Distribución y Movimiento de Fluidos
Secundarias avanzadas y escenarios no convencionales.
31 de julio al 3 de agosto de 2018
Lugar:Laboratorio de desarrollo INLAB -Quilmes -Provincia de
Buenos Aires.
Instructor: Lic. Marcelo Crotti
Costo:
U$S1800 dólares estadounidenses + IVA hasta el 13 de julio de 2018,
U$S2000 dólares estadounidenses + IVA desde el 14 de julio de 2018.
Formas de pago: Los precios previstos son al contado, se puede abonar en efectivo, tarjeta de crédito, cheque o transferencia bancaria.
Inscripcion y consultas:
Objetivos
Analizar conceptual, numérica y operativamente, las herramientas empleadas para caracterizar las propiedades de la roca reservorio, la distribución estática de fluidos y el desplazamiento multifásico en sistemas heterogéneos, desde los estudios de laboratorio, hasta la medición en yacimiento.
Determinar la importancia relativa de las diferentes fuerzas que actúan a escala de reservorio, a lo largo de la historia de producción, bajo diferentes condiciones operativas.
El curso ofrece un repaso crítico de los conceptos y variables fundamentales empleados en la caracterización de reservorios, el uso de promedios numéricos y la discusión de reservorios maduros y escenarios no-convencionales.
A quién está dirigido
Es un curso destinado especialmente a quienes trabajan regularmente en proyectos de inyección de agua, especialmente con elevados cortes de agua, y necesitan optimizar los recursos operativos y/o están planificando operaciones complementarias de recuperación asistida.
Es de especial interés para quienes encuentran situaciones anómalas o difíciles de describir con las herramientas convencionales de modelado de reservorios.
Programa
Tipos de roca. Porosidad. Permeabilidad. Compresibilidad del Volumen Poral. Saturación de Fluidos. Mediciones simples de Laboratorio. Heterogeneidades y Promedios.
Experiencia de llenado en sistemas heterogéneos con diferentes fases.
Curvas de Presión Capilar. Definición de los conceptos básicos. Contacto de fases. Nivel de agua libre. Zona de transición. Diferencia de presión entre fases Conceptos básicos.
Diferencia entre Nivel de Agua Libre y Contacto de Fluidos
Heterogeneidades. Distribución de fluidos. Planteo de un problema en un sistema multicapas. Resolución del problema en planilla de cálculo.
Sellos capilares. Mediciones de laboratorio. Método de la Membrana semipermeable
Método de la centrífuga.
Inyección de Mercurio. Distribución de diámetros porales
Escalamiento, Promedio de curvas de Presión Capilar.
Imágenes: Desplazamiento agua-petróleo en un medio poroso, lineal y homogéneo.
Flujo monofásico. Ley de Darcy. Flujo multifásico. Introducción al concepto de Permeabilidad Relativa.
Medición Física: Desplazamiento agua-petróleo en un medio poroso, lineal y homogéneo. Cálculo de las curvas de desplazamiento, en base a los datos experimentales.
Comparación entre los resultados directos y el cálculo de las Curvas de Permeabilidad Relativa.
Discusión: Comparación crítica de Curvas de Permeabilidad Relativa y Curvas de Productividad Específica.
Inyección, Conducción y Producción de Fluidos. Diferencia entre modelo matemático y modelo físico.
Puntos extremos de saturación. Dependencia de la saturación residual de petróleo (Sor) con el mecanismo de desplazamiento.
La Curva de Flujo Fraccional. Usos y Limitaciones.
Limitaciones de la Simulación Numérica en sistemas heterogéneos con participación variable de fuerzas viscosas, capilares y gravitatorias.
Alcance y validez de los supuestos básicos en la Inyección de Agua. Limitaciones de la Ingeniería de Reservorios convencional.
Competencia de mecanismos. Empujes externos (fuerzas viscosas) en competencia con empujes espontáneos (capilares y gravitatorios). Optimización de la eficiencia de desplazamiento.
Usos y limitaciones de los Trazadores para entender y optimizar la inyección de agua. ¿Qué medir y cómo interpretar los resultados?
Análisis de escenarios reales. Tight Sands.
Discusión abierta de casos proporcionados por los participantes.
Instructor
Marcelo Crotti
Profesor del departamento de Ingeniería en Petróleos del ITBA desde 1992 hasta 2001. Allí dictó la cátedra de "PETROFÍSICA Y FLUIDOS DE RESERVORIO" y se desempeñó como Director Adjunto del Postgrado en Ingeniería de Reservorios. Es autor de numerosas publicaciones técnicas y del libro “MOVIMIENTOS DE FLUIDOS en reservorios de hidrocarburos”. La mayor parte de su carrera profesional la realizó en INLAB S.A. donde actualmente se desempeña como Vice-Presidente y ejerce la Dirección de los Sectores de Desarrollo y Nuevas Tecnologías.
También participó del proyecto de reprocesamiento de combustible nuclear en la CNEA (Comisión Nacional de Energía Atómica).
En 2009, por sus contribuciones a la Ingeniería de Reservorios, recibió un
"Regional Technical Award" en "Reservoir Description & Dynamics" de la SPE.
Algunas de sus publicaciones sobre evaluación de reservorios son las siguientes:
- Crotti. M. A.,"Método de Ajuste Numérico para la Obtención de curvas de Permeabilidad Relativa a partir de experiencias de desplazamiento a presión constante." Publicado en el Simposio de Producción de Hidrocarburos (Bariloche-1988).
- Crotti M. A., Rosbaco J.,"Relative Permeability Curves: The Influence of Flow Direction and Heterogeneities. Dependence of End Point Saturations on Displacement Mechanisms". SPE 39657. Presented at the Symposium SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma 19-22 april 1998.
- Cobeñas R. H., Crotti M. A., "Volatile Oil. Determination of Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample" SPE 54005. Presented at the 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999.
- Tellería M. S., Virués C. J. J., Crotti M. A., "Pseudo Relative Permeability Functions. Limitations in the Use of the Frontal Advance Theory for 2-Dimensional Systems" SPE 54004.. Presented at the 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999.
- Bosco S. A., Cobeñas R. H., Crotti M. A., "Yacimientos de Gas y Condensado Saturados. Integración de Estudios Termodinámicos con Información de Producción". Presentado en el congreso de Producción 2000 del IAPG. Cataratas del Iguazú, 8-12 mayo de 2000. Crotti, M. A., Cobeñas, R., "Scaling Up of Laboratory Relative Permeability Curves. An Advantageous Approach Based on Realistic Average Water Saturations", SPE 69394
- Crotti M. A., Fernández Badessich M. "Coexistencia de Petróleo Subsaturado con un Casquete de Gas - El Dióxido de Carbono en Equilibrio con Petróleos Pesados". Presentado en el II Congreso de Hidrocarburos - 2003 - IAPG - Buenos Aires - 29 de junio al 2 de julio de 2003.·
- Crotti M. A., Galacho M., Vázquez P. A., "Simulación en Líneas de Flujo con Curvas de Productividad Específica", presentado en el Congreso de Producción 2006, IAPG, en Septiembre de 2006, en la ciudad de Mendoza, República Argentina
- Crotti M. A., Fernandez G., Terrado M., “Improving Reserves and Production Using a CO2 Fluid Model in El Trapial Field, Argentina”. SPE 107732. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires, Argentina, 15–18 April 2007
- Crotti M.A., “Water Saturation in Tight Gas Reservoirs”. SPE 107145. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires, Argentina, 15–18 April 2007
- Crotti M.A., Bardelli J., Masiero D., Fondevila G., “Aprovechamiento de empujes espontáneos para optimizar secundarias avanzadas”. Congreso de Producción del Bicentenario, efectuado entre el 18 y 21 de Mayo de 2010 en la ciudad de Salta, Provincia de Salta, República Argentina.
- Crotti M. A., Daparo W.D., Fondevila G., Galacho N., Masiero D., “Interpretación y uso de los ensayos con trazadores”. Congreso de Producción del Bicentenario, efectuado entre el 18 y 21de Mayo de 2010 en la ciudad de Salta, Provincia de Salta, República Argentina.
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