Gases Ideales y Reales

En artículos anteriores se ha hecho referencia al concepto de balance de materiales en yacimientos de petróleo con gas disuelto, detallando las ecuaciones pertinentes para la resolución de problemas en esta área. La presente edición se enmarcara en el ámbito de los yacimiento de gas donde se expondrán con claridad los diversos aspectos del balance de materiales y las ecuaciones empleadas en este caso.

Antes de abordar el tema de balance de materiales en yacimientos de gas es necesario conocer un poco sobre los conceptos básicos de gases. En este sentido se tiene que un gas ideal es aquel donde se considera que las moléculas no colapsan entre sí, asimismo no exhiben fuerzas de atracción o repulsión entre ellas y un mol de cualquier gas ideal contiene el mismo número de moléculas dentro del un volumen conocido a las mismas condiciones de presión y temperatura. Las leyes que rigen el comportamiento de los gases ideales son:

A partir de las leyes anteriores se puede determinar la ecuación conocida como Ecuación de Estado de los Gases Ideales :

PV = nRT

Sin embargo, la ecuación anterior se desvía del comportamiento ideal, cuando se encuentra en presencia de gases cuyas moléculas están en constante movimiento y presentan fuerzas de atracción y repulsión entre si. En este caso, se le adiciona un factor de compresibilidad (Z) bajo condiciones de yacimiento conocidas, dicha ecuación se conoce como la Ecuación de los Gases Reales:

PV = ZnRT

Cuando se toma en cuenta el factor Z se debe considerar que es obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura conocida entre el volumen ideal que ocuparía la misma masa a iguales condiciones de presión y temperatura. Para la determinación de dicho factor se emplean dos métodos importantes como las ecuaciones de Van Der Waals, las cuales establecen que todos los gases presentan igual factor de compresibilidad para condiciones de presión y temperatura reducidas similares.

Otro principio aplicado para el calculo de Z es el principio de W. B. Kay, el cual expresa que cualquier mezcla de hidrocarburos presenta el mismo factor de compresibilidad (Z) a condiciones de presión y temperatura seudoreducidas similares.

Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos

El cálculo de las reservas incluyen a lo largo su desarrollo una incertidumbre asociada. Es por ello, que la estimación del los volúmenes en sitio de hidrocarburos depende principalmente que la data de ingeniería y geología sea lo más confiable posible y se encuentre disponible a la fecha de estimación e interpretación de dichos datos. En este sentido, el grado de incertidumbre asocida permite clasificar a las reservas según el Ministerio de Energía y Petróleo con base a tres criterios fundamentales los cuales son:

- Certidumbre de Ocurrencia:

-Reservas Probadas: "son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales prevalecientes". Es importante mencionar, que si se emplea el método determinístico , el término "razonable certeza" hace referencia a que se considera un elevado grado de confiabilidad para aquellas cantidades de hidrocarburo que se visualizan como recuperables en el futuro. Mientras que si se toma en cuenta la metodología probabilística, debe existir al menos un 90% de probabilidad que los volúmenes a ser recuperados seán iguales o parecidos a lo estimado.

Es importante reseñar que en general cuando se habla de reservas probadas la producción rentable del hidrocarburo se encuentra sustentada por pruebas de formación actuales. Además, en ciertas ocasiones pueden ser asignadas fundamentadose en los registros de pozos vecinos, análisis de núcleo que indique que el yacimiento presenta hidrocarburos que se evaluán como factibles para su producción.

- Reservas Probables: son considerados aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman por asociaciones de acumulaciones conocidas, donde el análisis de la inforamción geológica y de ingeniería disponible indican que son menos ciertas que las probadas. Es por ello que la probabilidad que existecon relación a la cantidad que se podría recuperar bajo condiciones operacionales, económicas y contractuales es de un 50%. En la clasificación de reservas probables se toma en cuenta condiciones económicas futuras diferentes a las empleadas para las reservas probadas, lo que abarca la producción actual que no es rentable en un yacimiento pero se visualiza como potencial económico en un futuro.

Las reservas probables pueden incluir extensiones de yacimientos probados que no han sido explotados en su mayoria, reservas recuperables por métodos de recuperación mejorada que se ha establecido por una repetida aplicación exitosa,o cuando exista una incertidumbre razonable acerca de la ejecución de la recuperación mejorada. Asimismo, incluyen reservas de formaciones que parecen ser productivas pero que faltan datos de núcleos y pruebas definitivas que no son análogos a yacimientos probados en áreas preexistentes.

-Reservas Posibles:son aquellos volúmenes de hidrocarburo que se calculan con base en acumulaciones conocidas, donde los datos de la información geológica y de ingeniería reflejan que presentan menos posibilidad de ser recuperadas que las reservas probables. De esta manera. al realizar los calculos pertinentes la probabilidad existente de recuperación bajo condiciones operacionales, económicas y contractuales debe de ser por lo menos de un 10%.

Las reservas posiblen incluyen acumulaciones basadas en la interpretación geológica de zonas aledañas a las que ya han sido clasificadas como probadas y que pueden ser explotadas por métodos de recuperación mejorada. Por otra parte, se adicionan las reservas de formaciones con hidrocarburo que se determinaron por análisis de núcleo pero que podrían no ser comercialmente productivas.

- Facilidades de Producción

-Reservas Probadas Desarrolladas:son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos mediante la implementación de pozos e instalaciones de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de recuperación suplementaria. Es relevante acotar que las reservas se consideran como desarrolladas solo cuando el equipo para su producción se encuentre instalado y los costos para su explotación sean menores y rentablemente recuperables económicamente.

-Reservas Probadas No Desarrolladas: son los cantidades de hidrocarburo pertenecientes a reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento. Asimismo, abarcan proyectos de recuperación primaria y mejorada.

-Métodos de Recuperación

-Reservas Primarias: son aquellas reservas provenientes de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía primaria o natural de reservorio. Incluyen los volúmenes desplazados por el empuje de la capa de gas, el empuje por un acuífero activo, el empuje por gas en solución. por compresión del volumen poroso o expansión de los fluídos y el empuje por segregación gravitacional.

- Reservas Suplementarias: son la cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

Referencias Bibliográficas
“Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos”. Ministerio de Energía y Petróleo

Pag web : Documents and Settings/Administrador/Escritorio/01reservorios-definicionreservas.htm

Cálculo de Reservas

Los Hidrocarburos representa hoy en día la principal fuente de energía a nivel mundial, es por ello que el conocimiento de las cantidades de crudo y gas originales en sitio es de vital importancia para determinar los volúmenes recuperables del mismo, con el objeto evaluar los diversos métodos viables para su producción. En este sentido, cuando se habla de reservas de hidrocarburos se hace referencia a las cantiades de petróleo y gas que pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.

Para la estimación de las reservas es necesario la implementación de una serie de metodologías o combinaciones de ellas, donde se emplee la información disponible, el estado y desarrollo de los yacimientos. Dicho proceso se aplica utilizando la data geológica, de ingeniería y métodos de ídole probabilístico, de simulación, volumétrico entre otros.

Métodos para el Cálculo de Reservas de Hidrocarburos

-Método Determinístico: es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geologíca, de ingeniería y datos económicos. Dentro de ellos se encuentra el Método Volumétrico, el cual emplea el modelo geológico que geométricamente describe al yacimiento en estudio, así como las propiedades de la rocas y los fluidos que contienen. Dicha metodología es la que hoy en día utiliza el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela para el cálculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas. Las estimaciones que se realizan con este método son:




-Método Probabilístico: es cuando se emplea la información geologíca, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilídades asociadas. Dentro de esta métodología se encuentra la técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyendolo en la ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del valor del POES en el yacimiento en estudio.

- Método por Analogía: se inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no se dispone de información fiable para tener idea del potencial económico futuro. Este método toma en consideración las características similares y comparaciones con campos cercanos.

- Curvas de declinación de Producción: se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.

- Balance de Materiales: como en publicaciones anteriores, el concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción. En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de presiones, propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados obtenidos con el método volúmetrico.

- Simulación Númerica de Yacimientos: engloba el empleo de modelos matemáticos con el objeto de simular el medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogenidades y desarrollo de cada bloque en particular. El método descrito presenta validez si se obtiene una buena descripción geologíca y una detallada caracterización de los fluidos. Asimismo, se considera como una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que los métodos antes referidos.


Referencias:
Clases del Profesro Angel Da Silva
Páginas de La Comunidad Petrolera ( Simulación de Yacimientos )

Análisis del Balance de Materiales

El cálculo de la ecuación de Balance de Materiales es indispensable para la predicción e interpretación del funcionamiento de vida útil de un yacimiento, es por ello que el rol de un ingeniero se enmarca en el modelaje eficaz que minimicen su porcentaje de error. De esta manera, el método empleado denominado tanque consiste en una aproximación del reservorio considerando constante las variables termodinámicas y la presión del volumen como único factor relevante de menor impacto para la evolución continua del yacimiento.

Dicho modelo predictivo se aplica a un volumen de hidrocarburo donde se definen tres zonas relevantes(petróleo, agua y gas) que se encuentran equilbrio instántaneo en el tiempo, una vez que el reservorio se considera como un punto dentro de una caja, se aplica la nombrada ecuación de Balance de Materiales, tomando en cuenta la historia de producción e inyección del hidrocarburo, aunado al empleo de los datos PVT y cambios en el gradiente de presión se puede obtener resultados como el vaLor del petróleo y gas original en sitio (POES/ GOES), los índices de producción que aporta cada mecanismo de empuje, así como el grado de incertidumbre durante el estudio. En este sentido, todo análisis presenta un margen de incertidumbre durante su aplicación, es por ello que el empleo de ciertos métodos matemáticos ayudan a minimizar la desviación de lo que idealmente se estima. El ajuste de Mínimos Cudrados se considera el mejor arreglo para dismimuir el rango de incertidumbre durante una operación de la ecuación de Balanace de Marteriales, debido al ajuste lineal que correlaciona cada resulta para evaluar la calidad de un resevorio.

En suma, cuando se hace referencia al grado de incertidumbre asociado a un cálculo de balance de materiales los factores que influyen durante su predicción y ajuste son:

-Datos PVT: los cuales durante su medición pueden poseer error en la Temperatura, Relación gas-petróleo, gravedad del gas y gravedad del petróleo.

-Datos de Presión: errores en la estimación de promedios y durante la medición.

-Historia de Producción: producción de gas acumulado(Gp), producción de petróleo acumulad(Np) y producción de agua acumulada(Wp).

-Mecanismos de Empuje: su inadecuada interpretación y predicción ocasionan una data erronéa durante el empleo de la ecuación de Balande de Materiales.

En síntesis, el uso de la herramienta de Balance de Materiales como se observó es muy eficaz para la obtención relativa de la producción total de hidrocarburo, pero al poseer un grado de incertidumbre es necesario la aplicación de otros recusos que permitan predecir la evolución del yacimiento considerando los rangos de presión reales. De tal manera, procedimientos como el de Taner, Pirson, Muskat, Tracy y Shilthuis permiten obtener con mayor nivel de certeza los datos de producción tomando en cuenta consideraciones tales como:

• El yacimiento debe ser Volumétrico
• El reservorio se debe encontrar saturado de fluido
• La presión incial debe de ser igual a la de burbujeo
• No debe existir capa de gas
• Rsi=Rsb

En este sentido, la predicción de la producción de hidrocarburo mediante el Método de Shilthuis se pronóstica considerando la data PVT del yacimiento para cada declive de presión, conociendo de la presión y temperatura inicial, saturación de agua connata, valor del petróleo original en sitio a condiciones normales (N), relación de permeabilidades en función a la So y Sw, saturación de líquido (SL), asó como la relación instantánea de gas-petróleo.

Tomando en cuenta las consideraciones anteriores y haciendo énfasis que lo que se desea obtener mediante la aplicación de este método es la producción acumulada de petróleo y gas para cada delta de presión, el procedimiento a seguir se describe a continuación:

1. Establecer la cantidad de intervalos de presión y valores que se deseen trabajar.

2. Asumir de manera aleatoria valores de ∆Np/N

3. Calcular la producción acumulada de petróleo NP/N sumando todos los incrementos de producción mediante la formula: Np/N = Σ (Np/N)

4. Determinar la saturación del líquido para la presión de interes con la formula:

Sl = Sw + [(1-Sw)*(1-Np/N)*Bo/Bob]

5. Hallar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko

6. Calcular la relación gas- petróleo instantánea mediante la formula:

Ri = Rs + ([Kg*μo*βo] / [ Ko* μg*βg ])

7. Calcular el incremento de la producción de gas con la aplicación de:

∆Gp/N = ∆Np/N * [ (Ri, anterior + Ri, actual) / 2 ]

8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión de interés:

Gp/N = Σ (Gp/N)

9. Calcular la relación gas- petróleo producido Rp:

Rp = Gp/ Np

10. Con los valores de Rp y Np/N calcule la siguiente ecuación:

1 = [Np/N * (βt + (Rp –Rsb)*βg)] / [βt – βob] ]

Si el resultado de la expresión anterior es aproximadamente 1 (puede estar comprendido dentro del rango 0.99 y 1.01 ) el procedimiento es correcto y se puede continuar al paso siguiente, de caso contrario devolverse al paso 2.

11. Determinar el valor de Np a partir del Np/N asumido.

12. Pasar al siguiente valor de presión e iniciar el proceso.

Balance de Materiales de Petróleo

El balance de materiales es un método que se emplea para la estimación de la cantidad de hidrocarburo presente en un reservorio, tomando en cuenta los diversos mecanismos que intervienen durante su producción. Asimismo, dicha ecuación permite conocer el factor de recobro de cada mecanismo mediante los índices de producción. Cabe mencionar, que la solución de este método es una aproximación al comportamiento real de un reservorio y para su aplicación se debe tener presente que la presión en el yacimiento sea uniforme, los fluidos deben estar en equilibrio termodinámico y presentar un informe detallado de todas sus propiedades PVT.

En este sentido la ecuación planteada es:

CANTIDAD DE FLUIDOS PRODUCIDOS =

CANTIDAD DE FLUIDOS INICIALES - CANTIDAD DE FLUIDOS REMANENTES

Ecuación de Balance de Materiales de Schilthuis

VACIAMIENTO = NEo + NmEg + N(1+M)Efw +We

Vaciamiento es: Np(Bo+(Rp-Rs)Bg) + WpBw

Donde:
Np es el petróleo acumulado a condiciones estándar

Wp es la producción acumulada de agua a condiciones estándar

Rp= Gp/Np Relación gas-petróleo acumulado

Gp producción de gas acumulada a condiciones estándar ( Gp= NRsi + mNBoi/Bgi)
N se conoce como el petróleo original en sitio POES ( N = Vp * (1-Sw)/Boi)
Vp volumen porsoso del yacimiento

m se conoce como la relación del gas presente en la capa de gas inicial + gas disuelto en el crudo

Mecanismos que implican el Vaciamiento:

Eo: expansión del petróleo + gas disuelto

Expansión del petróleo (Bo-Boi)
Expansión de gas en solución (Rsi-Rs)Bg

Efw: expansión del agua connata y reducción del volumen poroso

We : Influjo de Agua

Finalmente se obtiene

Método de la Línea Recta:

En ciertas ocasiones la ecuación anterior no puede ser empleada en su totalidad para hallar la producción de petróleo o gas requerida, por falta de datos necesarios para su empleo y su solución más simple. Es por ello, que diversos autores desarrollaron ciertas gráficas para obtener de mamera sencilla resultados de la ecuación de balance de materiales dependiendo del tipo de yacimiento y mecanismo de producción presente al momento de la resolución.

Cabe mencionar, que la linealización de la ecuación depende de los parámetros PVT y tiene por objeto conocer el valor de las variables m, We y N. Po otra parte, dependiendo del tipo de reservorio que se obtenga (este método se aplica para yacimientos volumétricos o no volumétricos, saturados o subsaturados), el manejo d ela ecuación se desarrolla de la siguiente manera:

F = N(Eo + mEg + (1+m)Efw) + We

Y: (volumétrico/no volumétrico)*(saturado/subsaturado)

Condición de borde Fluido

1- Yacimiento Volumétrico + empuje por gas en solución + compactación del volumen poroso:

En este tipo de yacimiento no hay presencia de un acuífero asociado por lo cual el influjo de agua (We) es cero, asimismo, la presión inicial es mayor a la presión de burbujeo (yacimiento subsaturado) por lo cual, todo el gas se encuentra disuelto en el crudo y por ende no hay existencia de capa de gas (m=0).

F = N* (Eo + Efw)

2- Yacimiento con presencia de empuje de agua + gas en solución + capa de gas

En este yacimiento la compresibilidad de volumen poroso se considera despreciable por ser un reservorio no volumétrico (Efw= 0 ), obteniendo la ecuación de balance de materiales igual a:

F-We/Eo = N + Nm * (Eg/Eo)

3- Yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + capa de gas:

En este tipo de reservorio, la compresibilidad de la roca y de los fluidos se desprecia en comparación a la energía aportada por la expación del gas en la capam de gas y en solución, además por se volumétrico el influjo tiende a cero.

F/Eo = N + Nm * (Eg/Eo)

4- Yacimiento con presencia de empuje de agua + gas en solución + compactación del volumen poroso:

Como no hay existencia de capa de gas (m=0), por la tanto la ecuación es:

F- We = N* ( Eo + Efw)

5- Yacimiento con presencia de agua + gas en solución:

Es un resrvorio donde m = 0 por no poseer capa de gas , en donde se considera despreciable el volumen poroso con relación a la energía aportada por la expansión del ags en solución.

F/Eo = N + We/Eo

Índices de Productividad:

Para que un yacimiento pueda producir rentablemente, la energía total proviene de la aplicación de diversos mecanismos de producción como : agotamiento o gas en solución, expansión del casquete gas o empuje por agua asociada a un acuífero circundante. Cada contribución acumulada de los mecanismos de producción a la historia del yacimiento es lo que se conoce como índices de producción y según Pirson se calculan:

Índice de producción:

Io = N* (Bt - Bti)/ Np *(Bt + (Rp- Rsi)*Bg)

Ig = N *m *Bti/Bg * (Bg - Bgi)/ Np* (Bt + (Rp - Rsi)* Bg)

Iw = ( We - Wp*Bw)/ Np* (Bt + (Rp -Rsi)*Bg)

1 = Io + Ig + Iw

Referencias

Clases de Yacimientos II. Profesor Angel Da Silva

Mecanismos de Producción

La producción de un yacimiento se basa en diversos mecanismo que aumentan la vida útil del reservorio y contribuyen a una recuperación futura del mismo. Inicialmente la energía natural que conlleva el desplazamineto del hidrocarburo hacia las zonas de menor de presión, es decir hacia el pozo productor de ese sistema, implica una recuperación primaria del petróleo. En este sentido, el hidrocarburo puede fluir a la superficie y convertirse en una acumulación económicamente rentable. Es notorio conocer el tipo de mecanismo primario por el cual se produce, ya sean por influencia de un casquete de gas, expasión de gas en solución, presencia de un acuífero relacionado con el reservorio, inyección de determinados fluidos entre otros, con el objeto de apreciar técnicas de produccón secundaria obtenidas por la interpretación de la data proporcionada al inicio de este proceso.

De esta manera, los mecanismos de producción enmarcados dentro de una acumulación son:

• Compresibilidad de la roca y de los fluidos : la compresibilidad es una propiedad vinculada al cambio de volumen de la roca o de los fluidos asociados a una varición de presión en el yacimiento. Este tipo de mecanismo enmarca la disminución del volumen del medio poroso, a medida que ocurre una expansión del material mineral de la roca al declinar la presión. Cabe mencionar que durante la producción disminuye es el volumen inicial de poros interconectados, por lo que la porosidad efectiva del yacimineto decae durante el cambio de presión. En contraste, los líquidos tienden a elevar su volumen y desplazarse a zonas de menor presión a medida que se expanden, así mismo cuando se habla de un fluido gaseoso su volumen tiende aumentar en mayor proporción que el de los líquidos, ya que son altamente comprensibles.Es importante recordar que este tipo de proceso, se aplica para yacimientos subsaturados, pocos consolidados y las euaciones que lo rigen son:

Ecuación de compresibilidad general:

C = (1/V * dv/dp)

Ecuación de compresibilidad para líquidos:

V2 = V1 * (1 - ∆P)

Ecuación de compresibilidad para gases:

Cg = (1/p)– (1 / Z) * (dZ /dP)

Ecuación de compresibilidad de la roca:

Cb = (1 / Vb) * (∆V / ∆P) C f = Cb/Ø

Ecuación del Factor Volumétrico de Formación:

Bo= Bb (1-c∆P) Bb= factor en el punto de burbuja

• Liberación de gas en solución: este mecanismo también es conocido como empuje por gas disuelto, donde el petróleo se encuentra inicialmente en una sola fase por encima del punto de burbujeo. Al inicio de la producción el gas disuelto en el crudo comienza a expandirse debido al diferencial de presión y el hidrocarburo empieza a desplazarse hacia los pozos durante la vida útil del reservorio. Una vez, alcanzado el punto de burbuja se desarrolla un casquete de gas libre inducido por la mecánica de flujo, lo que indica una pérdida de energía en el yacimiento. Con el objeto de no generar una capa de gas la permeabilidad vertical debe disminuir, permitiendo que el gas libre fluya en el pozo y la relación Gas-Petróleo se incremente. Sin embargo, si se presentan condiciones de roca y fluidos adecuadas la existencia de una capa de gas puede ser empleada como un mecanismo de recuperación secundario. Cabe mencionar, que el factor de recobro para esta práctica se estima entre 20 y 40% del petróleo original en sitio.

• Segregación Gravitacional: los estratos en el yacimiento presentan cierta inclinación inicialmente, lo que permite crear una configuración de los fluidos respecto a sus densidades tal como: agua/petróleo/gas. Cuando inicia el declive de la presión dicha configuración cambia, gracias a la acción de las fuerzas gravitacionales o viscosas. En este sentido, una vez que, se ha alcanzado el punto de burbujeo se comienza a liberar gas en el reservorio, el cual se desplazará hacia el tope de la estructura, mientras que el crudo tendera a fluir hacia abajo si ocurre un aumento de la permeabilidad vertical que se contraponga a las fuerzas viscosas del yacimiento, evitando que el gas se desplace hacia el pozo. Es importante señalar que este tipo de mecanismo presenta un factor de recobro dentro de un rango de 40 a 80% y para que exista la dirección de flujo vertical debe ofrecer menor resistencia.
  

• Empuje por Capa de Gas: para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el reservorio debe ser igual a la presión de burbujeo, en ese instánte comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida util del hidrocarburo. El factor de recuperación de este proceso se encuentra entre el rango de 20 a 40% del petróleo original en sitio.
• Empuje Hidroestático: en este tipo de reservorio la presión inicial es mayor a la presión burbujeo. En este sentido, a medida que se reduce la presión el agua que se encuentra en el acuífero del sistema, presenta una apreciable expansión originando un desplazamiento continuo del crudo o gas hacia el pozo de producción más cercano. Es notorio establecer una relación equivalente en el régimen de producción de crudo con referencia a la cantidad de agua en el yacimiento, dicho contacto debe permaner constante para que el espacio desplazo por el crudo sea el mismo ocupado por el agua. Sin embargo, se puede dar el caso de la existencia de una capa de gas en la acumulación, desplazando el hidrocarburo a medida que declina la presión. Este tipo de empuje es más eficiente en un yacimiento de petróleo que de gas, presentando una recuperación de 30 a un 60% del petróleo original en sitio.
  

• Inyección de Fluidos: el empleo de este tipo de mecanismo se denomina recuperación secundaria del yacimiento, la cual busca adicionar energía al reservorio con el objeto de mantener la presión en el pozo productor. Se puede inyectar gas, agua, aditivos quimicos entre otros para aumentar el recobro de la producción, mediante el desplazamiento del hidrocarburo a la superficie. Cabe mencionar que la inyección de agua puede provenir de un acuífero o por la mano del hombre, acompañado por el drenaje gravitacional, mientras que el gas adicionado como fluido se emplea en su mayoria para recuperar condensados.
  
  

Aunado a lo anterior, es importate cuantificar cuanto petróleo se produce por acción de cada mecanismo de producción para ello se emplea la ecuación de balance de materiales, la cual me permite conocer la cantidad de hidrocarburo recuperable bajo condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

VACIAMIENTO = NEo + NmEg + N(1+m)Efw + We

Referencias

Clases de Yacimientos II, Profesor Angel Da Silva

Libro Pozo Ilustrado

Parámetros PVT

Las propiedades de los fluidos (agua, petróleo y gas) presentes en un yacimento son variables dependientes de la presión y temperatura, es por ello, que el estudio PVT tiene como objetivo analizar las diversas características que los componen y así determinar parámetros que predicen el comportamiento de un reservorio. Aunado a lo anterior, dichas pruebas proporcionan análisis nodales, cálculo como POES y esquemas para implementar óptimas tecnologías de producción en pozos a medida que son explotados.

En particular, es de notoria relevancia conocer el régimen de flujo que prevalece en el yacimiento, para establecer el tipo de hidrocarburo predominante bajo condiciones específicas. A fín, de caracterizar el tipo de crudo presente en un reservorio se emplea los diagramas de fases, en los cuales, se puede observar los diversos cambios de estado en las mezclas de hidrocarburos sometidos a una presión y temperatura determinada.

En el gráfico anterior, se muestra dos regiones principales que catalogan la composición del fluido que predomina en el yacimiento, dichas áreas se conocen como monofásica y bifásica (petróleo-gas). La frontera que las delimita se desigan con el nombre de "envolvente de saturación", la cual refleja diversas características como:

• Líneas de Isocalidad: son líneas que unifican puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla bifásica dentro de la envolvente.
• Curva del punto de rocío: es la curva en la cual, existe la fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido (se libera la primera gota de líquido).
• Curva del punto de burbujeo: es la curva en la cual, existe la fase líquida con una parte infinitesimal de gas (se libera la primera burbuja de gas).
• Punto Crítico: es el punto donde convergen la curva de rocío con la curva de burbujeo, en el cual, las propiedades intensivas de la fase líquida y la fase gaseosa son iguales.
• Temperatura Cricondentérmica: es la máxima temperatura en la que coexisten en equilibrio la fase líquida y vapor.
• Presión Cricondembárica: es la máxima presión en la que coexisten la fase líquida y la fase de vapor en equilibrio.

Es notorio acotar, que para crudos el punto cricondembárico se encuentra a la izquierda del punto crítico, en contraste, para gas y gas condensado se halla a la derecha. Esta diferencia se debe a la composición del sistema, la cual permanece constante en el tiempo mientras que no se altere por medio de la inyección o extración de algún tipo de fluido en el yacimiento. Asimismo, se hace referencia que para mezclas con componentes livianos y volátiles la presión de burbujeo y de rocío son elevadas.

Por otra parte, en base al comportamiento de los fluidos los yacimientos se clasifican en:

• Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales, la mezcla de hidrocarburo se mantienen en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie. La Tyac > Tcdt, posee una composición de 96 % metano y sólo se puede obtener líquidos mediante la aplicación de procesos criogénicos. Su relación gas-líquido es mayor a 100.000 (PCN/BN).

• Yacimientos de Gas Húmedo: son aquellos en la que la mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimientos pero en superficie se presenta en fase bifásica. La Tyac>Tcd, su gravedad API >60 grados. Presenta componentes intermedios y el líquido es incoloro. Su relación gas-petróleo es mayor a 15.00o y permanece constante a lo largo desu vida productiva.
  

• Yacimiento de Gas Condensado: son reservorios donde la composición de la mezcla gaseosa se mantiene constante antes de la curva de rocío a condiciones iniciales de yacimiento, una vez que se entra a la región bifásica presenta una condensación retrógrada durante la caída de presión isotérmica, hasta alcanzar la saturació crítica del líquido. La temperatura se encuentra entre los valores de temperatura crítica y temperatura cricondentérmica. Los condesados presentan una gravedad API entre 40-60 grados, su contenido de metano es mayor o igual a 60% y su color varía desde incoloro hasta amarrillo claro.

Condensación Retrógrada: este proceso se origina entre crítica y la temperatura cricondentérmica donde coinciden todas las lineas de isocalidad. En este punto, las moléculas más livianas se separan de los componentes más pesados bajo una caída de presión, quedando atrapados en el yacimiento hasta alcanzar un fase continúa. Se genera una condensación por lo cual, no es rentable la producción en esta zona del yacimiento debido a que, el líquido condensado queda adherido a las paredes del reservorio, permaneciendo inmovil, y por ello el gas producido en superficie poseerá menor líquido y la razón gas-petróleo aumentará.

• Yacimiento de Petróleo Volátil: es un hidrocarburo cuya temperatura inicial es menor a la temperatura del punto crítico y se encuentra en estado líquido, posee un alto encogimento lo que quiere decir que a medida que se disminuye la presión se produce un agotamiento acelerado del crudo. Contiene altos componentes livianos, su gravedad API es superior a los 40 grados, mientras que su relación petróleo-gas oscilan entre 2000-500 PCN/BN.
• Yacimientos de Petróleo Negro: es un reservorio en los cuales la Tyac<>baja volátilidad debido a que presenta poco encogimiento lo que quiere decir, a medida que se disminuye la presión el volumen de hidrocarburo no varía considerablemente. en este sentido, su RPG <2000,>

SOLUBILIDAD DEL GAS: consiste en la capacidad del fluido gaseoso para estar en contacto con el crudo. Depende de la presión, temperatura y conposión gas-petróleo, puesto que a medida que se incrementa la presión la cantidad de solución de gas aumenta, en contraste cuando la temperatura se eleva la solubilidad del gas disminuye. El presente concepto clasifica a los yacimientos en:

• Yacimientos Subsaturados: no se libera gas durante la caída de presión, por lo tanto, el gas siempre se encuentra en contacto con el crudo, por lo cual, no se genera capa de gas.
• Yacimiento Saturado: son aquellos reservorios dond eel petróleo no acepta más gas en solución bajo condiciones de presión y temperatura de yacimiento, en tanto comienza a decaer la presión hasta llegar a la presión de burbujeo se libera gas de la mezcla. Pude exitir o no capa de gas en contacto con el crudo.
  
  
  Propiedades de los Fluidos:
• Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg): se define como el volumen de gas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento con relación al volumen de gas encontrado a condiones estándar.

A medida que se disminuye la presión el gas se expande y al llegar al punto de burbuja comienza la liberación de gas, por lo que el volumen de gas liberado aumenta con refer¡encia al líquido en el reservorio.

• Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo) : se define como el volumen de crudo mas gas en solución para determiadas condiciones de yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones estádar.
  
  

Con la caída de presión el petróleo tiende a expandirse y aumenta su volumen en el yacimiento, una vez alcanzada la presión de burbuja se comienza a liberar gas y por ende el volumen de petróleo tiende a disminuir.

• Factor Volumétrico Total(Bt): se define como el volumen en barriles normales que ocupa el petróleo conjunto con el volumen de gas disuelto, tomando en cuenta la cantidad de hidrocarburo permanente en el reservorio y el gas liberado.

• Relación Gas-Petróleo en solución (Rs): se denota como el volumen de pies cúbicos estádar de gas, que se disuelven en un barril normal de petróleo.
  
  

En la presión inicial de yacimiento, por encima d ela presión de burbujeo nigún gas se libera sel petróleo por lo que, la solubilidad del gas permanece constante con su valor máximo Rs. En la presión de saturación(Pb), el gas en solución comienza a ser liberado y por consiguiente el valor de Rs disminuye con el descenso de la presión.

• Relación Gas-Petróleo Producido (Rp): se define como el volumen en pies cúbicos de gas producido a condiones normales con relación al volumen de peteróleo producido a condiones estándar.

Para la presión inicial a condiciones de yacimiento la relación de gas-petróleo prevalece constante debido a que, no se ha comenzado a producir o liberar gas en el sistema, una vez alcanzada la presión de burbuja, la Rp presenta una caída gracias a que el gas liberado no logra una fase continúa, por lo cual yace en el reservorio hasta obtener su saturación crítica a una presión de abando por debajo a la Pb, en este momento el gas comienza a expandirse y la relación gas-petróleo producido aumenta.

Pruebas para los Análisis PVT

Prueba de Liberación Diferencial: la separación diferencial es aquella donde la composición del sistema varía durante el agotamiento de presión. En este sentido, la Ti=Tyac, la Pi>Pb, a medida que se disminuye la presión se generá espacio en la celda para el fluido, aunado a lo anterior, simultáneamente se libera gas del sistema, el cual es extraído constantemente hasta alcanzar la presión atmosférica. Los resutados de esta prueba son el factor de compresibilidad dela gas (Z); Bo, Bg, Bt, Rs, la gravedad específica del gas, la gravedad API y densidad del petróleo.

Prueba de Liberación Intantánea: en la separación instantánea el gas siempre permanece en contacto con el crudo, por ende la composición del sistema no varía durante todo el agotamiento de presión. En este caso, la Ti=Tyac y la Pi debe ser mayor a la Pb, el proceso se lleva acabo bajo condiciones isotérmicas y una vez alcanzada la Pb se continua minimizando la presión mientras que el crudo se expande y el gas liberado permanece en contacto con él. De este tipo de liberación se obtiene el valor de la presión de burbujeo, la función Y, la compresibilidad del petróleo, y el volumen relativo de hidrocarburo referente a la presión.

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS II

La Ingeniería de Yacimientos es una de las ramas más relevantes de la Ingeniería de Petróleo, puesto que, es la encargada de generar el vinculo entre el reservorio de hidrocarburo y los diversos mecanismos de producción en superficie. En este orden de ideas, mediante la interpretación de los resultados de exploración, el estudio de los elementos y procesos de un sistema petrolero, se busca mejorar y desarrollar de manera óptima cada prática para la planificación y extracción de los fluidos contenidos en un determiando yacimiento.

En este sentido, el presente espacio ha sido diseñado como fuente de referencia para suministar información sobre los temas que serán abordados en la cátedra de Ingeniería de Yacimientos II, impartidos por el Ingeniero Angel Da Silva, en la Universidad Central de Venezuela. El mismo, contendrá tópicos concernientes a la industria petrolera y se actualizará semanalmente a fín de mantener la información vigente y de fácil acceso para aquellos usuarios que deseen indagar o renovar conocimientos en esta área.

En sítesis, la temática se relacionará con el estudios de los diversos parámetros involucrados en el análisis PVT, con el objeto de comprender, interpretar y aplicar el balance de materiales a yacimientos de petróleo con gas, tomando en cuenta los diversos mecanismos para su evolución.

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS II

REFERENCIAS

www.youtube.com/watch?v=hywxinkhq6j8