MODELO DE SIMULACIÓN CON VARIACIÓN EN EL TAMAÑO DE CAPA DE GAS Y ACUIFERO EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO Y VARIACIÓN EN EL ACUIFERO DE UN YACIMIENTO DE GAS
Enviado por jaanporras • 19 de Octubre de 2015 • Informes • 993 Palabras (4 Páginas) • 102 Visitas
[pic 1]MODELO DE SIMULACIÓN CON VARIACIÓN EN EL TAMAÑO DE CAPA DE GAS Y ACUIFERO EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO Y VARIACIÓN EN EL ACUIFERO DE UN YACIMIENTO DE GAS
Resumen
El proyecto dará a conocer que tan afectado se ve un yacimiento de 200Ft de profundidad, con un solo pozo productor, ya sea de petróleo o de gas, por el tamaño del acuífero subyacente o por la dimensión de la capa de gas. Para ello se tomó un yacimiento de crudo mediano, con una presión y temperatura de yacimiento de 3000psi y 120 °F respectivamente, y un yacimiento de gas de 0.6 de gravedad especifica con respecto al aire, con una presión de 3700psi y temperatura de 300°F, se realizaron diferentes sensibilidades a los tamaños del acuífero en ambos yacimientos y a la capa de gas en el yacimiento de petróleo. Por medio del simulador CMG IMEX se utilizaron capas de gas de 10, 50, 100 y 150ft y un espesor de acuífero de 70, 100, 140 y 250ft para los reservorios ya nombrados. Se obtuvo que debido a la alta compresibilidad y expansión de un gas, el efecto del acuífero sobre el yacimiento se ve disipado, es decir que entre menor sea el tamaño de la capa de gas mayor va a ser el efecto del acuífero en el yacimiento ya sea en presiones o en producciones acumuladas producidas.
Palabras claves: Yacimiento, empuje hidráulico, empuje por capa de gas, gravedad específica, simulador, reservorio de gas, factor de recobro.
1. INTRODUCCIÓN[pic 2]
En un yacimiento de hidrocarburos y de gas normalmente se encuentran 2 métodos de producción natural entre los cuales encontramos, empuje hidráulico (acuífero activo) y empuje por capa de gas, el tamaño de estos dos, nos definen propiedades como caudales de producción, el factor de recobro, la presión, entre otros. Las características más importantes de los yacimientos con empuje de agua son las siguientes:
la presión del yacimiento permanece alta, relación de gas-petróleo producido permanece baja, la producción de agua comienza temprano y aumenta considerablemente, el factor de recobro es de 35 a 75% del POES.
Un yacimiento ubica los fluidos de manera ascendente, agua, aceite y gas , por diferencia de densidades, dependiendo de los fluidos que el reservorio contenga, un yacimiento con contenido de gas debe tener una presión mayor o igual a la de burbuja.
En un yacimiento de petróleo a medida que ocurre una reducción de presión el gas se expande originando una fuerza de pistón o de empuje del gas desplazando al petróleo y haciendo que este se dirija a una zona de menor presión, este proceso se denomina desplazamiento inmiscible del gas sobre el petróleo.
La producción en un yacimiento de gas se debe por el mismo efecto pistón ya antes mencionado, aunque en algunos casos se puede encontrar un acuífero activo que ayuda al buen desplazamiento del gas.
Para proyectar la producción de un yacimiento, se debe tener en cuenta los caudales y los tiempos de producción por recobro primario para la posterior implementación de un recobro secundario, verificando la viabilidad económica del proyecto por medio de simulaciones de yacimientos.
- RESULTADOS
- Resultados de yacimientos con petróleo
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Gráfica N. 1: Factor de recobro Vs. tiempo.
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Gráfica N. 2: Tasa de producción de aceite Vs. tiempo.
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Gráfica N. 3: Presión Vs. tiempo.
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Gráfica N. 4: Producción de aceite acumulada Vs. tiempo.
- Resultados de yacimientos con petróleo
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Gráfica N. 5: Presión Vs. tiempo.
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Gráfica N. 6: Producción de agua acumulada Vs. tiempo.
- INYECCIÓN DE AGUA
Se realizaron diferentes simulaciones con inyección de agua en el acuífero, para determinar el impacto que esta tiene esta sobre el yacimiento de petróleo que tiene capa de gas, se encontró que al igual que en el caso anterior la capa de gas gobierna los efectos que pueda tener la entrada de gua en el yacimiento. Por lo tanto se concluye que no es económicamente viable inyectar agua si se tiene una capa de gas donde su efecto sea considerablemente alto sobre el yacimiento.
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