A. Yacimientos de petróleo

El aceite puede ser recuperado de los poros pasos de una roca del yacimiento, sólo en la medida que el volumen originalmente ocupado por el aceite es invadido u ocupado de alguna manera. Hay varias formas en las que el aceite se puede desplazar y extraído de un yacimiento, y éstos pueden ser mecanismos o "unidades" denominan. Cuando uno de los mecanismos de sustitución es dominante, el depósito puede decirse que está operando bajo una "unidad" en particular.

Las posibles fuentes de replacenent para fluidos producidos son:

La expansión de aceite undersaturated por encima de la expansión del punto de burbuja de roca y de agua congénita

La expansión del gas liberado de la solución en el aceite por debajo del punto de burbuja

Invasión del embalse rodamiento óleo original de la expansión del gas de una capa de gas libre

Invasión del depósito de cojinete del aceite original por la expansión del agua de un acuífero adyacente o subyacente.

Dado que todos los procesos de sustitución están relacionados con mecanismo de expansión, una reducción en la presión en la zona de aceite original es esencial. Las caídas de presión pueden ser pequeñas si tapas de gasolina y acuíferos son grandes y permeable, y, en circunstancias favorables, presiones pueden estabilizarse en tasas de extracción de yacimientos constantes o decrecientes.

Los compresibilidades de aceite undersacurated, roca y agua congénita son tan pequeñas que las presiones en los yacimientos de petróleo infrasaturados caerán rápidamente al punto de burbuja si no hay un acuífero para proporcionar unidad de agua. Así que estos mecanismos de expansión no se consideran generalmente por separado, y los tres; categorías principales de depósito son:

Unidad de soluciones de gas (o unidad de agotamiento) embalses

Tapa de la gasolina embalses accionamiento ex ion

Embalses unidad Agua

Con frecuencia dos o los tres mecanismos (junto con el rock y la expansión agua congénita) ocurren simultáneamente.

B. Solución Gas Drive Embalses

Si un depósito en su punto de burbuja se pone en producción, la presión caerá por debajo de la presión del punto de burbuja y el gas va a salir de solución.

Inicialmente, este gas puede ser una fase dispersa, discontinua, pero, en cualquier caso, el gas será esencialmente inmóvil hasta que algún saturación mínima - el equilibrio o saturación de gas crítica, se alcanza.

Fig. 6--2. Los datos de producción disuelven embalse unidad de gas.

(API Cortesía, perforación y producción Practicles-1943)

Fig. 6- '|. Disuelto depósito propulsión por gas

El orden real de los valores de saturación crítica son de alguna duda, pero existe considerable evidencia para apoyar la opinión de que los valores pueden ser muy bajas - en el orden de 1% a 2% del volumen de poros. Una vez que la saturación de gas crítica se ha establecido gas será móvil, y fluirá bajo cualquier gradientes de potencial que se establezcan en el depósito - hacia la producción de los pozos si el gradiente de presión es dominante - la segregación vertical si el gradiente gravitatorio es dominante. La segregación se verá afectado por las variaciones de la permeabilidad vertical en capas, pero se sabe que ocurre incluso en condiciones aparentemente desfavorables.

Inicialmente, la relación gas-petróleo de un pozo produciendo desde un depósito cerrado será igual GOR solución. En los primeros tiempos, a medida que disminuye la presión y el gas sale de la solución, pero no puede fluir hacia los pozos productores, la GOR producir disminuirá. Cuando se establece la saturación de gas crítica y si los gradientes de potencial lo permitan, el gas fluirá hacia los pozos productores.

La permeabilidad al aceite será más baja que en las condiciones iniciales, y habrá una permeabilidad finita de gas de modo que la relación de gasóleo producir aumentará. A medida que más gas sale de la solución, y saturaciones de gases de aumento, la permeabilidad al gas aumenta, la permeabilidad al aceite disminuye y esta tendencia se acelera.

En última instancia, como la presión del yacimiento declina hacia la presión de abandono, el cambio en el factor de volumen de formación de gas compensa el aumento de gas relación de movilidad y la relación de aceite de aceite de tendencia gas se invierte para; es decir, aunque la GOR depósito puede seguir aumentando, en términos de volúmenes estándar, el cañón del tanque pies cúbicos estándar / ratio de población puede disminuir.

Además del efecto del gas en la saturación de, y la permeabilidad a, aceite, la pérdida de gas de la solución también aumenta la viscosidad del aceite y disminuir el factor de volumen de formación del aceite.

C. Gas Cap Embalses de expansión de unidades

El comportamiento general de los embalses de accionamiento gas es similar a la de la solución de reservorios de accionamiento gas, excepto que la presencia de gas libre retarda la disminución de la presión. Por definición, el aceite debe estar saturada en el contacto de aceite de gas, por lo que la disminución en la presión causará la liberación de gas de la solución, pero la tasa de liberación de gas de la solución, y la acumulación de saturación de gas y de permeabilidad a los gases, se ser retardado. A presiones que prevalecen altos, viscosidades de aceite son más bajos, y siempre que la fase de gas libre se puede controlar, y no produce directamente de pozos de producción, mejores productividades así y ratios de gasóleo de menor producción se puede mantener.

Fig. 6-4. Producción embalse unidad cap-gas de datos. (Prácticas API Cortesía, perforación y producción

Fig. 6-3. Tapa de la gasolina del depósito duro.

En condiciones residuales del tanque de almacenamiento de petróleo deja en su lugar es TAN / BO y el más pequeño de este factor, mayor será la recuperación de petróleo.

En consecuencia, la mayor es la presión en el abandono, mayor será el valor de BO, y el más pequeño se convierte en este término. Además abandono de pozos y embalses depende principalmente de un "límite económico" - la tasa de producción necesario para pagar los costos

de operación y gastos generales directos - y una tasa de flujo de aceite, que depende de KO / Uo, que será mayor en cualquier dado saturación (y así dado KO) en condiciones de mantenimiento de presión debido a la viscosidad del aceite más baja que en condiciones de agotamiento.

D. Agua Reservorios Drive

Si un depósito está sustentada por, o es continuo con un gran cuerpo de roca saturada de agua (un acuífero) a continuación, reducción de la presión en la zona de aceite, que provocará una reducción de la presión en el acuífero. Aunque la compresibilidad del agua es pequeña (+ - 3 x 10-6 -1 psi) la compresibilidad total de un acuífero incluye la compresibilidad de poro de roca (+ - 5 x 10-6 -1 psi) haciendo que la compresibilidad total en el orden de 8 x 10-6 psi -1. La aparente compresibilidad de un acuífero puede ser sustancialmente mayor si alguna acumulación de hidrocarburos existe en pequeñas trampas estructurales en todo el acuífero.

Un depósito de agua impulsada eficiente requiere un cuerpo acuífero grande con un alto grado de transmisividad permitiendo grandes volúmenes de agua para moverse a través del contacto agua-petróleo en respuesta a las pequeñas caídas de presión.

6-6. Producción depósito drive-agua datos. (API Cortesía, Perforación y Producción

Fig. 6-5. Reservorio unidad Agua.

Este mecanismo de sustitución tiene dos características particulares - Primero, debe haber caídas de presión a fin de tener la expansión, y en segundo lugar, la respuesta del acuífero puede retrasarse sustancialmente, en particular si la transmisividad se deteriora en el acuífero.

Un depósito de impulsión agua se califica especialmente sensible, por lo que el depósito puede comportarse casi como un reservorio de agotamiento durante un largo periodo si tasas de extracción son muy altos, o como una presión mantenida depósito duro agua casi completa si tasas de extracción son bajos, por la dado acuífero.

Debido a la similitud en viscosidades de aceite y agua (para aceites ligeros a profundidades normales) el desplazamiento de petróleo por el agua es razonablemente eficiente, y siempre que localizada canalización, digitación o conicidad de agua no se produce, unidad de agua representa generalmente el más eficiente de los mecanismos que producen naturales para depósitos de aceite.

Al igual que con los embalses de accionamiento de cabeza de gas, las presiones mantenidas conducen a viscosidades más bajas y valores BO superiores en cualquier saturación dado, reducir la saturación y la minimización del sistema SO / BO por lo tanto el aceite de tanque de almacenamiento restante en todo límite económico dado.

Si bien los mecanismos de accionamiento del depósito se pueden clasificar en las tres categorías hemos discutido, más a menudo dos o más de estos mechanisms'act simultáneamente en una unidad de combinación.

Fig. 6-7. Depósito de una unidad combinada.

E. La discusión de la eficiencia de recuperación (incluida la segregación por gravedad)

Un mecanismo, sólo brevemente a que se refiere, pero que tiene un papel importante en varios aspectos de comportamiento del yacimiento es que la segregación de la gravedad el movimiento

de las fases en contracorriente entre sí, (generalmente de gas y petróleo) bajo la influencia de la gDELTAp potencial gravitacional.

Teniendo en cuenta la unidad de depósito de gas en solución, el comportamiento descrito anteriormente asume esencialmente que las saturaciones de gas se acumulan uniformemente en toda la zona de petróleo sin gradientes de saturación en la dirección vertical. (Gradientes de saturación existente como resultado de los gradientes de presión horizontales, es decir, la presión cae cerca de la perforación de pozo).

Bajo estas condiciones, la eficiencia de recuperación esperada dependerá del límite económico para los pozos y podría ser tan baja como 2% - 3% para bajos depósitos de permeabilidad con alta viscosidad, los aceites de baja relación de aceite de gas, y hasta aproximadamente 15% o menos para alta embalses de permeabilidad, aceites de baja viscosidad normales GOR, pero rara vez se exceda este rango.

(Fig. 8.6. Evolución de la presión para yacimientos en diversas unidades. (API Cortesía, perforación y producción Prácticas-1943)

Fig. 6-9. Gas Reservoir - tendencias de relación de aceite para depósitos en diversas unidades. (API Cortesía, Perforación y Prácticas de Producción - 1943).

Si la permeabilidad vertical para gas no es cero sin embargo, habrá un componente vertical del flujo de gas, bajo el potencial gravitacional, y el gas se "separar" en el depósito, la migración de posiciones para estructuralmente altos, con aceite de contracorriente hacia abajo. Este mecanismo tiene dos efectos. En primer lugar la saturación de petróleo en las partes bajas del embalse se mantiene en un valor más alto que el promedio de saturación de petróleo - por lo que la permeabilidad al petróleo es mayor, y la permeabilidad al gas más bajos que para el caso de la unidad de gas solución "puro". La relación de la producción de gasóleo es entonces inferior a la de la unidad de gas solución solo.

En segundo lugar, la relación de gasóleo producir inferior implica más pequeños retiros de fluidos bruto de lo que sería el caso, por lo que la disminución de presión en cualquier producción acumulada de aceite dada será menor.

El gas segregada puede formar un casquete de gas secundario, y la vida posterior de un depósito puede entonces ser similar a la de un depósito de accionamiento casquete de gas primario.

Bajo estas condiciones, la eficiencia de recuperación será mayor si el límite económico es bajo - posiblemente mucho más alta y puede acercarse o incluso exceder el rango de 20% a 40% de aceite en su lugar.

Drenaje por gravedad juega su papel más importante en los sistemas de porosidad duales con gran contraste donde la segregación casi completa puede tener lugar en el sistema de porosidad secundaria, y los pozos productores producir todo en relación gas-aceite de solución. Drenaje por gravedad es entonces los mecanismos predominantes en el drenaje de aceite a la saturación residual en la tapa de la gasolina secundaria.

La eficiencia de recuperación de los embalses de agua de unidad se regirá por un límite económico, el límite en este caso siendo dictado por problema en el manejo del agua. Siempre que el agua puede ser razonablemente controlada, se esperaría que las eficiencias de 30% a 40% y a veces bajo condiciones eficiencias de recuperación extremadamente favorables podrían lograrse u p a 50%. (En última instancia, por supuesto, el cálculo de una eficiencia de recuperación

depende de conocer el aceite inicial en el lugar, y un factor aparentemente alta recuperación podría ser simplemente el resultado de la subestimación de petróleo en el lugar).