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.