUAL 40 30 20 PRESIÓN DEL YACIMIENTO PRESIÓN DE ABANDONO 0 0 0.0 FACTOR DE RECOBRO . la recuperación puede llegar a un 25%. donde se pueden obtener valores máximos de 60/65%. del orden del 5%. generalmente es el resultado de una combinación de varios de ellos con empujes simultáneos. Si existe además una expansión por gas disuelto. Caracterización. considerando solamente este factor. y en aquellos yacimientos que cuentan con casquete de gas. Evaluación y Gestión de Reservorios Orden de Magnitud de Recuperación Primaria Asociada a los Mecanismo de Drenaje Es poco probable que exista un mecanismo que gobierne el drenaje. así es posible indicar: Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica. la recuperación puede ser del orden del 40% como máximo. Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los yacimientos cuyo drenaje es por empuje de agua. . la recuperación primaria de petróleo será generalmente muy baja. Comportamiento de Afluencia de Pozos . Comportamiento de Afluencia de Pozos Flujo Lineal de Fluido Imcompresible (Petróleo Negro) Ps Pwh Pf Gas (G) kavg Ac ( PR Pwf ) qo 0.001127 qo Bo o L h Pw PR qo = Caudal de producciòn (STB/dia) f PR = Presión de reservorio (Psi) Agua (W) Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi) kavg = Permeabilidad (mD) Ac = w*h = Área de flujo (ft2) z Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB) o = Viscosidad del petróleo (cp) L = Longitud (ft) . . Gonzales M.001127kavg Ac o Lco ln 1 co ( PR Pwf ) Qo h Pw PR qo = Caudal de producciòn (STB/dia) f PR = Presión de reservorio (Psi) Agua (W) Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi) kavg = Permeabilidad (mD) Ac = w*h = Área de flujo (ft2) z co = Compresibilidad del petróleo (psi-1) o = Viscosidad del petróleo (cp) L = Longitud (ft) W. Comportamiento de afluencia de Pozos Flujo Lineal de Fluido Ligeramente Compresible (Petróleo volátil) Ps Pwh Pf Gas (G) qo 0. 003164Tsc kavg Ac ( PR2 Pwf2 ) qg Gas(G) pscTZL g Qg = Caudal de producción de gas (scfd) qg PR = Presión de reservorio (Psi) PR Pw Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi) f kavg = Permeabilidad (mD) Ac = w*h = Área de flujo (ft2) Agua (W) Z = Factor de compresibilidad T = Temperatura del reservorio (oR) Tsc = Temperatura estándar (oR) Psc = Presión estándar (Psi) g = Viscosidad del gas (cp) L = Longitud (ft) W. Comportamiento de Afluencia de Pozos Flujo Lineal de Fluido Compresible (Gas) Ps Pwh Pf 0. . Gonzales M. 00708k avg h( PR Pwf ) re = Radio de drenaje externo (ft) qo rw = Radio de pozo (ft) o Bo ln( re / rw ) . Comportamiento de Afluencia de Pozos Flujo Radial de Fluido Incompresible (Petróleo Negro) Ps Pwh Pf Petróleo (O) qo qo = Caudal de producción de petróleo (STB/dia) PR Pw PR = Presión de reservorio (Psi) rf Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi) w re kavg = Permeabilidad (mD) Agua (W) h = Altura de formación (ft) Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB) o = Viscosidad del petróleo (cp) 0. 03976Tsc kavg h( P P ) 2 2 re = Radio externo de migración (ft) qg R wf PscT (Z g ) ln( re / rw ) rw = Radio del pozo (ft) . Comportamiento de Afluencia de Pozos Flujo Radial de Fluido Compresible (Gas) Ps Pwh Pf Gas (G) Qg = Caudal de producción de gas (scfd) qg PR = Presión de reservorio (Psi) PR Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi) Pw kavg = Permeabilidad promedio (mD) rf Z = Factor de compresibilidad del gas w re T = Temperatura del reservorio (oR) Agua (W) Tsc = Temperatura estándar (oR) Psc = Presión estándar (Psi) g = Viscosidad del petróleo (cp) L = Longitud (ft) 0. Pf q J pR pwf Gas (G) qg PR Pw rf Q w re (STB/dia) J Agua (W) (BPD/Psi) pR . Comportamiento de Afluencia de Pozos Índice de Productividad (J) Ps Pwh Este índice es la medida del potencial del pozo o la capacidad de producción del pozo.pwf . En un sistema de producción los nodos son: Gas (G) Nodo 1 : Punto en el radio externo de migración del reservorio. (Psep) . (Pwh) w re Agua (W) Nodo 4 : Punto ubicado en superficie. posterior al arreglo de producción. (Ps) Nodo 5 : Presión en el separador. (Pwf) 2s PR Pw rf Nodo 3 : Punto ubicado en la cabeza de pozo. (PR) qg 1s1 s Nodo 2 : Punto ubicado en el fondo del pozo. Nodos en un Sistema de Producción Ps 5 Pwh Gas (G) 3s 4 Líquido (L) El análisis del flujo se realiza definiendo puntos de Pf análisis definidos como nodos. Condición de Producción y Análisis Nodal Ps 5 Pwh Gas (G) 3s 4 Líquido (L) Pf Gas (G) qg 1s1 s 2s PR IPR (Inflow performance Pw relation) rf re Pwf w Agua (W) VLP (Vertical Lift Performance) qg . 1 Orígen del Petróleo y Geología Básica Petrolera Factor de Recuperación (F) Representa la fracción de volumen recuperable del fluido contenido en el volumen poral efectivo de la roca reservorio. Volumen de Petróleo Re cuperable FRo Fo = 30 % a 60 % Volumen de Petróleo en el Yacimiento Volumen de Gas Natural Re cuperable FRg Fg = 50 % a 90 % Volumen de Gas Natural en el Yacimiento Volumen de Agua Re cuperable FRw Fw = 20 % a 70 % Volumen de Agua en el Yacimiento . Cap. Bombeo Recuperación Mecánico.Mecanismos de Recuperación Mejorada de Crudo Recuperación Primaria Levantamiento CONVENCIONALES Flujo Natural Artificial. Recuperación No. de vapor • Vibrosísmica • N2 • Surfactantes • Iny. Gas seco Convencional NO-CONVENCIONALES Térmicos Gas Miscible/ Químicos Otros Inmiscible • Alcalinos • Combustión • Microorganismos •CO2 • Polímeros • Iny. de Vapor • Gases de Combustión • Combinados • Agua Caliente • WAG o AGA • Espuma. Alt. Convencional BCP Inyección Mantenimiento de de Agua Presión Agua. • Electromagnético • Aire Emulsiones . Geles. BES. Cont. LAG.