Parte_03_Reservorios_Lucio_Carrillo___Impulsion

Para una presin del reservorio por debajo del punto

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Unformatted text preview: s usual el Comportamiento del pozo sistema denominado Bombeo Mecánico (BM) y Gas Lift (GL). Cuando el reservorio esta a una presión por encima de la Proceso del Mecanismo presión de punto de burbuja, impera el mecanismo de expansión de fluidos con baja eficiencia de recuperación (1% a 3%). Para una presión del reservorio por debajo del punto de burbuja, el gas sale de solución y el reservorio tiene dos fases (gas libre y petróleo) generándose un mecanismo por el arrastre que genera el gas sobre el petróleo, en su viaje hacia superficie. 5 al 30 % del OOIP Recuperación esperada Noroeste, en formaciones Verdún, Echino, Ostrea, Mogollón, Presencia en el Perú Basal Salina. CARACTERÍSTICAS Presión del Reservorio GOR de superficie LUCIO CARRILLO BARANDIARAN - 2006 72 RESERVORIOS CON IMPULSION POR AGUA En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a: (a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio. (b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie. La eficiencia de recuperación para reservorios por empuje de agua esta en el rango de 10 a 75 %. Arps desarrolló una ecuación para la eficiencia de la recuperación sobre la base de datos estadísticos: ⎛ φ ⋅ (1 − Sw) ⎞ ⎟ % RE = 54.898⎜ ⎜ ⎟ Boi ⎝ ⎠ 0.0422 ⎛ K ⋅ µw ⋅⎜ ⎜µ o ⎝ ⎞ ⎟ ⎟ ⎠ 0.077 ⋅ Sw − 0.1903 ⎛P ⋅⎜ i ⎜P ⎝a ⎞ ⎟ ⎟ ⎠ 0.2159 donde : RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje φ = porosidad, fracción. Sw = saturación de agua connata, fracción. Boi = FVF inicial, bl/STB. K = permeabilidad promedio de la formación, Darcys. µo = viscosidad del petróleo a condición inicial, Cp. µw = viscosidad del agua a condición inicial, Cp. Pi = presión inicial del reservorio, psig. Pa = presión de abandono, psig...
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This document was uploaded on 11/22/2013.

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