Reservorios III

Centro Universitario (M5502KFA), Ciudad, Mendoza. Casilla de Correos 405. República Argentina. Tel. +54-261-4494002. Fax. +54-261-4380120. Sitio web: http://fing.uncu.edu.ar

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Facultad de Ingeniería - Universidad Nacional de Cu yo

PROGRAMA DE ASIGNATURA

Asignatura: RESERVORIOS III Profesor Titular: Ing. Mónica L. Carmona

Carrera: Ingeniería de Petróleos

Año: 2010 Semestre: 9º Horas Semestre: 75 Horas Semana: 5

OBJETIVOS

♦ Conocer aspectos de Recuperación Secundaria, en sus distintos métodos a fin de obtener una mayor recuperación de petróleo.

♦ Simulación Numérica de Yacimientos.

CONTENIDOS

UNIDAD 1: Desplazamiento inmiscible en un reservor io homogéneo.

1.A. Ecuación del flujo fraccional.

Efectos del: buzamiento de la formación, presión capilar, mojabilidad, movilidades del petróleo y el agua. ¿Dónde calcular M?. Efecto de la movilidad sobre la velocidad de barrid o. Efecto de las heterogeneidades del reservorio.

1.B. Ecuación de Buckley-Leverett.

Solución de Welge. Cálculos de recuperación de petróleo.

Análisis de las permeabilidades relativas. Correlaciones más comunes para el cálculo de permeabilidades relativas.

Normalización de curvas de permeabilidad relativa según el método de Scheneider.

UNIDAD 2: Efecto de la zona de transición capilar en los cálculos de desplazamiento en un reservorio homogéneo.

2.A. Flujo Segregado.

Lineamientos básicos del desplazamiento bajo condic iones de flujo segregado. Análisis de H=h: saturación de agua promediada en f unción del espesor. 2.B. Pseudoparámetros. Permeabilidades relativas promediadas con el espeso r o “pseudopermeabilidades”. Pseudo presión capilar. Resolución gráfica y uso de ecuaciones.


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UNIDAD 3: Desplazamiento en reservorios estratific ados.

3.A. Efecto de las heterogeneidades del reservorio

Efecto de las heterogeneidades del reservorio. Eficiencias de barrido areal, vertical y volumétrica.

Métodos para evaluar la permeabilidad vertical sin flujo cruzado entre capas: 1. Valor único, 2. Valor Variable: Coeficiente de Dykstra-Parsons, Método de Stiles. Selección de las capas.

3.B. Desplazamiento en reservorios estratificados

Desplazamiento en reservorios estratificados: 1. Capas con la presión comunicada: pseudofunciones. 2. Capas sin comunicación de la presión: selección del número de capas y permeabilidades: Método de Stiles, Método de Dykstra-Parsons.

Digitación viscosa.

UNIDAD 4: Eficiencias areales de barrido

4.A. Problema de las eficiencias areales de Barrid o.

Problema de las eficiencias areales de Barrido. Relación de movilidades.

Configuración geométrica del arreglo o patterns: empuje en línea recta directa, empuje en línea desplazada o zigzag, five spot, nine spot, seven spot.

4.B. Factores que controlan la eficiencia de barrid o areal.

Factores que controlan la eficiencia de barrido areal. Eficiencia de barrido areal a la rotura según el mallado. Eficiencia de barrido areal después de la rotura.

Otros factores que afectan la eficiencia de barrido areal. Estudio de Hutchinson. Flujos en línea y periféricos. Selección del mallado.

UNIDAD 5: Método de Craig-Geffen-Morse (CGM)

5.A. Cálculos previos

Cálculos previos: 1- Cálculo del volumen poral de la malla, 2- Cálculo del petróleo original in situ al comienzo de la secundaria, 3- Cálculo de la relación de movilidades antes de la rotura, 4- Determinar la eficiencia de barrido a la rotura, 5- Cálculo del Reservorios III 2 máximo valor de la Sg*, 6- Cálculo del agua inyectada al momento de la interferencia, 7- Cálculo del agua inyectada acumulada al producirse el fillup del gas. 8- Cálculo del agua inyectada acumulada al producirse la rotura. 5.B. Etapas

Etapas: 1- Comportamiento previo a la interferencia, 2- Desde la interferencia hasta el fillup, 3- desde el llenado hasta la irrupción del frente en los productores, 4- desde la irrupción del frente hasta el límite económico.


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Predicción Multicapa.

UNIDAD 6: Papers

1.- Calidad del Agua de Inyección (D.B. Bennion, D.W. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz - Hycal Energy Research Laboratories Ltd. JCPT)

2.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria I (Richard Baker - JCTP, Abril de 1997, Volumen 36, Nº 4)

3.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria II (Richard Baker - JCTP, Enero de 1998, Volumen 37, Nº 1)

4.- Determinación de la Eficacia de Barrido Volumétrica en Secundarias Maduras Usando como Datos la Producción (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek, SPE, William M. el Cobb & Associates, Inc. SPE 38902, Octubre de 1997)

5.- Determinación del Espesor Neto para los Mecanismos de Recuperación Primaria y Secundaria (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek, SPE, William M. el Cobb & Associates, Inc. SPE 48952, Septiembre de 1998)

6.- Método para Extrapolar Curva de Corte de Agua vs. Recuperación de Petróleo (Iraj Ershaghi, SPE.AIME, Osazuwa Omoregie, Universidad del Sur de California. SPE 6977, Agosto 12, 1977)

7.- Técnica de Predicción para los Procesos Inmiscible Usando los Datos de la Producción Histórica del Reservorio (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de California, Doddy Abdassah, SPE, Universidad del Sur de California, SPE 10068, 1981)

8.- Contestación de Iraj Ershaghi a Startzman sobre la Discusión de una Técnica de Predicción para Procesos Inmiscibles que Usa Datos de Actuación de Campo (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de California, SPE 13793)

9.- Aplicación de la Técnica del X-Plot (Ershaghi, SPE, U. de California del Sur, LJ. Handy, SPE, U. de de California del Sur, M.. Hamdi, U. de California del Sur. SPE 14209)

10.- Contestación del Autor a la Discusión de una Técnica de Predicción para Procesos Inmiscibles Usando los Datos de Actuación del Reservorio (Ershaghi, SPE, U. de California del Sur. SPE 19506)

11.- Análisis de la Declinación (Arps, J.J. “Analysis of Decline Curves”, Trans. AIME (1945)160,228-247, Fetcovich, M.J. “Decline Curve Analysis Using Type Curves”, J.Petr. Tech. (June 1980) 1065/77)

12.- An Overview of Waterflood Surveillance and Monitoring (A.W. Talash, SPE, Mobil E&P Services Inc. SPE 18740)

13.- Reservoir Management: A Synergistic Approach (G.C. Thakur, Chevron U.S.A. Inc. SPE 20138)


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14.- Waterflood Surveillance Techniques – A Reservoir Management Approach (G.C. Thakur, SPE, Chevron U.S.A. Inc. SPE 23471)

15.- Water Control Diagnostic Plots (K. S. Chan. SPE 30775)

16.- Reservoir Perfomance Monitoring System – Design and Applications S. M. (Chen, SPE, MSC Research Ltd., SPE 38127)

17.- Determinación de la Eficiencia de Barrido Volumétrica en Secundarias Maduras (Cobb. SPE 38902)

18.- Practical Decline Analysis Part 2- Identification And Quantification Of Development Opportunities (D. Laustsen)

UNIDAD 7: Recuperación Asistida

7.A. Análisis de Papers

Análisis de Papers sobre Recuperación Asistida. 7.B. Prácticas en laboratorio

Prácticas en laboratorio: 1.- con celda de Hele - Shaw con inyección de surfactante; 2.- Reología óptica de microgeles.

Conferencias presentadas por especialistas de empresas petroleras que aplican técnicas de recuperación asisitida.

UNIDAD 8: FUNDAMENTOS DE LA SIMULACION NUMERICA DE RESERVORIOS

8.A. Introducción.

8.B. Ecuaciones diferenciales de flujo en reservorios.Ley de conservación de masa y Ley de Darcy. Ecuaciones de estado.

8.C. Ecuaciones básicas de flujo monofásico y multifásico. Modelo Black Oil.

UNIDAD 9: Modelos Matemáticas

9.A. Aproximación de ecuaciones diferenciales por diferencias finitas.

9.B. Cociente de diferencias de primer orden. Cociente de diferencias de segundo orden. Precisión de aproximación. Soluciones explícitas e implícitas. Criterios de estabilidad.

9.C. Condiciones de borde. Tipos de grillas.

UNIDAD 10: Flujo fluidos incompresibles 10.A. Flujo de fluidos incompresibles 10.B . Forma implícita y explícita de las ecuaciones de f lujo. 10.C. Balance de materiales.

UNIDAD 11: Flujo fluidos poco compresibles 11.A. Flujo de fluidos poco compresibles 11.B. Forma implícita y explícita de las ecuaciones de f lujo.


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11.C. Balance de materiales.

UNIDAD 12: Flujo fluidos compresibles

12.A. Flujo de fluidos compresibles (gases reales) Revisión de las ecuaciones de flujo para gases reales.

12.B. Uso de correlaciones para el cálculo de las propiedades PVT de gases. Cálculo de la pseudo presión relativa.

12.C. Solución de la ecuación de flujo. Balance de Materiales

UNIDAD 13: Flujos Multifásicos

13.A. Flujo multifásico. Cálculo de kr (método de Stone y modificaciones). 13.B. Ecuaciones básicas para el flujo de gas-petró leo en una dimensión

13.C. Flujo trifásico. Compresibilidad de la roca. Solución para flujo gas petróleo. Método IMPES

UNIDAD 14: Simulación Numérica

14.A. Simulación numérica del flujo bifásico agua-petróleo. Aplicación a la recuperación secundaria de petróleo.

14.B. Modelo matemático: sistema de ecuaciones diferenciales en derivadas parciales no lineales. Solución numérica del modelo unidimensional lineal. Método IMPES (implícito en presiones y explícito en saturaciones).

14.C. Método totalmente implícito. Análisis de kr.Uso del simulador BOAST.

METODOLOGÍA DE ENSEÑANZA

Reservorios III está formada por dos áreas diferenciadas una Recuperación Secundaria y otra Simulación numérica, que se dictan simultáneamente en distintos días de la semana. Recuperación Secundaria:

Cada clase teórica (2 horas semanales) o práctica (1 hora semanal) se dicta con apoyo de presentaciones Power Point, el material de estudio es enviado vía e-mail al correo de cada alumno. La práctica está formada por 18 ejercicios de complejidad creciente.

Se realiza una visita a laboratorio de la Facultad.

Se realiza una visita a yacimientos de Mendoza con Recuperación Secundaria. Fundamentos de la Simulación Numérica: Las clases se dictan en la sala de Computación

Consta de dos partes:


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I: conceptos teóricos para introducir a los alumnos al uso del simulador. Se entregan apuntes teóricos basados en la bibliografía y de acuerdo se vaya avanzando en el dictado del temario. Se desarrollan 5 trabajos prácticos para fijar conocimientos con ejercicios y cuestionarios. Se incentiva el trabajo en equipo y el intercambio de opiniones por lo que los alumnos. Los ejercicios se entregan al finalizar la clase.

II: uso del simulador numérico. Consta de 11 ejercicios.

Actividad Carga horaria por semestre

Teoría y resolución de ejercicios simples 45

Formación Experimental – Laboratorio 5

Formación Experimental - Trabajo de campo 5

Resolución de problemas de ingeniería 20

Proyecto y diseño 0

Total 75

BIBLIOGRAFÍA

Título Autor(es) Editorial Año de edición

Ejemplares disponibles

Gas reservoir engineering. SPE Textbook Series

Lee, W. John Wattenbarger, Robert A.

Society of Petroleum Engineers

1996 1

Petroleum reservoir engineering

Amyx, James W. Bass, Daniel M.; Whiting, Robert L

McGraw-Hill 1960 3

Reservoir engineering manual

Cole, Frank W. Texas , Gulf Publishing

1961 1

Reservoir simulation Mattax, Calvin C., Dalton, Robert L.,

Henry L. Doherty Series

1990 1

Improving oil and gas recoveries within sustainable development: reservoir engineering and enhanced oil recovery

Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference

Society of Petroleum Engineers-Instituto Argentino del Petróleo

1994 1

The reservoir engineering aspects of waterflooding

Craig, Forrest F.

Henry L. Doherty Series. New York, Society of Petroleum

1993 3


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Engineers

Fundamentals of reservoir engineering

Dake, L. P. Amsterdam, Elsevier

1978 11

Applied reservoir engineering - I

Smith, Charles Robert; Tracy, G. W.; Lance Farrar, R.

Oklahoma, OGCI 1992 Vol 1 Vol 2

Reservoir engineering of fractures reservoirs : fundamental and practical aspects

Saidi, Ali M. Paris, Total 1987 1

Worldwide practical petroleum reservoir engineering methods

Slider, H. C. Oklahoma, Penn Well 1983 1

Integrated petroleum reservoir management

Satter, Abdus; Thakur, Ganesh C.

Oklahoma, Pennwell Books

1994 2

Recuperación secundaria y asistida

Jornadas de recuperación secundaria y asistida

Mendoza, Instituto Argentino del Petróleo

2005 1 CD

Thermal methods of oil recovery

Boberg, Thomas C. New York, John Wiley

1988 1

Thermal methods of oil recovery

Burger, Jacques; Sourieau, Pierre

Paris, Technip 1985 1

Mechanics of secondary oil recovery

Smith, Charles Robert Florida, Krieger 1966 1

Applied enhanced oil recovery

Carcoana, Aurel New Jersey , Prentice-Hall

1992 1

Enhanced oil recovery Lake, Larry W. New Jersey, Prentice-Hall

1989 2

Enhanced oil recovery Green, Don W.; Willhite, G. Paul

Richardson, Society of Petroleum Engineers

1998 2

The design engineering aspects of waterflooding

Rose, Buckwalter, Woodhall

SPE Doherty Series, Monograph Vol 11

1989 1

Waterflooding Willhite, Paul SPE 1986 3

The practice or reservoir engineering

Dake, L Elsevier 1994 4

Wettability Literature Anderson, W.G JPT (Journal of Dec.1987 1


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Survey –The Effects of Wettability on Waterflooding

Petroleum Technology)

Analysis of Decline Curves

Arps, J.J. Trans. AIME 1945 1

Reservoir Management for Waterfloods Part I

Baker, Richard

JCPT (Journal of Canada Petroleum Technology)

1997 1

Reservoir Management for Waterfloods Part II

Baker, Richard


1998 1

Injection Water Quality – a Key Factor to Succesful Waterflooding

Bennion D.B., Bennion D.W., Thomas F.B., Bietz R.F. - Hycal Energy Research Laboratories Ltd.


1998 1

SPE 30775 – Water Control Diagnostic Plots

Chan, K. S. – Schlumberger Dowell


1995 1

SPE 38902 - Determinación de la Eficacia de Barrido Volumétrica en Secundarias Maduras Usando Datos de Producción

Cobb, W. M. - SPE y Marek, F.J. - SPE, William M. el Cobb & Associates Inc.


1997 1

SPE 48952 - Determinación del Espesor Neto para los Mecanismos de Recuperación Primaria y Secundaria

Cobb, W. M. - SPE, y Marek, F.J. - SPE, William M. el Cobb & Associates


1998 1

Waterflooding. Curso dictado por Cobb, Argentina, 1995

Cobb, W., Smith, J. T IAPG 1995 1

Waterflooding. Curso dictado por Cobb, Argentina, 1996

Cobb, W., Smith, J. T IAPG 1996 1

Applied Petroleum Reservoir Engineering

Craft, B.C.; Hawkins, M. and Terry, R. E.

Prentice - Hall 1990 1

Aspectos de la ingeniería de

Craig Forrest F. Jr. Society of Petroleum

1971 1


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Reservorio para la Inyección de Agua

Engineers

The Reservoir Engineering Aspects Of Waterflooding

Craig, Forrest F. Jr.

Henry L. Doherty Series. New York, Society of Petroleum Engineers

1993 1

SPE 19506 – Author’s Reply to Discussion of A Prediction Technique for Inmiscible Processes Using Field Perfomance

Ershaghi, Iraj - SPE - Universidad del Sur de California

JPT (Journal of Petroleum Technology)-Society of Petroleum Engineers, Universidad de California del Sur - Society of Petroleum Engineers

1989 1

SPE 13793 – Author’s Reply to Discussion of A Prediction Technique for Immiscible Process Using field Perfomance Data

Ershaghi, Iraj – SPE - Universidad del Sur de California


1985 1

SPE 10068 – A Prediction Technique for Immiscible Processes Using Field Perfomance Data

Ershaghi, Iraj - SPE - Universidad del Sur de California; Abdassah, Doddy - SPE - Universidad del Sur de California


1981 1

SPE 6977 – A Method for Extrapolation of Cut vs Recovery Curves

Ershaghi, Iraj – SPE, AIME, Osazuwa Omoregie - Universidad del Sur de California


1977 1

SPE 14209 - Application of the X-Plot Technique

Ershaghi, SPE, Universidad de California del Sur, Handy, LJ. - SPE, Universidad de California del Sur, Hamdi, M. – Universidad de California del Sur


1987 1

Decline Curve Analysis Using Type Curves

Fetcovich, M.J. JPT (Journal of Petroleum

1980 1


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Technology)

SPE 18740 - An Overview of Waterflood Surveillance and Monitoring

Talash, A.W.; SPE; Mobil E&P Services Inc.

JPT (Journal of Petroleum Technology)

1988 1

SPE 20748 – Implementation of a Reservoir Management Program

Thakur, G.C. - Chevron U.S.A. Inc.


1990 1

SPE 23471 - Waterflood Surveillance Techniques – A Reservoir Management Approach

Thakur, G.C. - Chevron U.S.A. Inc.

Society of Petroleum Engineers - JPT (Journal of Petroleum Technology)

1991 1

Simulación numérica de reservorios Ing. Mezzatesta

Servicio de Minería y guía de explotación

1983 1

Sahara, curso de entrenamiento

Interfaces Interfaces 2006 6

Integrated waterflood asset management

Thakur, Satter Pen Well 1998 3

SPE Reprint Series Numerical Simulation II Nº20

SPE 1986 1

SPE Reprint Series Numerical Simulation II Nº11

SPE 1973 1

Fanchi, J Applied reservoir simulation

Gulf Publishing Company

1997 3

Petroleum Workbench Black Oil simulation User Manual

Scientific Software Intercomp INC

1995 1

Ertekin, Abou Kassen, King

Basic Applied Reservoir Simulation

SPE Texbook series

2001 1

Patton Applied water technology

Campbell Petroleum Series

1986 1

Aziz, Settari Petroleum Reesrvoir Simulation

Applied Science Publishers

1

Ing. Rafael Cobeñas Curso de simulación de reservorios

ITBA 2000 1


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EVALUACIONES

Para obtener la regularidad los alumnos deben aprobar los prácticos, los parciales y deben tener un 75 % de asistencia. Para aprobar la materia se debe rendir un examen final Programa de examen

Bolilla 1: Temas: 2B 3ª 4B 5ª 6 Bolilla 2: Temas: 1B 3B 4ª 5B 6 Bolilla 3: Temas: 2ª 1B 4B 5ª 6 Bolilla 4: Temas: 2B 1ª 3B 5B 6 Bolilla 5: Temas: 3ª 2ª 4B 5ª 6 Bolilla 6: Temas: 3B 2B 4ª 5B 6

FECHA, FIRMA Y ACLARACIÓN TITULAR DE CÁTEDRA

Reservorios III

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