Chapitre 01:: Réservoir Rock & Propriétés Des Fluides [PDF]

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Chapitre 01: Réservoir Rock & Propriétés des fluides 1. Réservoir Roche Propriétés une. Porosité

Porosité est l'une des propriétés de la roche importante de roche et il est une mesure de l'espace des pores dans une roche.

Figure 1 - Porosité

(Ref: http://www.tulane.edu/~sanelson/images/pores.gif) La figure 1 montre l'illustration de la porosité et on peut voir que la taille des grains et la distribution peuvent affecter la porosité de la roche. Porosité (ɸ) est mathématiquement exprimée comme un rapport de l'espace de vide total avec une roche à un volume total de roche.

Porosité (ɸ) = (V p ÷ V b) × 100 Où; •

V p = volume poreux

•

V b = en masse volume de roche

•

Porosité (ɸ) est représenté sous forme de pourcentage.

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Comment mesurer Porosité

Il existe plusieurs méthodes pour déterminer la porosité comme indiqué ci-dessous

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Méthodes directes: mesure de chasse d'eau de base par un fluide ou de l'air

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Les méthodes indirectes: et des outils de diagraphie (densité, neutrons, et sonique)

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Classification des Porosité

Porosité (ɸ) peuvent être classés en plusieurs types en fonction de critères;

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porosité primaire: cette porosité est dans la roche qui a été formé au cours de la sédimentation. porosité primaire dépend de plusieurs facteurs, tels que l'environnement depositional, la taille des grains et la forme, la distribution des grains de sable, entre cimentation sables, etc.

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porosité secondaire: Ceci est formé au cours de la roche diagenèse. dissolve réaction chimique des grains de roche et il en résulte dans les espaces vides dans la roche.

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porosité absolue: Il est un rapport de l'espace total de pores pour un volume de masse de roche. Cela ne compte des vides qui ne se connectent pas à d'autres.

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porosité efficace: Il est une ration des espaces de pores interconnectés à un volume en vrac de roche. Ce chiffre est approprié d'utiliser pour calculer le volume de fluide dans un réservoir

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Exemple:

Un échantillon de base est de 5 cm de long et 3 cm de diamètre. Dans le laboratoire, le vide, 3,25 cm3, de l'air est évacué des espaces poreux.

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Quel est le volume de masse de l'échantillon de base?

Gros volume = (π ÷ 4) × Diamètre 2 × Longueur de base

Gros volume = (π ÷ 4) x 3 2 5 × En vrac volume = 35,34 cm3

•

Quel est le volume des pores?

Ceci est le volume d'air aspirés si l'espace est pores 3,52 cm2

•

Quelle est la porosité de la roche?

Porosité (ɸ) = (Vp ÷ Vb) × 100

Porosité (ɸ) = (3,52 ÷ 35,34) x 100

Porosité (ɸ) = 10%

•

Est-il efficace ou porosité totale?

Ceci est la porosité efficace, car il mesure le volume d'air qui peut être retiré du noyau.

Forme

Cubique

Hexagonal

Rhomboédrique Orthohombic Tetragonal

triclinique

géométrique

Porosité

≈47,6

≈39,5

≈26

≈39,5

≈30,20

≈26

Valeur [%]

b. fluide saturation saturation du fluide est la quantité de chaque fluide est présent dans les pores d'une roche. Cela aura une incidence sur la capacité de chaque écoulement du fluide dans les milieux poreux. Ceci est l'une des valeurs essentielles pour l'ingénierie réservoir car de nombreux calculs d'ingénierie ont besoin de valeurs de saturation des fluides.

Fluide Saturation Rock saturation fluide est exprimée en termes de volume de fluide divisé par l'espace poreux total.

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saturation du gaz (SG) = Vg ÷ Vp

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saturation en huile (So) = Vo ÷ Vp

•

saturation en eau (Sw) = Vw ÷ Vp

saturation totale de l'équation fluide de 1, donc cela peut mathématiquement être exprimé comme celui-ci.

•

Sg + So + Sw = 1

Où; •

Vg = volume de gaz dans l'espace des pores

•

Vo = volume d'huile dans l'espace des pores

•

Vw = volume d'eau dans l'espace des pores

•

Comment mesurer la saturation des fluides

Deux méthodes pour déterminer la saturation en fluide sont 1) l'échantillon de base et 2) l'enregistrement des services filaires. échantillon de base est une méthode directe, car il est une mesure physique. Cependant, l'exploitation forestière filaire est une méthode indirecte, car les valeurs sont dérivées de modèles mathématiques.

c. la mouillabilité Mouillabilité est une tendance de fluide à coller à la surface de la formation alors que d'autres types de fluides sont présents. La mouillabilité de la roche est mesurée par une analyse de base dans un laboratoire et typiquement un angle de contact de mesure de laboratoire entre le fluide et la roche.

Mouillabilité dans un réservoir est une mesure de l'aptitude d'un fluide pour revêtir la surface de la roche. Mouillabilité et l'hétérogénéité ont un impact significatif sur la forme des courbes de perméabilité relative. La courbe de la perméabilité relative de fluide de mouillage est concave vers le haut, tandis que le fluide non mouillant a une forme de « S ». Dans le cas où il n'y a pas de tension interfaciale entre le fluide

phases, les courbes de perméabilité relative à simplifier les lignes droites entre les points d'extrémité.

Mouillabilité de la roche est classé par l'angle de contact, qui est divisé en 3 catégories.

•

eau humide - angle de contact (θ) est inférieur à 90 degrés

•

naturellement humide - angle de contact (θ) est égal à 90 degrés

•

huile humide - angle de contact (θ) est supérieur à 90 degrés

Figure 1 - Eau humide

Figure 2 - Huile humide

Même si mouillabilité ne sera pas utilisé directement dans une équation de bilan matières, il permet de déterminer la distribution de fluide dans un réservoir et limitation du débit potentiel. Plusieurs propriétés de la roche ont une relation directe avec la mouillabilité, la perméabilité à l'instant de rapport, la pression capillaire et des propriétés électriques. Lors de l'essai d'un noyau dans un laboratoire, il est très important de considérer le type de fluide de forage utilisé dans une opération de forage, car il peut changer mouillabilité de roche dans la zone de contact trou de forage. Puis, à la suite de tests ne sera pas valide à utiliser.

ré. Absolute Perméabilité la perméabilité absolue est une aptitude à l'écoulement de fluide à travers une roche perméable lorsque

un seul type de fluide se trouve dans les pores de la roche . La perméabilité absolue est utilisée pour déterminer la perméabilité relative des fluides circulant simultanément dans un réservoir.

L'équation de Darcy est largement utilisé dans un champ de pétrole pour mesurer le débit dans les milieux poreux et l'équation d'écoulement linéaire du Darcy est représenté ci-dessous;

L'équation 1 - L'équation de Darcy pour écoulement linéaire

Figure 1 - Débit Liner Schéma

Où; •

q = débit, cc / sec

•

k = perméabilité de Darcy (D)

•

A = aire de section transversale à l'écoulement, cm2

•

μ = viscosité du fluide, cp

•

Dp = Pression, atm

•

DL = longueur du trajet de fluide, cm

•

Pour l'unité de champ pétrolifère, l'équation ci-dessus est exprimé ci-dessous;

Où; •

q = débit, stb / d

•

k = perméabilité, milli Darcy (mD)

•

A = aire de la section transversale à l'écoulement, ft2

•

μ = viscosité du fluide, cp

•

Dp = pression, psi

•

DL = longueur du trajet de fluide, ft

Remarque: Ces équations (équation 1 et l'équation 2) représentent un écoulement linéaire et un signe moins est dans l'équation parce que Dp est un chiffre négatif de sorte que ces deux signes moins peuvent annuler l'autre.

A partir de l'équation 2, la perméabilité peut être exprimée comme celui-ci.

Où; •

q = débit, stb / d

•

k = perméabilité, milli Darcy (mD)

•

A = aire de la section transversale à l'écoulement, ft2

•

μ = viscosité du fluide, cp

•

Dp = pression, psi

•

DL = longueur du trajet de fluide, ft

Remarque: Pour un flux radial, nous allons entrer dans les détails dans des articles ultérieurs.

Dans un écoulement en 3 dimensions, la perméabilité de chaque axe du bas représente les signes suivants;

•

kx - la perméabilité dans la direction x (perméabilité horizontale)

•

ky - la perméabilité dans la direction y (perméabilité horizontale)

•

kz - la perméabilité dans la direction z (perméabilité verticale)

Kx et Ky sont parallèles à un plan de stratification de la formation, mais kz est perpendiculaire à un plan de couchage.

En général, la perméabilité horizontale et de la perméabilité verticale a un niveau de différence significative. La variation de la perméabilité dans des plans différents est appelé Perméabilité anisotropie. Dans la modélisation du réservoir, il est assez fréquent d'avoir kx près de ky mais, KZ devrait être sensiblement différente.

Les réservoirs avec formation en couches ont plusieurs valeurs de perméabilité, de sorte que ces valeurs de perméabilité doit être moyen pour représenter l'ensemble du paquet de sable. Il existe deux méthodes utilisées pour la perméabilité moyenne.

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Epaisseur Poids moyen

Où; •

KAVG = perméabilité moyenne

•

k = perméabilité de la couche

•

h = épaisseur de la couche

•

Moyenne géométrique

Où; •

k avg = perméabilité moyenne

•

Comment mesurer l'Absolu Perméabilité

La perméabilité absolue est déterminée par l'écoulement d'un fluide unique de viscosité connue à travers un échantillon de base à un débit prévu et une pression différente. Ensuite, utilisez l'équation 1 pour calculer la perméabilité absolue. Cette valeur représente la réponse que dans une petite échelle, car un échantillon de base est si faible par rapport à la taille d'un réservoir.

e. Pression capillaire pression capillaire est une force due à des différences entre les densités de fluide dans une roche qui peut forcer l'hydrocarbure de traction à travers les pores d'une roche de sorte qu'une zone de transition entre les fluides se produit.

Faisons simple. Si l'on met un petit tube dans l'eau par superposition d'huile, l'eau se lèvera dans le tube en raison de la pression capillaire (Pc). Pour cette situation, la pression capillaire (Pc) est la différence de pression à travers l'interface courbée entre les fluides (huile et eau) représentés sur la figure 1.

Figure 1 - Schéma Capillaire

Pc à la figure 1 peut être exprimée en

Pc = 2 x σ wo × cos (ɵ) ÷ r - - l'équation 1

Où; •

σ wo est la tension interfaciale entre les fluides.

•

Ɵ est un angle de contact.

•

r est un rayon de tube.

Avec le simple schéma de la figure 1, il démontre que plus petite taille des pores (petit r) aura une pression capillaire supérieure à grande roche taille des pores. Lorsque le fluide est dans un état statique, la force gravitationnelle équivaut à la force capillaire. Ensuite, la pression capillaire peut être définie comme la différence entre les densités de fluide.

Pc = (ρ w - ρ o) × g × h - équation 2

Où; •

ρ w = densité de l'eau

•

ρ o = la densité de l'huile

•

g = accélération de la pesanteur

•

h = hauteur de la colonne d'eau

La distribution de fluide dans une roche réservoir dépend de la saturation en phase de mouillabilité. Cela signifie que moins mouillant la saturation en phase aura une pression capillaire plus élevée, car il occupe les petits espaces de roche. La figure 2 montre une relation entre le PC et le mouillage saturation de phase.

Figure 2 - Pression Capillaire et Sw

Un réservoir au contact de l'eau de l'huile aura une zone de transition entre la zone d'eau libre (100% Sw) jusqu'à saturation de l'eau fossile, CFC, dans un réservoir d'huile due à la pression capillaire.

figure 3 - La zone de transition Diagramme

La figure 3 montre un schéma de zone de transition et la hauteur (h) d'une zone de transition au-dessus d'un niveau d'eau libre, et il peut être calculé par l'équation suivante.

h = (144 × Cp) ÷ (ρ w - ρ o)

•

h = hauteur de la zone de transition, ft

•

Pc = pression capillaire, psi

•

ρ w = densité de l'eau, lb / cu-ft

•

ρ o = la densité de l'huile, lb / cu-ft

Ce concept est très important car dans certains réservoirs qui ont un contact huile-eau, il n'y a pas de différence nette entre l'huile et de l'eau parce que la pression capillaire crée une zone de transition. La plus grande zone de transition peut réduire la réserve d'huile dans le réservoir de façon spectaculaire dans certains cas.

•

Exemple:

Un échantillon de base est testé pour déterminer la pression capillaire. La pression capillaire à l'état du réservoir est de 20 psi et la différence de densité de l'huile de servitor et de l'eau est de 17,0 lb / ct. La roche a Sw de 30%. Quelle est la hauteur de la zone de transition à Sw 30%?

h = (144 × Cp) ÷ (ρ w - ρ o) h = (144 x 20) ÷ (17)

h = 169,4 pi. Comme vous pouvez le voir dans ce calcul simple, la zone de transition est presque 170 pieds. Si vous avez 600 pieds de sable, 28% du réservoir se trouve dans une zone de transition.

F. la compressibilité La compressibilité est un changement de volume relatif d'un fluide ou solide dans une réponse à une variation de pression. On peut relier cela dans un aspect de l'ingénierie de réservoir. pression de surcharge est le poids de la roche, et il a typiquement un gradient de 1 psi / ft. Rock fluide métrique et la formation dans les pores supporte le poids de la roche au-dessus. Lorsque du pétrole est produit à partir de roches réservoirs, la pression de fluide dans l'espace des pores diminue, mais elle est toujours la même surcharge. Cela se traduira par la réduction du volume en vrac des roches et des espaces pores. La réduction du volume par rapport à la pression est appelée « volume des pores compressibilité (cf) " ou " formation compressibilité » Et il peut être exprimé mathématiquement comme ça.

Où •

Vp = volume poreux

•

dVp = changement de volume

•

dp = changement de pression, psi

•

cf = compressibilité de roche, 1 / psi

Remarque: La mesure réelle de la roche compressibilité est cher et il est nécessaire d'avoir un échantillon de formation. En pratique, en utilisant la corrélation Hall pour déterminer la compressibilité roche est acceptable. La corrélation de compressibilité de rock Hall est une fonction seulement de la porosité. La corrélation est basée sur des données de laboratoire et est considéré comme raisonnable pour normalement exercé des pressions sur les grès.

Rock facteur de compressibilité est très important pour la modélisation du réservoir.

cf est typiquement dans la plage de 3 x 10- 6 à 6 x 10- 6 1 / psi.

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Exemple

Utiliser les données suivantes pour déterminer le changement de volume dans le réservoir de roche par 100 livres par pouce carré de chute de pression.

zone réservoir = 2.000.000 pieds carrés Porosité = 15%

Rock compressibilité = 3 x 10 6 1 / psi épaisseur de Formation = 150 ft

•

Solution

volume de la roche réservoir = 2000000 x 150 = 300 x 10 6 pieds carrés Vp = volume de roche réservoir porosité x

Vp = 300 x 10 6 x 0,15 = 45 x 10 6 ft 3 d Vp / dp = cf × Vp

d Vp / dp = 3 x 10- 6 x 45 x 10 6 = 135 ft 3 / psi

dp = 100 psi

d Vp = 13500 ft 3 % De changement de volume des pores du réservoir @ 100 psi déclin = dVp ÷ Vp = 13500 ÷ 45 x 10 6 = 0,03%

2. Réservoir Propriétés des fluides une. Gaz

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Contexte

peut être défini comme un gaz d'un fluide homogène de faible densité et de faible viscosité, qui n'a ni la forme ni indépendante volume. Il se dilate pour remplir complètement le récipient dans lequel il est contenu. Les propriétés des gaz diffèrent des liquides principalement parce que les molécules de gaz sont beaucoup plus éloignés que les liquides. La loi stipule de gaz idéal:

Cette équation a une valeur pratique limitée, car aucun gaz se comporte comme un gaz connu idéale. Cependant, cette équation décrit bien le comportement de la plupart des gaz réels à basse pression et il sert de point de départ pour développer des équations d'états pour les gaz réels à des pressions élevées. De plus, les comportements de la plupart des gaz réels ne dévient pas radicalement du comportement prévu par cette équation. En insérant un facteur de correction (Z) dans l'équation de gaz idéal, le comportement du gaz réel peut être prédite avec précision.

Le facteur de correction est appelé le facteur de compressibilité du gaz; la déviation par rapport à un comportement de gaz idéal.

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Gas Gravity

la gravité de gaz est la masse molaire (poids moléculaire) du gaz naturel divisée par la masse molaire de l'air (28,94 kg / kmol). Il va de 0,55 pour le gaz sec sucré à environ 1,5 pour gaz acide par voie humide. Gaz de pétrole ont généralement un poids d'environ 0,65.

La gravité de gaz influe sur les calculs de viscosité du gaz, la compressibilité, le facteur de compressibilité, et le rapport de l'huile-gaz-solution.

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Gaz Facteur compressibilité

Le facteur de compressibilité du gaz d'un gaz naturel est une mesure de l'écart par rapport à un comportement de gaz idéal. Le facteur de compressibilité du gaz est le rapport du volume occupé effectivement par un gaz à une pression donnée et à une température au volume

le gaz occuperait à la même pression et la température si elle se comportait comme un gaz parfait.

Le facteur de compressibilité du gaz est habituellement comprise entre 0,8 et 1,2, mais il peut être aussi faible que 0,3 et aussi élevé que 2,0. Il est utilisé dans le calcul de pseudopressures de gaz, et dans la conversion des volumes de gaz et les taux de conditions standard de réservoir conditions (et vice-versa). Il est parfois appelé le facteur de compressibilité, et est souvent confondu avec le terme « compressibilité » (ce qui est le changement de volume par unité de changement de pression). Le facteur de compressibilité du gaz affecte directement la compressibilité du gaz.

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gaz compressibilité

La compressibilité d'une substance est le changement de volume par unité de variation de pression. La compressibilité du gaz ne doit pas être confondu avec le facteur de compressibilité du gaz. La compressibilité du gaz est une fonction très forte de la pression et augmente à mesure que la pression diminue. Mathématiquement, il peut être exprimé sous la forme:

Où p est la pression indiquée et Z est le facteur de compressibilité du gaz à cette pression. Ainsi, l'ampleur de compressibilité du gaz est de l'ordre de 1 / p.

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Formation de gaz Facteur de volume

Le facteur de volume de la formation de gaz est le volume de gaz dans des conditions de réservoir divisé par le volume de gaz dans des conditions standard. Il est utilisé pour convertir des volumes mesurés de la surface à des conditions de réservoir. Défini ci-dessous, il est fonction de la composition de fluide et le rapport pression / température entre le réservoir (in situ) et des conditions standard (14,65 psia et 519,67 ° R ou 60 ° F):

Elle est une fonction très forte de la pression, et une fonction faible de la composition de la température et du gaz.

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La viscosité du gaz

viscosité du gaz est une mesure de la résistance à l'écoulement exercée par le gaz et est donné en unités de centipoises (cp). Des valeurs plus élevées indiquent une plus grande résistance à l'écoulement. Pour le gaz, la viscosité augmente avec la température et la pression. Lorsque la pression diminue, la viscosité du gaz diminue. Les molécules sont tout simplement plus espacés à une pression inférieure et déplacer au-delà de l'autre plus facilement.

Détermination expérimentale de la viscosité du gaz est difficile. Habituellement, il ne se mesure pas, mais est obtenue à partir des corrélations, qui comprennent des corrections pour H 2 S, CO 2, et n 2. viscosité du gaz est utilisé dans de nombreuses équations, notamment dans les définitions de pseudo-pression et pseudo-temps. En règle générale, la viscosité du gaz est dans la plage de 0,015 à 0,03 cp ou 15 à 30 micro-Pa-s.

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Température critique

Les gaz peuvent être converties en liquides par compression du gaz à une température appropriée. Lorsque la température augmente, les énergies cinétiques des particules qui composent le gaz augmentent également, et les gaz deviennent plus difficiles à liquéfier. La température critique d'une substance est la température à partir de laquelle la vapeur de la substance ne peut pas être liquéfié, peu importe la façon dont est appliquée de pression. Par exemple, la température critique de l'eau est de 374 ° C et le dioxyde de carbone est de 31,2 ° C.

température critique représente la température au-dessus de laquelle les phases liquide et gazeuse distinctes existent pas. Comme la température critique est approché, les propriétés du gaz et des phases liquides deviennent les mêmes, résultant en une phase dite de fluide supercritique. La valeur de la température critique est utilisée dans la définition de température réduite (T r = T / T c) qui à son tour est utilisé directement dans les corrélations ou équations d'état pour déterminer diverses propriétés PVT de gaz naturels (par exemple la viscosité, compressibilité, le facteur de compressibilité du gaz, etc.).

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Pression critique

La pression critique d'une substance est la pression requise pour liquéfier un gaz à sa température critique. Par exemple, la pression critique de l'eau est 217,7 atm et le dioxyde de carbone est de 73,0 atm.

Pression critique représente la pression au-dessus duquel les phases liquides et gazeuses distinctes existent pas. Comme la pression critique est approché, les propriétés du gaz et des phases liquides deviennent les mêmes, résultant en une phase dite de fluide supercritique. La valeur de la pression critique est utilisée dans la définition de la pression réduite (p r = p / p c) qui à son tour est utilisé directement dans les corrélations ou équations d'état pour déterminer diverses propriétés PVT de gaz naturels (par exemple la viscosité, compressibilité, le facteur de compressibilité du gaz, etc.).

b. Pétrole

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Contexte

Corrélations des propriétés physiques des pétroles bruts réservoirs sont plus complexes que ceux pour le gaz naturel en raison des nombreux composants différents qu'ils contiennent. Bien que la plupart des composants sont des hydrocarbures, les composants de molécules plus grandes peuvent être différentes classes chimiques. Ces grands composants plus lourds peuvent fortement influencer le comportement du mélange. De plus, les règles de mélange pour les liquides sont très différents que ceux des gaz en raison de la nature complexe des hydrocarbures liquides.

Il existe trois sources principales pour le développement de propriétés pétrolières clés. Ceux-ci sont:

échantillonnage du sous-sol du fluide produit dans des conditions réservoir. Ceci est la meilleure méthode car les mélanges complexes d'hydrocarbures font chaque huile uniques. Les propriétés individuelles peuvent être déterminées de manière empirique dans un laboratoire.

l'échantillonnage de la surface à un séparateur où le débit d'écoulement de chaque fluide, du gaz et des liquides, est mesurée le long de leurs compositions respectives. Ces fluides sont ensuite recombinées en laboratoire dans des conditions réservoir, et le fluide résultant est utilisé pour déterminer de façon empirique les principales propriétés de l'huile.

Corrélations sont souvent utilisés lorsque seuls paramètres clés, tels que la densité de l'huile produite et le volume de solution de gaz évolué, sont connus. Corrélations doivent être utilisés uniquement après avoir été prouvé / écoute avec des mesures de laboratoire pour les échantillons du sous-sol d'huiles analogues.

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huile Gravity

gravité de l'huile concerne la densité de l'huile à celle de la densité de l'eau. La gravité de l'huile a un effet très important sur la viscosité de l'huile calculée et la solution rapport de gasoil. Il a un effet indirect sur la compressibilité de l'huile et le facteur de volume de formation d'huile, car ces variables sont affectées par le ratio gazole solution.

L'American Petroleum Institute (API) a développé une échelle de gravité spécifique qui mesure la densité relative de divers liquides pétroliers. gravité API est en degrés sur graduée un instrument de densimètre et a été conçu de telle sorte que la plupart des valeurs se situent entre 10 ° API et 70 °.

En général, la gravité de l'huile est facilement connue. Il varie de 45 ° API (huile légère) à 20 ° API (de densité moyenne) à 10 ° API (huile lourde). La conversion de densité API (unités de champ pétrolifère) de la gravité relative (par rapport à l'eau) est la suivante:

La conversion de gravité par rapport à l'huile à la densité de l'huile est la suivante:

où: •

ρ w ≈ 62,37 lb / ft • m 3 ou 1000 kg / m 3

•

Formation huile Facteur de volume

formation huile facteur de volume (FVF) est défini comme le rapport du volume de conditions pétrole et de gaz dissous au réservoir (in-situ) au volume d'huile au réservoir de stockage (conditions de surface). Comme la plupart des mesures de la production de pétrole et de gaz sont réalisés à la surface, et l'écoulement de fluide a lieu dans la formation, des facteurs de volume sont nécessaires pour convertir des volumes de surface mesurées aux conditions du réservoir. Il est défini comme suit:

formation huile facteur de volume est influencée par deux facteurs principaux. Le facteur dominant est du gaz en solution. Comme la pression augmente, la quantité de gaz dissous ce que l'huile peut se dissoudre augmente de telle sorte que la houle à l'huile, de sorte que le facteur de volume de formation est supérieur à 1,0. Une fois qu'il n'y a pas de gaz libre restant disponible pour se dissoudre dans l'huile, de nouvelles augmentations de la suite de la pression en diminution du facteur de volume de la formation en raison de la deuxième facteur d'influence - la compressibilité de l'huile. Comme le montre le diagramme ci-dessous, le facteur de volume de la formation d'huile est dominé par gonflement en dessous de la pression de point de bulle (en raison de gaz dissous), et par une compressibilité supérieure à la pression de point de bulle (puisque tout le gaz disponible est maintenant dissous).

•

Rétrécissement

Le rétrécissement est l'inverse du facteur de volume de formation pour l'huile, et représente la différence entre le volume d'huile dans le réservoir et son volume lorsqu'il est produit à la surface (pression et température normales. La valeur de

le retrait est généralement compris entre 0,5 et 1. La variation de volume est due au gaz de la solution sortant de l'huile lorsque la pression diminue.

•

huile compressibilité

La compressibilité de tout fluide est défini comme la variation relative de volume de fluide par unité de variation de pression. Cela est généralement exprimé en variation de volume par unité de pression. Huile compressibilité est une source d'énergie pour un écoulement de fluide dans un réservoir. Dans un réservoir sous-saturée est un mécanisme d'entraînement dominant, mais pour un réservoir saturé, il est éclipsé par les effets de compressibilité du gaz en raison de l'évolution du gaz dissous. Huile compressibilité est une composante de la compressibilité totale, qui est utilisé dans la détermination de la peau, le temps adimensionnel et bilan matières.

Huile compressibilité, en fonction de la pression tracée, montre une discontinuité significative à la pression du point de bulle. Au-dessus de cette pression (condition undersaturated), l'huile est un liquide à une seule phase (constitué par l'huile et le gaz dissous). La compressibilité de ce liquide peut être mesurée en laboratoire, et il est une fonction faible de la pression. A et au-dessous de la pression de point de bulle (état de saturation), le gaz sort de la solution provoque une forte augmentation de la compressibilité, ce qui provoque la discontinuité représentée sur la parcelle. Une fois en dessous du point de bulle, compressibilité huile devient une fonction beaucoup plus forte de la pression.

•

Solution rapport gaz-pétrole

Le ratio du gazole solution est la quantité de gaz dissous dans l'huile à une pression quelconque. Il augmente à peu près linéairement avec la pression et est une fonction de la composition d'huile et de gaz. Une huile lourde contient moins de gaz dissous d'une lumière

pétrole. En général, le ratio de gazole solution varie de 0 (huile morte) à environ 2000 scf / bbl (huile très légère). Le ratio du gazole solution augmente avec la pression jusqu'à ce que la pression de point de bulle soit atteinte, après quoi elle est une constante, et l'huile est dite sous-saturée.

Le ratio du gazole solution est une composante importante des corrélations PVT. Il a une influence très importante sur le facteur de volume de formation d'huile, la viscosité de l'huile, et la compressibilité de l'huile.

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huile de viscosité

la viscosité de l'huile est une mesure de la résistance à l'écoulement exercée par l'huile, et est donné en unités de centipoises (cP). Des valeurs plus élevées indiquent une plus grande résistance à l'écoulement. Pour l'huile, la viscosité diminue avec l'augmentation de la température et de la pression (jusqu'au point de bulle). Au-dessus de la pression de point de bulle, la viscosité de l'huile augmente lorsque la pression augmente au minimum comme indiqué ci-dessous. Elle est une fonction très forte de la température réservoir, la gravité de l'huile, et le rapport d'huile de gaz solution.

La viscosité de l'huile est mesurée en fonction de la pression dans la plupart des mesures de laboratoire de PVT. De temps en temps, un rapport d'analyse d'huile routine citer la viscosité de l'huile (et la viscosité cinématique). Ces mesures sont dans des conditions de réservoir de stockage et ne doivent pas être utilisés comme la viscosité de l'huile in situ. viscosité Dead-huile est définie comme la viscosité du pétrole brut à la pression atmosphérique (pas de gaz en solution) et la température du système. Il existe plusieurs corrélations disponibles pour estimer la viscosité de l'huile dans des conditions réservoir, mais le plus grand soin doit être pris, car ils sont très sensibles aux entrées de rapport gaz-pétrole par gravité d'huile et de solution. La viscosité de l'huile dans des conditions de réservoir peut varier de 10 000 cP à une huile lourde à moins de 1 cP pour une huile légère.

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Bulle pression point

La pression de point de bulle est définie comme étant la pression à laquelle la première bulle de gaz sort de la solution. À ce stade, on peut dire que l'huile est saturée - il ne peut pas contenir plus de gaz. Au-dessus de cette pression de l'huile est sous-, et l'huile agit comme un liquide à une seule phase. Au-dessous de cette pression et de l'huile est saturée, et provoque le gaz à être libéré tout abaissement de la pression résultant de l'écoulement à deux phases.

c. Eau

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Contexte

L'estimation des propriétés des eaux réservoir est important pour les calculs d'ingénierie de réservoir, en particulier pour ceux qui ont afflux d'eau. , L'eau est souvent aussi une très

importante composant liquide d'un système de production de pétrole et de gaz. Les propriétés physiques de l'eau jouent un rôle important dans le calcul des flux multiphases. Parce que la composition de l'eau n'est généralement affectée par les solides dissous, la corrélation des propriétés de l'eau est relativement simple. En outre, les changements dans les propriétés physiques de l'eau en fonction de la température et la pression sont relativement faibles et peuvent généralement être prédit.

•

Eau Densité

gravité spécifique de l'eau est définie comme la densité de l'eau divisée par la densité de l'eau dans des conditions standard (62,3 lb / ft 3). L'eau contenue dans un réservoir est une solution saline et a généralement un plus grand que 1,0 de gravité spécifique. gravité spécifique de l'eau n'a pas d'effet sur les propriétés calculées, telles que la compressibilité de l'eau, le facteur de volume de la formation, et la viscosité. Il est utilisé, cependant, dans les calculs de chute de pression de puits de forage lors de la conversion des pressions de tête de puits à sandface.

•

Salinité

La salinité représente la quantité de sels dissous, généralement exprimée en nombre d'ions de chlore dans un volume fixe d'eau, exprimée en parties par million (ppm).

•

La viscosité de l'eau

viscosité de l'eau est une mesure de la résistance à l'écoulement exercée par l'eau. Des valeurs plus élevées indiquent une plus grande résistance à l'écoulement. Pour l'eau, la viscosité diminue avec l'augmentation de la température et augmente avec une pression croissante. viscosité de l'eau est une fonction très faible de la pression. L'eau à la température ambiante est approximativement égale à 1 cP. Dans un réservoir, il est typiquement compris entre 0,5 et 1 cP. Cela est dû à la température plus élevée, la salinité et la teneur en gaz de la solution de l'eau.

•

eau compressibilité

La compressibilité de toute substance est le changement de volume par unité de volume par unité de variation de pression. compressibilité L'eau est une source d'énergie pour l'écoulement du fluide dans un réservoir, mais il est significatif que lorsqu'il n'y a pas de gaz libre présente dans le réservoir. La valeur de compressibilité de l'eau peut être obtenue à partir de mesures de laboratoire PVT ou déterminée à partir de corrélations. le

magnitude est approximativement entre 1,0 x 10- 6 et 9,0 x 10- 6 pSI- 1. Elle est une fonction faible de la pression, la température et la salinité.

•

Facteur de volume de l'eau Formation

le facteur de volume de formation d'eau est défini comme le rapport du volume d'eau dans des conditions de réservoir (in-situ) à ce qu 'au réservoir de stockage de conditions (de surface). Ce facteur est utilisé pour convertir le débit d'écoulement d'eau (dans les conditions de réservoir de stockage) pour les conditions du réservoir.

facteur de volume de formation de l'eau peut être mesurée en laboratoire ou déterminée à partir de corrélations. Dans la plupart des cas, le facteur de volume de formation d'eau est très proche, et ainsi la plupart des praticiens ont tendance à le mettre à un. Il est une fonction très faible de la pression, la température et la salinité.

•

Gaz Dissous / Ratio eau

Le rapport gaz / eau solution est la quantité de gaz dissous dans l'eau. Il augmente à peu près linéairement avec la pression et est une fonction de la composition d'eau et de gaz. Quantitativement, la solubilité du gaz dans l'eau est considérablement inférieure à celle du gaz dans l'huile.

Chapitre 02: Concepts relatifs perméabilités 1. À compter Perméabilité Lorsqu'il n'y a qu'un seul type de fluide circulant à travers un milieu poreux, la perméabilité pour ce cas est appelé « perméabilité absolue. » Cependant, quand il y a plus d'un type de fluides présents dans une roche, une perméabilité de chaque fluide à l'écoulement est réduite parce qu'un autre fluide se déplace dans la roche aussi bien. Un nouveau terme de perméabilité appelée « perméabilité effective » est une perméabilité d'un rocher à un fluide particulier lorsque plus d'un type de fluide est dans une roche.

Réservoir se compose de trois fluides (gaz, huile et eau) si ceux-ci sont couramment utilisés pour les abréviations perméabilité effective pour chaque fluide.

•

k g = perméabilité effective au gaz

•

k o = perméabilité effective à l'huile

•

k w = perméabilité effective à l'eau

Normalement, il est courant d'indiquer la perméabilité effective en fonction de la perméabilité absolue d'une roche. la perméabilité relative est définie comme une ration de perméabilité effective à une perméabilité absolue de roches.

2. Perméabilité relative La perméabilité relative est un concept utilisé pour transmettre la réduction de la capacité de débit en raison de la présence de plusieurs fluides mobiles. Elle dépend de la géométrie des pores, mouillabilité, distribution de fluides, et l'histoire de saturation fluide. Les mesures de perméabilité relative sont effectuées sur des échantillons de base dans un laboratoire et sont à la fois de temps et coûteux à

produire. Par conséquent, les mesures de perméabilité relative sont le plus souvent demandé pour des projets où la récupération secondaire et / ou tertiaire est envisagée.

Dans un système à phase unique, tel qu'un gaz sec ou un réservoir d'huile saturée sous, la perméabilité effective de l'écoulement du fluide mobile à travers le réservoir varie peu au cours de la production, car les saturations de fluides ne le font pas

changement. Cependant, lorsque plus d'une phase est mobile, la perméabilité effective à chaque phase mobile changera à mesure que les saturations des fluides changent dans le réservoir.

Dans un système à deux phases, les fluides peuvent consister en de l'huile et de l'eau ou de l'huile et du gaz. Dans un système triphasé, les trois phases fluides se produiront. Chaque fluide, lors de son écoulement à travers les milieux poreux, interfère avec les fluides en raison des forces capillaires existent qui réduisent le débit de chaque phase individuelle d'une manière non linéaire. Par conséquent, la somme de la perméabilité relative de chaque phase est toujours inférieur à un.

une. Termes et équations relatives perméabilités phases typiques observées dans un réservoir sont l'huile, l'eau et le gaz; et la perméabilité effective de chacun est désigné en tant que k k et k respectivement. La perméabilité relative pour chaque phase est calculée en o,

w,

g,

divisant la perméabilité effective à l'écoulement par la perméabilité absolue. La perméabilité absolue est la perméabilité « Klinkenberg » ou « air » théorique, qui est mesurée par le nettoyage et le séchage complet d'un échantillon de carotte, puis en mesurant la perméabilité effective de l'écoulement de l'air. Les unités de perméabilité relative sont sans dimension.

b. Courbes relative perméabilité à l'eau humide (huile et eau) Une représentation schématique de courbes de perméabilité relative à l'eau de l'huile dans un réservoir d'eau humide est illustré ci-dessous. Dans la roche d'eau humide, une couche d'eau mouille la surface de la roche et agit comme un lubrifiant pour l'huile située dans les parties centrales des pores.

•

S

toilettes

est le connées ou la saturation en eau irréductible. Ceci est la saturation en eau en dessous de

laquelle l'eau n'est pas mobile en raison des forces capillaires. La perméabilité relative de l'eau à la saturation en eau est inférieure à S

•

S

ORW

toilettes

est zéro.

est la saturation résiduelle en huile ou la saturation de l'huile essentielle. Ceci est la saturation de

l'huile au-dessous de laquelle l'huile est immobile, qui est, sa perméabilité relative est nulle.

c. Huile humide Courbes relative de perméabilité (huile et eau) La figure ci-dessous montre une représentation schématique des courbes de perméabilité relative à l'huile de l'eau dans une roche réservoir humide huile. Dans la roche, l'huile humide huile mouille les surfaces des pores et de l'eau occupe les régions centrales des pores. Typiquement, la saturation irréductible en eau dans la roche réservoir de pétrole par voie humide est inférieure à celle dans la roche humidifié par l'eau.

ré. Gasoil Courbes relative de perméabilités Le schéma ci-dessous montre un ensemble de courbes de perméabilité relative à l'huile du gaz. Dans ce cas, la phase de mouillage, la phase huileuse, empêche l'écoulement de gaz. La saturation de l'eau dans la roche réservoir est prise de ne pas dépasser la valeur irréductible. Cela signifie que l'eau n'est pas mobile, mais il existe dans l'espace des pores et réduit simplement l'espace poreux disponible que le gaz et le pétrole peuvent occuper.

•

S est la saturation en gaz critique. Ceci est la saturation minimum pour le gaz devienne mobile.

•

S est la saturation en huile résiduelle de gaz. Ceci est l'huile immobile lorsque le gaz est le fluide de

gc

org

déplacement.

•

k

•

k

rogc

RGC

est la perméabilité relative de l'huile à la saturation en gaz critique.

est la perméabilité relative du gaz à la saturation en huile résiduelle.

e. Normalisé relative Perméabilité

Lors de l'utilisation perméabilité relative à l'huile de l'eau, il y a un second terme qui est souvent rencontrée. Ceci est « normalisée » perméabilité relative. perméabilité normalisée par rapport définit la perméabilité relative à l'huile à la saturation en eau critique (eau devient mobile) en tant que valeur d'une (1,0) et définit la perméabilité absolue comme efficaces pour la saturation en eau critique.

3. Relative perméabilités Corrélations une. Deux phases Corrélations Dans un système à deux phases, les fluides sont constitués d'huile et d'eau, d'huile et de gaz, ou le gaz et l'eau. Un exemple d'un système huile-eau est représentée ci-dessous:

•

Corey

Ce modèle suppose que le mouillant et non mouillant perméabilités de phase par rapport à être indépendant des saturations des autres phases et ne nécessite qu'une seule série de données de perméabilité à gaz / huile-parent.

•

Système eau / huile

•

Gaz / huile Système

•

Gaz / Eau Système

b. Trois phases Corrélations Trois phases de perméabilité relative peut être générée à partir de la perméabilité relative à deux phases courbes du système huile-eau et les courbes de perméabilité relative du système gaz-pétrole. Les courbes à deux phases représentent les courbes d'extrémité lorsque soit la saturation de gaz ou de saturation en eau est égale à zéro.

•

pierre I

Ce modèle de probabilité estime les données de perméabilité à trois phases à partir des données mesurées en laboratoire à deux phases. On utilise la théorie de l'écoulement du canal dans les milieux poreux pour obtenir un résultat simple pour déterminer la perméabilité relative à l'huile en présence de débit d'eau et de gaz. Le modèle implique que la perméabilité par rapport l'eau et la pression capillaire eau-huile dans des systèmes triphasés sont des fonctions de saturation de l'eau seule, indépendamment des saturations relatives de pétrole et de gaz. De même, la perméabilité relative en phase gazeuse et la pression capillaire gaz-huile sont les mêmes fonctions pour saturtion de gaz dans le système à trois phases comme dans le système d'huile de gaz à deux phases.

Pierre I est largement utilisé dans l'industrie comme la référence en matière de simulation d'huile. Il est un meilleur prédicteur que la pierre 2 dans les régions à faible saturation en huile, est plus approprié pour les systèmes humides d'eau, et ne convient pas pour les systèmes humides intermédiaires.

•

pierre II

Modèle II Stone est une version modifiée de Pierre I. Il est un meilleur prédicteur que Stone 1 dans les régions de saturation riches en huile. Il est plus approprié pour les systèmes humides d'eau et ne convient pas pour les systèmes humides intermédiaires.

•

boulanger

Le modèle à trois phases de Baker est basée sur une interpolation pondérée saturation entre les deux phases des valeurs de perméabilité relative. Il est bien adapté pour les systèmes humides ou humides huile intermédiaires.

Chapitre 03: Réservoir Types fluides En règle générale, il y a cinq principaux types de fluides réservoir:

•

huile noire

•

Huile volatile

•

Condensat (Retrograde gaz),

•

gaz humide

•

gaz sec

Chacun de ces types de fluides nécessitent des approches différentes lors de l'analyse du réservoir, il est donc important d'identifier le type fluide correct tôt dans la vie du réservoir. L'analyse en laboratoire est notre principale méthode pour déterminer et quantifier le type de fluide, mais des informations de production telles que le taux d'huile de gaz production initiale (GOR), la gravité du liquide de stocktank, et la couleur du liquide de stocktank sont également des indicateurs utiles.

1. Huiles noires

huiles noires sont composées d'une variété de composants, y compris grands, lourds et hydrocarbures non volatils. Le diagramme de phase est montré ci-dessous.

•

Lorsque la pression du réservoir se situe n'importe où le long de la ligne 1 → 2, l'huile est dit être « undersaturated

» - qui signifie que le pétrole pourrait dissoudre plus de gaz si plus de gaz étaient présents.

•

Si la pression est à 2, l'huile est à sa " Point de bulle ", et l'on dit être saturé - ce qui signifie

l'huile contient la quantité maximale de gaz dissous et ne peut pas contenir plus de gaz.

•

Une réduction à ce point de pression se libérer du gaz à la forme une «phase gaz libre» à l'intérieur du réservoir.

•

gaz supplémentaire découle de l'huile lors de son déplacement depuis le réservoir jusqu'à la surface.

•

Cela provoque un certain rétrécissement de l'huile. huile noire est souvent appelé «Faible retrait du

pétrole brut» ou «huile ordinaire».

huiles noires sont

• • •

Couleur foncée indiquant la présence d'hydrocarbures lourds. Elle est caractérisée comme ayant des ratios d'huile de gaz initiaux de 2000 scf / stb ou moins. La production de GOR va augmenter au cours de la production lorsque le réservoir tombe en dessous de la pression de point de bulle,

•

Déplacement entre 2 → 3 que les gaz se dégage de la solution à l'intérieur du réservoir et les débits de préférence à l'huile.

2. Huiles volatiles Les huiles volatiles contiennent moins de molécules lourdes et les composants intermédiaires (éthane à travers l'hexane) que les huiles noires. Les huiles volatiles ont généralement des ratios d'huile de gaz initial dans le 2000-3300 EFC / plage BBL, et la gravité du réservoir de stockage est habituellement de 40 ° API ou plus. La couleur est généralement plus léger que l'huile noir - brun, orange ou vert. Le gaz associé aux huiles volatiles a tendance à être très riche et semblable au gaz de condensat rétrograde.

L'enveloppe de phase pour une huile volatile a tendance à couvrir une gamme beaucoup plus étroite de la température par rapport à une huile noire; mais comme une huile noire, la température du réservoir est toujours inférieure à la température critique du fluide. Comme la température du réservoir se rapproche de la température critique une huile volatile deviendra plus comme gaz de telle sorte que même avec l'épuisement modéré,

un réservoir d'huile volatile peut clignoter principalement à gaz et ont une teneur en liquide relativement faible.

3. Condensat (Retrograde Gas) gaz Condensat est très similaire aux huiles volatiles en termes de couleur (vert, orange, brun, même clair) et de la gravité (40 ° à 60 ° API) de l'huile produite. Cependant, la température du réservoir d'un réservoir de gaz à condensat est supérieure à la température critique du fluide, et donc où une huile volatile est un liquide à la pression du réservoir d'origine et de la température, un gaz de condensation est un gaz.

Lorsque la pression est réduite dans un réservoir de gaz à condensat, le fluide passe à travers le point de rosée et de grands volumes de liquide de condensation dans le réservoir volonté. Etant donné que le gaz circule de préférence à l'huile, une grande partie de cette huile sera irrécupérable. Par conséquent, il est important de reconnaître que le réservoir contient un gaz de condensation et de réinjecter du gaz sec pour maintenir la pression au-dessus du réservoir du point de rosée pour maximiser la récupération des liquides. Dans le schéma ci-dessous, le gaz rétrograde existe complètement à l'état gazeux à l'intérieur du réservoir au point

1. Lorsque la pression diminue, le produit de condensation présente un point de rosée au point 2. Comme les réservoirs sont encore affaiblies et les chutes de pression, liquide se condense à partir du gaz pour former un liquide libre à l'intérieur le réservoir.

4. Gaz humide (riche en gaz)

Le gaz naturel contenant des hydrocarbures importants de lourds tels que le propane, le butane et d'autres hydrocarbures liquides est connu comme gaz humide ou d'un gaz riche. La règle générale est que si le gaz contient moins de méthane (typiquement moins de 85% de méthane) et plus d'éthane et d'autres hydrocarbures plus complexes, il est étiqueté comme gaz humide.

gaz humide existe uniquement comme un gaz dans le réservoir à travers la réduction de la pression du réservoir. Contrairement à condensat rétrograde, aucun liquide est formé à l'intérieur du réservoir. Cependant, les conditions de séparation se trouvent dans l'enveloppe de phase, ce qui provoque un peu de liquide doit être formé à la surface. Ce liquide de surface est normalement appelé condensat, et le gaz du réservoir est parfois appelé gaz de condensation, ce qui conduit à une grande confusion entre les gaz humides et condensat rétrograde.

Le diagramme de phase entière d'un gaz humide se situera en dessous de la température du réservoir. Notez que la ligne de chemin de pression ne pénètre pas dans l'enveloppe de phase, ce qui signifie qu'aucun liquide est toujours formé à l'intérieur du réservoir.

gaz humides produisent réservoir de stockage liquide avec la même gamme de gravités que les liquides de gaz à effet de rétrogrades. Cependant, la gravité du liquide de réservoir de stockage ne change pas pendant la durée de vie du réservoir. En outre, la production GOR sont très élevés (> 50000 EFC / stb) pour les gaz humides et reste constante.

5. gaz sec Le gaz naturel qui se produit en l'absence de condensat ou d'hydrocarbures liquides ou gaz qui ont des hydrocarbures condensables enlevés, est appelé gaz sec. Il est principalement du méthane avec des intermédiaires. Le mélange d'hydrocarbures est le seul gaz dans le réservoir et il n'y a pas de liquide (liquide de la surface de condensation) soit formée dans le réservoir ou à la surface. La ligne de chemin de pression ne pénètre pas dans l'enveloppe de phase dans le diagramme de phase, donc il n'y a qu'un gaz sec dans le réservoir. Remarque, les conditions de séparation de surface entrent également en dehors de l'enveloppe de phase (contrairement au gaz humide); donc pas de liquide est formé au niveau du séparateur de surface.

Chapitre 04: Réservoir Régimes d'écoulement L'écoulement dans un réservoir est souvent caractérisée comme étant l'un des deux types suivants:

•

Transitoire-débit Dominée

•

Limite-débit Dominée

écoulement transitoire a lieu au début de la vie d'un puits, lorsque les limites du réservoir ne sont pas fait sentir, et le réservoir est dit infiniteacting. Au cours de cette période, la taille du réservoir n'a pas d'effet sur la performance du puits, et la taille du réservoir ne peut être déterminé, sauf pour en déduire le volume minimum contacté. Etant donné que la limite du réservoir n'a pas été mis en contact au cours de la période transitoire d'écoulement, la pression statique à la limite reste constante.

théorie de l'analyse transitoire de pression / essais de puits repose en grande partie sur l'hypothèse que le puits circule à une vitesse constante. Plusieurs termes sont souvent utilisés pour décrire l'écoulement d'un puits à taux constant:

•

débit transitoire - émigre transitoire de pression vers l'extérieur du puits sans rencontrer de limites.

•

Flux constant État - transitoire de pression a atteint toutes les limites, mais la pression statique à la limite ne diminue pas. Ceci est souvent appelé « limite de pression constante ».

•

Pseudo-état d'équilibre de flux - transitoire de pression a atteint toutes les limites et la pression statique est en baisse à la frontière et uniformément dans le réservoir.

•

Limite-débit Dominée - transitoire de pression a atteint toutes les limites et la pression statique est en baisse à la limite, mais pas de façon uniforme, car le débit est pas constante. Il est également appelé souvent « débit de type réservoir ».

Le diagramme schématique qui suit présente la répartition de la pression dans le réservoir à un débit constant. Les lignes rouges présentent la partie transitoire et les lignes bleues de la partie d'état pseudo-régulier. La ligne jaune indique la transition de l'état transitoire de pseudo-stationnaire. On notera que la distance verticale entre chaque ligne est uniforme à partir du puits de forage près de la frontière.

Le diagramme schématique qui suit présente la répartition de la pression dans le réservoir pour une solution pression circulant constante. On notera que la pression d'écoulement du puits de forage est constante et la distribution de pression à travers le réservoir est pas uniforme.

Le taux constant et des solutions à pression constante sont les limites que les murs réels approchent, mais jamais vraiment atteindre. production précoce et les tests de production formels approche souvent de très près la solution à débit constant tandis que la production de temps en retard approche généralement de très près la constante

solution sous pression. solutions de débit constant sont importantes pour la réalisation d'analyses de transitoire de pression (PTA) pour la détermination des paramètres de réservoir clés tels que la perméabilité et les dommages, tandis que les solutions à pression constante sont importantes pour la détermination des volumes originaux en place et récupérables.

Chapitre 05: Réservoir de liquide équations de débit

Chapitre 06: Types réservoir de récupération &

techniques 1. Trois types de récupération Réservoir Mécanisme d'entraînement du réservoir est la manière dont les différentes sources d'énergie dans un réservoir de fournir de l'énergie à l'écoulement des fluides dans le réservoir à la surface. La récupération de liquide du réservoir est classé en trois catégories (primaire, secondaire, tertiaire et récupérer).

une. Récupération primaire

Ceci est le premier mécanisme qui est mis en oeuvre par l'énergie naturelle dans un réservoir.

Figure 1 - Récupération primaire

b. Récupération secondaire

Cette reprise est effectuée en ajoutant l'énergie supplémentaire dans le réservoir pour l'injection de gaz instantanée, une inondation d'eau, etc. L'énergie supplémentaire est utilisée pour maintenir la pression du réservoir pour un réservoir peut produire de manière efficace et obtenir une quantité un facteur de récupération.

Figure 2 - Récupérer secondaire

c. Récupération tertiaire

Récupération tertiaire ou améliorer la récupération est appelée diverses méthodes pour augmenter la récupération du pétrole. Par exemple, une injection de courant, l'injection de dioxyde de carbone, l'injection de polymère, etc. Cette récupération peut modifier les propriétés de la roche ou injecter du gaz nonreservoir pour améliorer l'efficacité de l'huile ultime récupéré. l'eau normale ou injection de gaz de réservoir ne sont pas classés dans cette catégorie. Ceci est normalement effectué après la récupération secondaire. Cependant, dans certaines régions, la récupération tertiaire peut être démarré après la récupération primaire.

figure 3 - Récupération tertiaire

2. Réservoir Mécanismes d'entraînement naturels (récupération primaire)

une. Réservoir d'eau d'entraînement

Certains réservoirs présentent une communication avec une zone d'eau (nappe phréatique) au-dessous. Lorsque la pression du réservoir chute en raison de la production, de l'eau comprimée dans un aquifère se dilate dans un réservoir et il aide à maintenir la pression. Ce mécanisme est appelé « lecteur de l'eau ».

Mécanisme d'entraînement de l'eau sera efficace que si un réservoir est en contact de l'aquifère

très grand parce que la compressibilité de l'eau est très faible. Par exemple, une structure anticlinal avec zone d'eau vaste (aquifère) aura le plus d'avantages de l'utilisation d'un mécanisme d'entraînement de l'eau. A l'inverse, les réservoirs stratigraphiques ou des réservoirs très faillées ont un volume limité aquifère d'eau si dur est insignifiante.

Figure 1 - Mécanisme d'entraînement d'eau

En règle générale, les caractéristiques des réservoirs qui sont influencés par le mécanisme d'entraînement de l'eau sont d'une baisse de pression faible et une production de GOR sur une période de temps relativement constante. Fond de production de gaz provient du rapport de gazole de solution (Rs) et pour produire le rapport de gas-oil (Rp) est égale au rapport de l'huile de gaz de la solution (R).

L'eau d'un aquifère en dessous d'un réservoir pousse pétrole vers les puits de production et, éventuellement, des puits de production auront l'eau plus. Lorsque le pourcentage de la production d'eau est si élevée que la production ne devient pas économique, on appelle cela « hors de l'eau. » Wells situé à une partie basse de la structure sera arrosée avant des puits sont à une structure élevée. puits Arrosé-out sont de bons candidats pour convertir les puits d'injection d'eau pour le fonctionnement des crues d'eau.

mécanisme d'entraînement de l'eau est un très bon entraînement et réservoirs peut produire du pétrole à plus de 50% des facteurs récupérer dans de nombreux cas.

Figure 2- Profil de production d'eau d'entraînement

b. Drive Solution gaz entraînement du gaz de la solution est un mécanisme par lequel le gaz dissous dans un réservoir se dilate et devient un support d'énergie pour produire un fluide de réservoir. lecteur de gaz Solution a un autre nom, comme dissous lecteur de gaz ou un lecteur d'épuisement.

Lorsque la pression du réservoir est supérieur au point de bulle, ne présente de gaz libre dans un réservoir et on l'appelle « sous réservoir saturé. » A ce stade, l'entraînement provient du pétrole et de connées expansion de l'eau et le compactage de l'espace des pores du réservoir. Parce que compressibilité de l'huile et la roche est très faible, seulement une petite quantité de liquide peut être produit et généralement le volume est d'environ 1-2% d'huile en place.

Lorsque la pression réservoir atteint un point de bulle, l'huile devient saturé de gaz et une connexion présentera dans un réservoir. L'expansion des gaz est une énergie principale pour produire un fluide de réservoir pour l'entraînement du gaz de la solution. Au début, le rapport de l'huile de gaz produit sera légèrement baisse parce que le gaz libre dans un réservoir ne peut pas bouger jusqu'à ce qu'il passe au-dessus de la saturation en gaz critique. Ensuite, le gaz commencera à couler dans un puits. Dans certains cas, où la perméabilité verticale est élevée, le gaz peut migrer et devenir un chapeau de gaz secondaire, ce qui contribue à la production d'huile.

Lorsque la pression devient plus faible, plus de gaz sera produit et la production de pétrole diminuera. Cela conduira à une forte production de rapport gazole. Ce n'est pas un bon signe parce que la pression du réservoir diminue fortement avec la production de gaz et, éventuellement, des sources d'énergie dans un réservoir baissera et l'huile ne peut pas être produit. La figure 1 montre les profils généraux de la pression du réservoir, la production de pétrole et de gaz Ratio huile (GOR) sur une période de production.

Figure 1 - Drive Solution gaz Schéma Ceci est très important pour effectuer la récupération secondaire d'injection d'eau pour maintenir la pression réservoir au-dessus du point de bulle de façon à améliorer le facteur de récupération d'huile. facteur de récupération typique du réservoir d'entraînement du gaz de la solution est d'environ 5-30%.

c. Gas Cap Certains réservoirs présentent une calotte de gaz, qui fournit de l'énergie de détente des gaz à l'aide production d'un puits de forage; Par conséquent, on appelle cela « lecteur de chapeau de gaz ». Lorsque l'huile est produite, se dilate de chapeau de gaz et pousse vers le bas de pétrole vers un puits de production (figure 1).

Figure 1 - Gas Cap Drive

Pour ce type de mécanisme d'entraînement, il est impératif de garder le gaz dans un réservoir aussi longtemps que possible car il est une excellente source d'énergie du réservoir. Les puits qui sont forés dans une zone de haute structure où le bouchon de gaz est situé doit être surveillée de près, car ce puits aura plus de chance de produire du gaz.

Lorsque diminue la pression du réservoir, gaz libre sortira d'une solution. Si un puits a une bonne perméabilité verticale et le taux de production est assez faible, gaz libre

migreront et accumuler avec un bouchon de gaz existant. Ceci est une source d'énergie supplémentaire pour aider à la production et la récupération finale améliorera. Toutefois, si un puits produit à un taux élevé, le gaz libre sera produit avec un rapport d'huile de pétrole et de gaz (GOR) monteront; Par conséquent, un puits perd de l'énergie d'expansion du gaz et la récupération finale ne sera pas aussi élevé qu'il devrait être. En outre, avec un débit élevé, le gaz circulera rapidement dans l'huile, car il a une viscosité beaucoup plus faible que le pétrole. Donc, cela va créer une situation appelée « doigtés de gaz. »

Pour l'entraînement du bouchon de gaz, la baisse du taux de production et la pression du réservoir sont plus lents que lecteur de gaz de la solution et la récupération du pétrole ultime de ce disque est d'environ 20% - 40%.

Figure 2 - Profil gaz Cap Drive

Chapitre 07: Réserve d'estimation et Quatification méthodes 1. Volumétrie théorie Volumétrie est une technique qui utilise des observations et des informations géologiques pour estimer les fluides en place d'origine. Il est souvent désigné comme une « méthode statique » comme sources principalement ses données à partir d'échantillons de base, les diagraphies et les cartes géologiques. Calculs volumétriques sont généralement utilisés avant la production pour estimer les réserves et après la production considérable pour déterminer l'efficacité de la récupération , l'étendue de surface du réservoir, et en tant que base pour des études avancées telles que les simulations de réservoir.

Volume des paramètres des équations et égalités

Volume rock

VR= A * h

VP= VR* φ = A * h * φ

Volume poreux

V HCP = V P * ( S HC ) = A * h * φ * (S HC)

Hydrocarbon Pore Le volume

où S HC = la saturation en hydrocarbures de

intérêt (S o ou S g).

Une étude géologique complète de la perspective est nécessaire d'augmenter la confiance et la fiabilité des propriétés des réservoirs déterminés tels que le volume, la porosité et saturations fluides. Dans le calcul doit être fait le volume du réservoir, des déterminations précises de la superficie et l'épaisseur par rapport à la structure géologique et l'environnement de dépôt. L'utilisation de cartes isopach en combinaison avec planimétrie est un procédé couramment utilisé dans la détermination du volume du réservoir. Les conclusions concernant les lithofaciès et les paramètres sont utilisés pour dépositionnels fournir une évaluation de

porosité, alors que les données de journal et de base fournissent des services filaires à l'analyste des mesures de saturations de fluides. Volumétrique est une méthode pour estimer le fluide dans le réservoir en fonction du volume de l'espace de pores dans une roche et la saturation de l'eau.

une. Calculs Réservoir d'huile Volume d'huile Initialement en Place (OIIP) Pour estimer le volume d'huile initialement en place, la formule suivante est un calcul volumétrique pour le pétrole.

Où; •

STOIIP = huile de réservoir de stockage en place, stb

•

A = surface, acre

•

h = épaisseur du réservoir, ft

•

ɸ = porosité de la roche,%

•

SWC = saturation en eau fossile,%

•

Boi = facteur de volume de la formation d'huile, rb / stb

Remarque: l'état du réservoir de stockage est une condition de surface standard de pétrole et de gaz à 60F et 14,7 psia.

b. Calculs Réservoir gaz Historiquement, dans un réservoir de gaz, seulement libre a été considéré comme le gaz en place. À cause de cela, un seul nom était nécessaire: OGIP. Cependant, avec l'utilisation croissante des réservoirs de gaz adsorbé dans l'industrie, Fekete a adopté le nom « OGIP F » Pour définir le gaz en place d'un réservoir de gaz libre. De même, le nom « OGIP UNE » Est utilisé pour définir le gaz en place dans un réservoir d'adsorption. Le OGIP nom a été retenu pour décrire le gaz initial en place au total.

Volume de gaz initialement en place (GIIP)

La formule pour déterminer gaz en place est listé ci-dessous;

Où; •

G = gas-oil en place à l'état standard, scf

•

A = surface, acre

•

h = épaisseur du réservoir, ft

•

ɸ = porosité de la roche,%

•

SWC = saturation en eau fossile,%

•

BGI = facteur de volume de formation de gaz, rcf / scf

Remarque: Ceci est la même formule que l'huile en place mais seule constante est différente en raison du volume de gaz est rapporté en cu-pieds.

•

exemples de calculs

Réservoir d'huile

Zone = 10 000 acres

Épaisseur (H) = 100 ft porosité moyenne (ɸ) = 20% Connate eau de saturation (SWC) = 25%

formation huile facteur de volume (Bo) = 1,29 rb / stb

STOIIP = 902,1 MM STB

•

Réserves

Dans l'ingénierie réservoir, un volume d'hydrocarbure dans un réservoir appelé le volume en place (huile et / ou gaz). Volume d'hydrocarbure qui peut être récupéré dans le commerce est appelé « réserves ». Les réserves doivent satisfaire à quatre critères qui sont découverts, récupérables, commerciales et restant selon la méthode de développement. Chaque entreprise peut évaluer les réserves différemment en fonction de plusieurs critères.

Si vous êtes intéressé par la façon de classer les réserves, ce document est recommandé fourni par l'ingénierie sociale du pétrole (SPE de) - Système de gestion des ressources pétrolières, Society of Petroleum Engineers et al, 2007. http://www.spe.org/industry/docs/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf

2. Réserves d'évaluation (économie) l'évaluation des réserves est le processus de prévision de la production des puits existants et prévus et l'utilisation de ces prévisions en combinaison avec des données économiques pour estimer la valeur monétaire. Cette valeur peut être utilisée pour déterminer si de développer un réservoir, acheter ou vendre un terrain, ou pour essayer d'attirer les investissements dans une entreprise. Afin de fournir des comparaisons cohérentes entre les projets, les propriétés et les entreprises au total, l'évaluation des valeurs de production actuelles et futures utiliser un système de classification. Ce système de classification est utilisé pour classer l'incertitude des prévisions de production. En général, le résultat souhaité de l'évaluation est d'obtenir la valeur actuelle nette (VAN) du projet, la propriété ou la société.

Le processus de réalisation d'une évaluation des réserves entraîne l'application d'un ensemble cohérent de règles dans plusieurs disciplines. Les éléments clés d'une évaluation des réserves comprennent:

•

Estimation des réserves restantes

•

Génération des prévisions de production

•

Catégorisation du risque et la désignation de l'état actuel de production

•

Résumé des intérêts et des charges

•

Estimation des coûts en capital futurs

•

Coûts fixes et variables d'exploitation

•

Génération d'analyse des flux de trésorerie pour évaluer la valeur actuelle nette et d'autres paramètres économiques clés, tels que le paiement et le taux de rendement du capital investi.

une. Objectif

Deux produits utiles d'une évaluation des réserves sont la valeur actuelle nette et les prévisions de production utilisées pour générer de la valeur actuelle nette. Ces deux estimations peuvent être utilisées de différentes manières selon les besoins et les informations nécessaires. Le tableau ci-dessous présente des exemples de partis typiques qui ont un intérêt dans les évaluations des réserves.

b. réserve Classifications L'huile / gaz dans un réservoir peut être divisé en deux catégories: les réserves et ressources. Les réserves se rapportent à l'huile / gaz dans un réservoir qui a été confirmé à l'existence et est économiquement récupérables avec la technologie actuelle. Ressources se rapportent à l'huile / gaz dans un réservoir qui est censé exister, mais tout ou partie de ce volume n'a pas été démontré pour être productifs ou commercialement récupérables. Le volume classées comme réserves peut être contenue dans le volume des ressources.

D'autres classifications divisent ces volumes en fonction de leur certitude. Les classifications du plus au moins certains sont les suivants:

•

Prouvées (1P)

« Ces quantités de pétrole, qui, par l'analyse des données géologiques et techniques, on peut estimer avec une certitude raisonnable d'être commercialement récupérables, à partir d'une date donnée, à partir de réservoirs connus et dans des conditions économiques définies, les méthodes d'exploitation, et les règlements gouvernementaux. Si les méthodes déterministes sont utilisées, le terme certitude raisonnable vise à exprimer un degré élevé de confiance que les quantités seront récupérées. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 90% que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l'estimation « .

•

Probables (2P)

« Ces réserves supplémentaires qui analyse des données géologiques et techniques indiquent sont moins susceptibles d'être récupérées que les réserves prouvées, mais plus sûr d'être récupérées que les réserves possibles. Il est également probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures ou inférieure à la somme de l'estimé Les réserves prouvées et probables ( 2P ou PP). Dans ce contexte, lorsque les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 50% que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l'estimation 2P « .

•

Possible (3P)

« Ces réserves supplémentaires qui analyse des données géologiques et techniques suggèrent sont moins susceptibles d'être recouvrée que les réserves probables. Les quantités totales récupérées en fin de compte à partir du projet ont une faible probabilité de dépasser la somme de Prouvées et probables et possibles ( 3P ou PPP) Réserves, ce qui correspond au scénario de haute estimation. Dans ce contexte, lorsque

méthodes probabilistes sont utilisées, il doit y avoir au moins une probabilité de 10% que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l'estimation 3P « .

La certitude peut aussi être nommé sous une forme probabiliste aussi bien. P90, P50, P10 sont souvent utilisés à la place de 1P, 2P, 3P, même dans des situations où les méthodes déterministes sont utilisées pour estimer les volumes de réserves. P50 représente la quantité pour laquelle il existe une probabilité de 50% que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la valeur de recouvrement estimée. La même définition s'applique à P90 (90%) et P10 (10%).

L'état des réserves est un autre type de classification utilisé. Il décrit la capacité actuelle d'un puits à produire. Il existe trois types d'état utilisés:

•

Développé / Producing

Les puits et les installations nécessaires à la production sont en place. Devrait récupérer d'intervalles d'achèvement ouverts et la production au moment de l'estimation.

•

Mis au point / non-production

Les puits et les installations nécessaires à la production sont en place. Le puits ou d'une zone ne sont pas actuellement produisent, mais exige peu ou aucune dépense de capital pour être mis sur la production.

•

Non développé

des dépenses importantes en capital est nécessaire pour le bien de venir sur la production.

Les acronymes suivants sont généralement utilisés pour définir les classifications des réserves:

Acronyme Définition PDP

Prouvées mises en valeur

PPDP

Prouvées et probables mises en valeur

PPPDP Prouvées et probables et possibles mises en valeur PNP

Prouvées mises en valeur, non-Producing

PNPP

Prouvées et probables mises en valeur, non-Producing

PPPNP Prouvées et probables et possibles suggérées, Non La production

POUD

prouvées Undeveloped

PPUD Prouvées et probables non mises en valeur

PPPUD Prouvées et probables et possibles Undeveloped TP

total des réserves prouvées

TPP

Total des réserves prouvées et probables

TPPP

Total des réserves prouvées et probables et possibles

Chapitre 08: bilan matières équations 1. Forme générale bilan matières est une façon d'exprimer mathematic conservation de la masse dans un réservoir et un simple principe clé est « ce réservoir est produit doit être remplacée par une autre masse. »

Produit Volume = Volume remplacé

•

Volume Produit provient de la production de gaz, la production de pétrole et de production d'eau.

•

Volume Remplacée provient de l'expansion du volume, de l'eau en injection de flux et de l'eau / gaz.

La figure 1 montre la relation entre le bilan matières.

Figure 1 - Notion de bilan matières

Jetons un coup d'oeil à chaque composante de l'équation.

une. Volume Produit

•

Production de gaz (DGR) = Np (Rp - Rs) Bg

•

Production de pétrole (DGR) = Np Bo

•

Production d'eau (DGR) = Wp Bw

•

Production totale = Np [Bo + (Rp - Rs) Bg] + Wp Bw

b. Expansion du volume

•

Expansion de l'huile

l'expansion de l'huile se compose de deux parties. La première est que l'expansion de l'huile et la seconde est l'expansion du gaz en solution qui se produit lorsque la pression du réservoir est inférieure à un point de bulle.

•

l'expansion d'huile (rb) = N (Bo - Boi)

•

expansion du gaz de la solution (rb) = N (RSI - Rs) Bg

•

Expansion de l'huile totale (rb) = N [(Bo - Boi) + (RSI - Rs) Bg]

•

Expansion rock et connée eau

•

expansion Rock (rb) = Vp x Cf x AP

•

Connées expansion de l'eau (rb) = Vp x Swc × × Cw AP

•

Total des roches et de l'expansion de l'eau fossile (rb) = Vp x (Cf + Swc × Cw) x AP

•

Volume des pores (Vp) = [N × (1 + m) × Boi] ÷ (1 - SWC)

•

Expansion Cap gaz initial

•

volume de bouchon gazeux initial (rb) = m × N × Boi

•

volume du chapeau de gaz de courant (rb) = m × N × × Boi (Bg ÷ BGI)

•

l'expansion du bouchon de gaz (rb) = volume de gaz bouchon de courant - volume de gaz initial bouchon

•

l'expansion du bouchon de gaz (rb) = M × N × × Boi [(Bg ÷ BGI) -1]

c. Terme d'extension

•

terme d'expansion de l'huile (Eo)

•

Eo = (Bo - Boi) + (Rsi - Rs) × Bg

•

Roche et l'expansion de l'eau de connées terme (Ef, w)

•

terme d'expansion de bouchon de gaz (par exemple)

•

Par exemple, = Boi × [( Bg ÷ BGI) -1]

Avec tous les termes d'expansion, l'expansion totale peut être exprimée mathématiquement comme ceci:

extension totale (rb) = N (Eo + Efw + m Eg) une. Aquifère Afflux et injection

•

Aquifère volume d'afflux (rb) = Nous

•

volume d'injection d'eau (rb) = Wi × bw

•

volume d'injection de gaz (rb) = Gi × Bg

Toutes les relations peuvent être mis dans une équation de bilan matières fondé sur le concept suivant:

L'équation ci-dessus est simplifiée en utilisant un terme d'expansion.

L'équation ci-dessus peut être réarrangé comme ceci:

Simplifier un terme comme celui-ci:

F = N × Et + Nous Où; •

F = production nette de fluide (volume produit - Injection Volume)

•

N = huile en place

•

Et = Total terme d'expansion (huile, eau, chapeau de gaz et de roche)

•

Nous = afflux d'eau

Cette équation simplifiée a été présentée par Havlena + Odeh (1963). Avec cette forme d'équation, tracés graphiques peuvent être facilement réalisés et une évaluation de bilan matières est donemore facilement et avec précision.

# 1 forme:

Le graphique peut être tirée sur la base # 1 forme. La ligne doit être une ligne horizontale et une intersection de l'axe Y est N (huile en place). Ecart par rapport à la ligne horizontale indique l'ajout ou la perte de enery (Figure 2).

Figure 2 - Graphique du formulaire simplifié de bilan matières # 1

# 2 forme:

C'est la forme d'une équation de bilan matières simplifié.

Une pente de la courbe est 1 et l'intersection sur l'axe y est N. Ecart par rapport à la ligne droite indique l'énergie supplémentaire dans ou sur l'énergie (Figure 3).

Figure 3 - Graphique du formulaire simplifié de bilan matières # 2

1. Mécanisme d'entraînement de l'eau Cet article démontrera une équation de bilan matières dans un mécanisme d'entraînement de l'eau naturelle. Une équation de bilan matières complète est représentée ci-dessous:

Figure 1 - Full Material balance l'équation

b. Hypothèses

•

la pression du réservoir au-dessus du point de bulle (Pb). Au-dessus d'un point de bulle, Rs = Rsi.

•

Aucune injection d'eau

•

Aucune injection de gaz

•

Pas de bouchon de gaz

•

formation négligence et connées compressibilité de l'eau (Cf et Cw ont peu d'effet pour un mécanisme d'entraînement de la calotte de gaz).

Figure 2 - bilan matières avec l'équation Assomption pour une eau naturelle Mécanisme d'entraînement

Le bilan matières montre la figure 2 peut être simplifiée comme suit:

Cela peut être décrit dans une équation simple (Havlena + Odeh (1963)) comme ceci:

F = N Eo + Nous F / Eo = N + Nous / Eo Où; •

F = production de fluide net

•

N = huile en place

•

Eo = terme d'expansion de l'huile

•

Nous = afflux d'eau

•

L'intrigue est construite entre F / Eo et (Nous / Eo).

Figure 3 - Solution graphique pour mécanisme d'entraînement naturel de l'eau

Le point d'interception sur l'axe des Y est de l'huile en place (N). Si l'intrigue est pas une ligne droite, il indique que la taille de l'aquifère est trop petit ou trop grand (Figure

3).

2. Solution gaz Mécanisme d'entraînement

équation d'équilibre matériau peut être appliqué pour tout mécanisme d'entraînement et cet article montre comment appliquer l'équation de bilan matières dans un mécanisme d'entraînement de la solution. Pour un mécanisme d'entraînement de la solution, il y a 2 cas. Le premier cas est lorsque la pression du réservoir est supérieure à un point de bulle et le second cas est lorsque la pression réservoir est inférieure à un point de bulle.

une. Solution gaz au-dessus point de bulle

Commencez par une équation de bilan matières complète.

Figure 1 - Full Material balance l'équation

•

Hypothèses

•

Pas de production d'eau

•

Aucune injection d'eau

•

Aucune injection de gaz

•

Pas de bouchon de gaz

•

Pas de flux d'eau

Fait:

•

Rs = Rsi

•

Annuler les paramètres pour correspondre aux hypothèses de gaz de solution.

Figure 2 - Annuler certains paramètres

Le solde matériel sera comme ceci:

Huile compressibilité est l'équation ci-dessous;

Co = (Bo - Boi) ÷ (Boi × AP)

b. Solution gaz au-dessous de point de bulle

•

Hypothèses

•

Pas de production d'eau

•

Aucune injection d'eau

•

Aucune injection de gaz

•

Pas de bouchon de gaz

•

Pas afflux d'eau

•

Annuler les paramètres pour correspondre aux hypothèses de gaz de solution.

Figure 3 - Annuler certains paramètres

Le solde matériel sera comme ceci:

L'équation peut être simplifiée (Havlena + Odeh (1963)) sous cette forme. F = N (Eo + Efw)

Où; •

F = production de fluide net

•

N = huile en place

Pour cette forme, une méthode graphique peut être utilisé pour vérifier que le montre la figure 4 pétrole en place (N).

Figure 4 - tracé graphique pour un lecteur de gaz de solution

Si le tracé montre une ligne droite, la pente est l'huile en place (N). Cependant, si la pente est pas une ligne droite, il indique que l'huile en place est trop grand ou trop petit.

1. réservoir gaz Pour les réservoirs de gaz, le concept de bilan matières peut être appliqué pour déterminer le gaz en place et réserve de réservoir de gaz prévu. une. Production de gaz = Expansion de gaz libre dans le réservoir

•

Supposition:

•

réservoir de gaz sec

•

Pas de support d'énergie externe comme lecteur de l'eau. Où;

•

Gp = production de gaz (cu-ft std)

•

Bg = facteur de volume de la formation de gaz (res cu-ft / std cu-ft)

•

G = gaz en place (cu-ft std)

•

BGI = facteur de volume de la formation initiale (res cu-ft / std cu-ft)

•

facteur de volume de formation de gaz (Bg)

Où; •

Ps = pression à l'état standard (14,7 psia)

•

P = pression à une certaine condition, R

•

z = facteur de compressibilité à une certaine condition

•

T = température à une certaine condition, R

•

T = température standard, 520 R (60F) avec Bg, la première

équation peut être écrite comme ceci

Réorganiser l'équation comme ceci:

L'équation réarrangé peut être tracée entre P / z et Gp (Figure 1).

Figure 1 - plot P / z

La figure 1 est appelé plot » P / z » et l'interception à l'axe des x est le gaz en place (G). Note: La trame P / z est valable pour le réservoir de gaz sec. Si un réservoir a un support de pression à partir d'une nappe aquifère, la trame p / z donnera un gaz surestimé en place (figure 2).

Figure 2 - Montant estimatif du gaz en place

parcelle P / z est un bon outil, mais si vous utilisez le terrain avec quelques points de données, il vous donnera une grande erreur sur le gaz en place (G) et les réserves.

2. Gaz Cap mécanisme d'entraînement Cet article démontrera une équation de bilan matières dans le mécanisme d'entraînement de bouchon de gaz. Tout d'abord, nous commençons par une équation de bilan matières complète.

Figure 1 - Full Material balance l'équation

•

Hypothèses

•

Pas de production d'eau

•

Aucune injection d'eau

•

Aucune injection de gaz

•

Pas afflux d'eau

formation négligence et connées compressibilité de l'eau (Cf et Cw ont peu d'effet pour un mécanisme d'entraînement de la calotte de gaz).

Figure 2 - bilan matières avec l'équation Assomption pour une promenade Cap gaz

Mécanisme

Le bilan matières montre la figure 2 peut être simplifiée comme suit:

Pour un lecteur de chapeau de gaz, la production de pétrole et de gaz est égale à la dilatation du gaz dissous l'huile + dilatation du bouchon de gaz de pus.

Cela peut être décrit dans une équation simple (Havlena + Odeh (1963)) comme ceci:

F = N (Eo + m Eg) Où; •

F = production de fluide net

•

N = huile en place

•

Eo = terme d'expansion de l'huile

•

m = volume / volume d'huile initial bouchon gazeux initial (rb / rb)

•

Eg = terme d'expansion des gaz

•

Le tracé est réalisé entre F et (Eo + MEG).

Figure 3 - Solution graphique pour gaz Cap mécanisme d'entraînement

Si un terrain présente une pente en ligne droite, cela signifie que le volume de bouchon d'essence est correct. Tout écart par rapport à une ligne droite indique soit une trop petite ou trop grande taille de bonnet de gaz comme le montre la figure 3.

nomenclatures

•

N = huile Initialement en place (STOIIP) dans le réservoir [stb]

•

N p = Production de pétrole cumulatif [de stb]

•

B Oi = formation huile Facteur de volume à la pression initiale du réservoir [rb / stb]

•

Bo = facteur de volume d'huile à la pression du réservoir de courant (rb / stb)

•

Rsi = solution GOR à la pression initiale du réservoir (scf / stb)

•

Rs = solution GOR à la pression du réservoir de courant (scf / stb)

•

Rp = rapport cumulé d'huile de gaz produit (scf / stb)

•

G = volume du gaz initialement en place (GIIP) dans le réservoir (scf)

•

m = rapport du volume de capuchon de gaz initial au volume initial de l'huile (rb / rb)

•

BGI = facteur de volume de gaz à la pression initiale du réservoir (rb / scf)

•

Bg = facteur de volume de gaz à la pression du réservoir de courant (rb / scf)

•

SWC = saturation en eau fossile (ou fraction%)

•

Cw = compressibilité de l'eau (1 / psi)

•

Cf = formation (roche) compressibilité (1 / psi)

•

Wp = la production d'eau cumulative (stb)

•

Nous = afflux d'eau cumulée de l'aquifère (rb)

•

Bw = facteur de débit d'eau à la pression initiale du réservoir (rb / stb)

•

Wi = injection d'eau cumulative (stb)

•

Gi = injection de gaz cumulatif (scf)

•

Gp = production de gaz cumulative (scf)

•

Eg = terme d'expansion de gaz (rb / stb)

•

Eo = terme d'expansion d'huile (rb / stb)

•

EFW = formation et connées terme d'expansion de l'eau (rb / stb)

Chapitre 09: Analyse traditionnelle déclin théorie 1. Définition conceptuelle du déclin Analyse analyse de la diminution est une technique empirique d'ingénierie de réservoir que les tendances des extrapole dans les données de production de puits de pétrole et de gaz. Le but d'une analyse de la diminution est de générer une prévision des taux de production futurs et de déterminer les réserves récupérables attendues (EUR) réserves.

Figure 1: Taux par rapport à la production cumulative de gaz

En règle générale, l'analyse de déclin est réalisée sur un terrain de taux en fonction du temps ou le taux par rapport à la production cumulative (comme le montre la figure ci-dessus). Les plus couramment utilisées sont celles des équations de tendance d'abord documentées par JJ Arps (1945). La figure suivante montre une tendance match et extrapolation à l'EUR. Figure 2: Taux par rapport à la production cumulative de gaz

2. Contexte historique JJ Arps est un géologue américain qui a publié une relation mathématique pour la vitesse à laquelle la production de pétrole à partir d'un seul puits diminue au fil du temps (1945). Son article a fait plusieurs références aux méthodes existantes et de la théorie sur l'analyse de déclin. Références inclus Arnold et Anderson (1908), WW Cutler (1924), HN Marsh (1928), et RE Allen (1931).

De nombreux articles contemporains publiés ont tenté d'enquêter ou de modifier le déclin Arps en fonction des calculs théoriques. Cependant, après 70 ans, la méthode originale est encore largement utilisé.

3. Baisse pratique Analyse Points clés Toute la production peut être caractérisée comme ayant une période initiale d'écoulement transitoire suivie d'une période d'écoulement dominé limite. Pendant la période transitoire, la pression du réservoir au reste constante limites à la pression initiale du réservoir d'écoulement et le flux se déplace vers l'extérieur des limites du puits à travers le réservoir. Cette partie du débit d'un puits se caractérise par des taux de déclin très élevés. Lorsque l'écoulement atteint une limite de délimitation du réservoir proprement dit, ou rencontre une limite d'écoulement d'un autre puits, la pression du réservoir commence à diminuer et le puits entre dans la période d'écoulement dominé limite. Il est dans cette période que les méthodes de déclin traditionnelles (c.-à-Arps) peut être utilisé.

La période d'écoulement transitoire peut durer pendant des périodes de temps de plusieurs minutes à plusieurs années, en fonction de la perméabilité et de l'étendue de surface du réservoir. Pour la plupart la production conventionnelle, le transitoire écoulement fin de la période

après quelques jours. Le resserrement des réservoirs qui ont une perméabilité dans la gamme de 0,5 à 1,0 mD peuvent avoir des périodes transitoires qui durent plusieurs mois. Qui ont perméabilités réservoirs qui nécessitent encore plus bas réseaux de fractures qui peut avoir des périodes transitoires qui pourraient durer plusieurs années.

Une fois un flux dominé par la limite bien a atteint, une autre considération importante est la pression qui coule de sandface. Pour la période de production inclus dans l'analyse de baisse, la pression d'écoulement de sandface doit être relativement constante avant de pouvoir extraire un ensemble fiable de paramètres de déclin. Les facteurs qui affectent la pression circulant de sandface sont des puits de taux contrôlé, en changeant la contre-pression de tête de puits, la modification des configurations de puits de forage, et le chargement du liquide.

4. baisse de la théorie

La théorie de toute analyse de la courbe de déclin commence avec le concept du taux de baisse nominale (instantanée) (a), qui est défini comme la variation relative du taux par unité de temps:

Une autre façon de représenter le taux de déclin est basé sur le taux (q) et la constante de déclin exposant b.

Lorsque la production est tracée en débit temps de contre, le taux de déclin nominale est égale à la pente en un point dans le temps divisé par la vitesse à ce moment-là.

figure 3

peut être caractérisé le comportement des données de production sur la base de la façon dont le taux de déclin nominal varie avec le taux, en fonction de la valeur de la constante d'exposant de déclin b.

•

Exponentiel - b = 0

•

Hyperbolique - b est une valeur autre que 0 ou 1

•

Harmonique - b = 1

Exponentiel Pour le cas exponentielle, b = zéro. Le taux de déclin peut être démontré que:

Où k est une constante égale à a / q b aux conditions initiales:

Comme le taux de déclin reste constante, l'intégration de l'équation des résultats de taux de déclin dans:

Par conséquent, une parcelle de débit temps par rapport, avec l'ensemble de taux à un axe logarithmique, se traduira par une ligne droite.

La production cumulative est définie comme suit:

Par conséquent, une parcelle de débit par rapport à la production cumulative se traduira par une ligne droite.

Hyperbolique

Pour le cas hyperbolique, b est égal à un nombre compris entre zéro et un. Le taux de déclin peut être démontré que:

Où k est une constante égale à a / q b aux conditions initiales:

Comme le taux de déclin est pas constant, la substitution et l'intégration de l'équation des résultats de taux de déclin dans:

Le remplacement

La production cumulative est définie comme suit:

Le remplacement

Il est à noter que ni une parcelle de débit par rapport à temps ou le débit par rapport à la production cumulative se traduira par une relation linéaire (indépendamment du fait que le taux est fixé à un axe cartésien ou logarithmique).

Harmonique

Le cas harmonique est un cas particulier du cas hyperbolique ci-dessus, où b est égal à un. Le taux de déclin peut être démontré que:

Où k est une constante égale à a / q b aux conditions initiales:

Comme le taux de déclin est pas constant, la substitution et l'intégration de l'équation des résultats de taux de déclin dans:

Le remplacement

La production cumulative est définie comme suit:

Le remplacement

Il est à noter qu'une parcelle de débit temps par rapport ne résultera pas en une relation linéaire (indépendamment du fait que le taux est fixé à un axe cartésien ou logarithmique). Une parcelle de débit par rapport à la production cumulative, avec l'ensemble de taux à un axe logarithmique, se traduira par une ligne droite.

Taux Exponentielle déclin: nominal par rapport efficace

Lorsque la production fait suite à une baisse exponentielle, il y a deux manières de définir le taux de déclin: nominal et effectif. Le premier est le taux de déclin nominal, représenté par le symbole « a ». Le taux de déclin nominal est défini comme suit:

Le taux de baisse nominale est utilisée pour calculer la baisse des taux à un moment spécifique. Pour un moment donné, l'équation pour le taux nominal est en utilisant le déclin:

Le second est le taux de déclin effectif, représenté par le symbole « d ». Le taux de déclin efficace, pour une période donnée (généralement un an), est défini comme suit:

Le taux de déclin efficace est utilisée pour calculer la baisse des tarifs pour des périodes déterminées. Pour un pas de temps, l'équation de taux en utilisant le déclin efficace:

Notez que l'intervalle de temps est inclus dans l'équation de taux en utilisant le déclin efficace, mais il est explicitement indiqué dans l'équation de taux en utilisant baisse nominale.

Bien que les équations de taux de déclin nominaux et effectifs sont différents les uns des autres, il y a une relation qui donnera la même réponse pour q 2 à condition que les intervalles de temps entre q 1 et q 2 sont identiques. La relation entre les deux est donnée par:

Remarque: L'équation ci-dessus est valable uniquement pour les équations exponentielles.

La différence entre les deux taux de déclin est illustré ci-dessous. En effet, le taux de déclin nominal est lié à la pente instantanée de la ligne, alors que les dérive du taux de déclin efficace du segment de corde se rapprochant cette pente. En outre, la vitesse à laquelle la pente est divisée est différente vitesse instantanée (q) est utilisé dans le cas de baisse nominale, alors que le taux précédent (q 1)

est utilisé dans le cas de baisse effective.

Figure 4: Comparaison du déclin nominal et déclin efficace

Le taux de déclin efficace se pose généralement lorsque le traitement des données de débit sous forme de tableau plutôt que sous forme graphique. La différence entre les taux de déclin nominaux et effectifs est très faible lorsque le taux de déclin nominal est faible, mais le taux de déclin nominal obtient plus la différence entre les deux augmentations. Il est donc important d'utiliser ces valeurs correctement.

Modifié déclin hyperboliques Extrapolation des baisses hyperboliques sur de longues périodes de temps se traduit souvent dans les réserves trop élevées. Pour éviter ce problème, il a été suggéré que, à un moment donné, le déclin hyperbolique être converti en une baisse exponentielle (Robertson). Ainsi, supposons que pour un exemple particulier, le taux de déclin commence à 30% et diminue au fil du temps dans une hyperbolique

manière. Quand il atteint une valeur spécifiée, 10% par exemple, la baisse hyperbolique peut être converti en une baisse exponentielle, et la prévision a continué à utiliser le taux de déclin exponentiel de 10%. Taux de déclin limité Le taux de déclin limité commence comme une courbe de déclin hyperbolique et les transitions dans une courbe de déclin exponentiel à une limitation déterminée taux de diminution effective, d lim. La limitation de taux de déclin effectif est converti en un taux de déclin nominal limite, une lim, et les taux suivants - équations de temps sont appliqués dans l'analyse:

où:

Le taux de déclin limité peut aussi être exprimée en taux - production cumulative en utilisant les équations suivantes. Pour b> 1:

Pour b = 1:

Les valeurs de b> 1

Une valeur de b = 0 correspond à un déclin exponentiel, des valeurs de b> 0 et 1 ne sont pas compatibles avec la théorie de la courbe de déclin, mais ils sont parfois rencontrés, et leur signification est expliquée ci-dessous. analyse de la courbe de déclin est basée sur des observations empiriques du déclin des taux de production, et non sur les dérivations théoriques. Les tentatives pour expliquer le comportement observé en utilisant la théorie de l'écoulement dans les milieux poreux conduisent au fait que ces baisses empiriquement observées sont liées à l'écoulement limite dominée. Lorsqu'un puits est placé sur la production, il y aura transitoire débit au départ. Finalement, toutes les limites du réservoir se fera sentir, et il est seulement après cette période que l'analyse de la courbe de déclin devient applicable. Au cours de l'écoulement à prédominance limite, la valeur de mensonges « b » dans la gamme de 0 à 1, en fonction des conditions aux limites du réservoir et le mécanisme de récupération.

De temps en temps, les courbes de déclin des valeurs de b> 1 sont rencontrés. Voici quelques raisons qui ont été avancées pour expliquer ceci: •

L'interprétation est erronée, et une autre valeur de b 1.

•

Bailey (1982) a montré que certains puits de gaz fracturés présentent des valeurs de b>

1, parfois aussi élevé que 3,5.

Arps diminution de la production équation Résumé

Les références

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