Clase 4. Métodos de Linealización

Para la solución de la EBM, se ha considerado el método de Havlena Odeh y Van Everdingen como el mas sencillo; consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables.

LLamaremos F al Vaciamiento y a los diferentes necanismos de empuje E

F = Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] + Wpßw
Eo = ßo - ßoi + ßg(Rsi - Rs)
Eg = ßoi(ßg/ßgi - 1)
Efw = ßoi (CwSwi + Cf)ΔP / 1 - Swi

De esta forma, la ecuación quedaría escrita:

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We

Bajo operaciones matemáticas y asumiendo que Et = Eo + Eg + Efw, Resulta:
F = NEt + We

Se puede notar que la Ecuación obtenida es la ecuación de una recta Y = AX + B, donde A seria la Pendiente y B el punto de corte con el eje Y, de forma tal que al graficar es posible obtener dichos valores.

Casos de Estudio:

* Método de La Linea Recta

F = NEo + NEg + NEfw + We
F = N(Eo + Eg + Efw) + We

Asumiento que (Eo + Eg + Efw) = Et

F - We = NEt

* Método de la Capa de Gas

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We

F = N(Eo +Efw) + mN( Eg+Efw) + We (Eo+Efw)

Dividiendo la ecuación anterior entre (Eo+Efw)
(F - We)/ (Eo + Efw) = N + mN(Eo + Efw)

*Método del Acuífero

F = NEo + mNEg + N(1 +m)Efw + We
F = NEo+ NEfw + We

Dividiendo la ecuación anterior entre (Eo+Efw)

F / (Eo + Efw) = N + We/(Eo + Efw)

Indices de Producción Según Pirson, la energia total para producir hidrocarburos es la aportada por: Empuje de Gas es Solución. Empuje por Capa de Gas y Empuje de Agua. Los índices de producción son una medida de ka contribución de cada uno de los mecanismos de producción, a la producción total del Yacimientos.

Io = N(ßto - ßti) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]
Ig = mN(ßti/ßgi)(ßg - ßgi) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]
Iw = (We - Wpßw) / N[ßt + ßg(Rsi - Rs)]

De tal forma que
Io+ Ig+ Iw = 1

De esta forma es posible manejar la EBM en funcion de la contribución de cada mecanismo de producción individual.

Bibliografía:

- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
- Clases de Introduccion a la Ingeniería de Petróleo, Profesora Lisbeth Miranda, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Clase 3. Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo

Antecedentes:

* Coleman, Wilde y Moore: Su estudio se basó en la declinación de la presión del yacimiento posterior a la producción de petróleo y gas. Presentaron una ecuación que relaciona la presión del yacimiento, la cantidad de petróleo y gas producido, la cantidad de gas en el yacimiento y las propiedades de los fluidos del yacimiento.

* Schilthuis: Presentó una forma modificada de la ecuación de Coleman, Wilde y Moore. La ecuación de Schilthuis se puede describir como un balance volumétrico entre las cantidades de petróleo, gas y agua producida, con la declinación de presión del yacimiento, la cantidad total de agua que pudo haber entrado al yacimiento y la cantidad total de petróleo y gas del yacimiento.
La ecuación de Schilthuis no toma en cuenta la disminución en el volumen poroso debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso del yacimiento. Schilthuis también propuso un modelo de influjo de agua el cual expresa la tasa de influjo de agua dentro del yacimiento a un tiempo cualquiera, proporcional a la diferencia de presión entre la presión original del yacimiento y la presión en el yacimiento en un instante dado.

* Old: Expuso el uso simultáneo de la EBM y la ecuación de Hurst, aplicado al cálculo de las reservas de hidrocarburos. Estudió el comportamiento de un yacimiento de petróleo y evaluó las fuerzas naturales que actuaban en el yacimiento.
Odd afirmó que un uso importante de este método de análisis consiste en determinar el comportamiento de la presión.

* Woods y Muskat: Presentaron un procedimiento de análisis de mínimos cuadrados para resolver la ecuación de balance de materiales y su aplicación para estimar el petróleo en sitio a partir de observaciones de campo. El estudio concluyó que el balance de materiales por si mismo no puede, con seguridad, proporcionar una determinación única de las características físicas básicas del petróleo que se produce de un yacimiento. Sin embargo, el método proporciona una herramienta útil para estimar la intrusión de agua o para predecir el comportamiento futuro de un yacimiento, cuando existen datos de control determinados independientemente, tales como valores de petróleo y gas inicial en sitio.

* Van Everdingen, Timmerman y Mcmahona: Presentaron una forma modificada de la ecuación de balance de materiales aplicable a yacimientos con empuje parcial de agua. El método combinó la ecuación de balance de materiales con la ecuación de influjo de agua de Hurst-Van Everdingen, para obtener valores confiables del petróleo activo original en sitio y una evaluación cuantitativa del influjo de agua acumulado. El método de solución usa el método de mínimos cuadrados para obtener dos ecuaciones normales a partir de un cierto número de ecuaciones de balance de materiales. El método de desviación normal fue utilizado para determinar el valor de petróleo en sitio asociado con el valor más confiable de los intervalos de tiempo reducidos.

* Hawkins: Presentó una extensión de la ecuación de balance de materiales aplicable a yacimientos volumétricos sub.saturados por encima del punto de burbujeo mediante la inclusión de un término que toma en cuenta la presencia de agua intersticial y su compresibilidad.* Tracy: Presentó una forma simplificada de la ecuación de balance de materiales de Schilthuis. En la ecuación, los términos de petróleo producido acumulado, gas producido acumulado e influjo neto de agua se multiplican por diferentes factores de presión. El método estima tasas gas-petróleo instantáneas junto con producción incremental de petróleo.

* Dake: Consideró la disminución en el volumen poroso de hidrocarburos debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción en el volumen poroso, la cual no fue tomada en cuenta por Schilthuis al derivar la forma general de la ecuación de balance de materiales.

* Havlena y Odeh: Presentaron un método en el cual la ecuación de balance de materiales se expresa como la ecuación de una línea recta. El método consiste en graficar un conjunto de variables versus otro, dependiendo de los mecanismos de empuje del yacimiento del yacimiento. Este método proporciona un tercer y necesario criterio que sólo una solución exitosa de la ecuación de balance de materiales debería satisfacer. El método fue aplicado a varios casos de campo. El método ha demostrado ser el mejor en términos de la interpretación de los cálculos de balance de materiales.

Consideraciones para aplicar balance de materia:

*Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.
* El PVT es representativo del yacimiento.
* Proceso isotérmico.
* Cw y Cf son despreciables.
* Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento.
* Dimensión cero.

Aplicación de la ecuación de balance de materia:

* Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento.
* Evaluar We conociendo N o G.
* Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción.
* Evaluar factores de recobro.

Ley de Conservación de la Masa. Schilthuis

* Expansión del Petróleo + Gas en Solución:

[ßo + ßg(Rsi - Rs) - ßoi]

*Expansión del Gas de la capa de gas:

mNßoi(ßg/ßgi - 1)

*Expansión de Agua Connata y reducción del Volumen Poroso:

(1+m)mßoi(CwSwi + Cf)ΔP / 1 - Swi

*Influjo de Agua del Acuifero:

We

* Vaciamiento:

Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] + Wpßw

Ecuación general de balance de materia para yacimientos de petróleo

Normalmente está escrita en bases volumétricas

Vaciamiento = +(Expansión del Petróleo + Gas en Solución) + (Expansión del Gas de la Capa de Gas) +(Expansión del Agua Connata) + (Influjo de Agua del Acuífero)

En términos Numéricos

Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] + Wpßw = + (Nßoi [ßo - ßoi + ßg(Rsi - Rs)]/ßoi) + (mNßoi(ßg/ßgi - 1)) +( (1+m)mßoi(CwSwi + Cf)ΔP / 1 - Swi) +We

Casos de Estudio:

* Empuje por Expansión del Petróleo, P > Pb:

Npßo = Nßoi (ßo - ßoi /ßoi) - Nßoi[ (CwSwi + Cf)ΔP] / 1 - Swi

* Empuje por Gas en Solución (Sin capa de gas), Pb>P:

Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] =N[ ßo - ßoi - ßg(Rsi - Rs)]

* Empuje por Gas en Solución (Con capa de gas), Pb>P:<>

Np[ßo + ßg(Rp - Rs)] =N[ (ßo - ßoi - ßg(Rsi - Rs))/ßoi] - m(ßg/ßgi - 1)

Otros usos de la ecuación de balance de materia:

* Desarrollar una relación entre los fluidos producidos con la presión para predecir el comportamiento del yacimiento.
* Verificar la existencia de la capa de gas.
* Comparar con el petróleo calculado volumétricamente. Esto no significa que los valores sean cercanos.
* No es bueno tratar de hallar N con la Ecuación de balance de materia en yacimientos con alta intrusión de agua porque Pi - P es pequeño

Fuentes de error de la EBM

* Sobre saturación de hidrocarburos dentro del yacimiento.

* Obtención errónea de la producción de fluidos.

* Caídas de presión y acuíferos activos

* Selección inadecuada de la relación PVT.

Bibliografía:

- Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto, Prof. José R. Villa, Ingeniería de Yacimientos II.

- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Clase 2. Mecanismos de Producción

Balance Volumétrico

Vaciamiento =
+ Expansión del petróleo + gas en solución
+ Expansión del gas de la capa de gas
+ Expansión del agua connata
+ Reducción del volumen poroso
+ Influjo de agua del acuífero

Resumen de Términos, Fórmulas y Definiciones

* m= Gf βgi/N βoi ; Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de as/volumen de la zona de petróleo.

* N= V(1-Swi)/βoi ; Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones estándar , [MMBN].

* Np ; Petróleo acumulado a condiciones estándar, [MBN].

* Gp ; Gasproducido acumulado a condiciones estándar, [MBN].

* Rp= Gp/Np ; Relación gas – petróleo acumulada, [MPCN/BN].

* Rs ; Relación gas-petróleo, [MPCN/BN].

* Wp ; Agua producida acumulado. [MBN]

* Cw, Co, Cg ; Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, [1/psi]

* Cf ; Compresibilidad del volumen poroso, [1/psi]

* Nßoi ; Volumen de petróleo y gas en solución inicial a condiciones de yacimiento, [MMBY]

* mNßoi ; Volumen inicial de gas libre en la capa de gas, [MMBY].

* NRsißgi ; Volumen de gas inicial disuelto en el petróleo, [MMBY].

* G = NRsi + mNßoi/ßgi ; Volumen de gas total, [MMMPCN].

* N(ßo - ßoi) ; Volumen producido por expansión del líquido, [MMBY].

* NRsi ; Gas en solución inicial a condiciones normales, [MMMPCN].

* NRsißgi ; Gas en solución inicial a condiciones de yacimiento, [MMBY].

* NRsißg ; Gas en solución condiciones de yacimiento, [MMBY].

* Nßg(Rsi - Rs) ; Volumen por expansión del gas en solución, [MMBY].

* N(ßt - ßti) ; Expansión de Petróleo + Gas en Solución, [MMBY].

* Nm ßoi ; Volumen inicial de la capa de gas, [MMBbl].

* Nmßoi(ßgi/ßg – 1) ; Volumen por expansión del gas en la capa de gas, [MMBbl].

* (1+m)N ßoi ΔP(CwSwi+Cf)/(1-Swi) ; Volumen total por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso, [MMBbl].

* We ; Inlujo de Agua, [MMBbl].

* Np(ßo–ßoi +ßg(Rp-Rs)) ; Producción, [MMBbl].


Bibliografía:

- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

Clase 2. Mecanismos de Producción

1.- Compresibilidad de las Rocas y los Fluidos: Es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos los cuerpos disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada manteniendo constantes otros parámetros.

* Compresibilidad de la Roca: Es un parámetro necesario para la evaluación de reservorios. Es un valor que cobra mayor relevancia en reservorios marcadamente sub-saturados no sometidos a mantenimiento de presión. La ecuación que la define es la siguiente:

CP= - (1/V). dV/dP

Las compresibilidades típicas de las rocas reservorio se encuentran en el rango de 3 a 30 x 10-6 psi-1

En un yacimiento pueden ocurrir las siguientes compresibilidades:

- Compresibilidad de los granos: cambio fraccional en volumen de la roca sólida con respecto al cambio unitario de presión.
- Compresibilidad del volumen poroso: cambio fraccional en volumen poroso de la roca con respecto al cambio unitario de presión.
- Compresibilidad del volumen bruto de la roca: cambio fraccional en volumen bruto de la roca (volumen del poro + volumen del sólido) con respecto al cambio unitario de presión.

* Compresibilidad de los líquidos: Siempre que se tengan cambios de presión no muy grandes para líquidos ligeramente y más compresibles se puede suponer una compresibilidad promedio constante para el intervalo de presión considerado. La compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación:

V = V1[1+ C(P1 - P)]

* Compresibilidad de los gases: Como se mencionó anteriormente los gases son mucho más compresibles que los líquidos, y depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases ideales, esto es PV=ZnRT , a partir de allí y de la ecuación general de la compresibilidad se obtiene que la compresibilidad de los gases se obtiene de la siguiente ecuación:

Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)

2.- Liberación de Gas en solución: Es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.

A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos.La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.

Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

3.- Segregación Gravitacional: En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe.

Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.

Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %.Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

* Variaciones del GOR con la estructura.
* Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo.
* Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

4.- Empuje por Capa de Gas: Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere mas petróleo son:

* Baja viscosidad del petróleo.
* Alta gravedad API del petróleo.
* Alta permeabilidad de la formación
* Alto relieve estructural.
* Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

5.- Empuje Hidráuilico: Es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio. Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto aguapetróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.

Entre las razones por las cuales ocurre la intrusión se encuentran las siguientes:

* La expansión del agua en el acuífero causa de la diferencia de presión, el agua tiende a expandirse y ocupar el lugar ocupado anteriormente por el petróleo.
* El acuífero es parte de un sistema artesanal, es decir, toda el agua que rodea el yacimiento esta en contacto con el agua proveniente de la superficie.

El agua puede ingresar de distintas formas al yacimiento de petróleo, de acuerdo a sus características los yacimientos por empuje de agua se clasifican en:

* Yacimientos por empuje de fondo: Se caracterizan por que su formación posee una geometría y un arreglo tal que la permeabilidad vertical es suficientemente alta como para que el agua pueda moverse verticalmente.

* Yacimientos por empuje lateral: El agua se moviliza hacia el yacimiento desde los lados.

6.- Inyección de Fluidos: La inyección de fluidos es un mecanismo de producción no natural, es decir es generado por la mano del hombre, para mejorar la producción de los fluidos del yacimiento.Esta consiste en la inyección continua o alternada de fluidos al yacimiento para mejorar el flujo de los fluidos del yacimiento a superficie, entre estos podemos encontrar:

* Inyección de gas: En este caso se inyecta gas en zonas del yacimiento para mantener la presión y de tal forma que el gas inyectado no sea producido o lo sea en poca cantidad.

* Inyección de vapor: Consiste en inyectar vapor a la arena productora para modificar las propiedades de los fluidos del yacimiento para que estos puedan fluir hacia los pozos productores.

* Inyección de agua: Para este se procede a la inyección de agua a ciertas partes del yacimiento para mantener la presión del yacimiento y mejorar la producción.

Bibliografía:
- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

- Clases de Introduccion a la Ingeniería de Petróleo, Profesora Lisbeth Miranda, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
- "El Pozo Ilustrado". Efraín E. Barberii, S.A. Petróleos de Venezuela. Cuarta Edición.
- http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

Clase 1. Liberación de Gas, Caracterización de Yacimientos

Se llama Análisis P.V.T al conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio para simular las condiciones de Yacimiento (Presión, Volumen y Temperatura) y poder determinar las propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero. Las pruebas de laboratorio se realizan basándose en que dos procesos termodinámicos diferentes ocurren al mismo tiempo: La separación instantánea de los fluidos (Petróleo y Gas) en la superficie durante la producción y la separación diferencial de los fluidos en el yacimiento durante la declinación de presión.

Tipos de Liberación de Gas:

* Liberación Instantánea o Flash: La composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión permanecen en contacto y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.

El Proceso consiste en tomar una Celda PVT con cierto volumen de Petróleo a determinada temperatura (T=Tyac) y presión (Pi>Pb), se comienza a expandir el liquido isotérmicamente en varias etapas hasta que se alcanza la Pb; luego continua la expansión por debajo de la Pb y el gas liberado se mantiene dentro de la celda, en contacto con el liquido.

Se pueden graficando los volúmenes que obtenidos contra la presión. Se obtiene tramos de rectas con pendientes diferentes, si se interceptan dichas rectas, en un intervalo de Presión razonable, se obtiene un punto de corte que es la Pb.

De esta prueba se obtienen: Factor volumétrico del petróleo (βo), densidad del petróleo (ρo), compresibilidad del petróleo (Co), etc.

* Liberación Diferencial: La composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión son removidos parcial o totalmente del contacto con el petróleo.

El Proceso consiste en tomar una Celda PVT con cierto volumen de Petróleo a determinada temperatura (T=Tyac) y presión (Pi ≥ Pb), la P es disminuida aumentando el espacio disponible para el fluido y ocurre liberación de gas, el cual es removido de la celda manteniendo P constante. El proceso es repetido varias veces hasta alcanzar la P atmosférica.

Podemos obtener: Relación gas en solución-petróleo(Rs), factor volumétrico del petróleo (βo), factor volumétrico del gas (βg), factor volumétrico total (βt) densidad del petróleo(ρo), gravedad API del crudo residual, Compresibilidad del gas(z).

Caracterización de Yacimientos:

La clasificación de los yacimientos se basa tomando en cuenta la composición química de los hidrocarburos, la presión y la temperatura, pudiendo clasificarlos tan solo con las condiciones de presión y temperatura iniciales con respecto al diagrama de fases.

* Diagrama de Fases para fluidos en el Yacimiento

* Yacimientos de Gas Seco: La mezcla de Hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el Yacimiento y Superficie. El gas es mayoritariamente Metano. No presenta Condensación Retrógrada. Solo se puede extraer liquido por procesos Criogénicos.

* Yacimientos de Gas Humedo: La mezcla de Hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el Yacimiento y en Superficie cae en la región bifásica. El liquido producido es incoloro. Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.

* Yacimientos de Gas Condensado: La mezcla de Hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones del Yacimiento. El gas presenta Condensación Retrógrada durante el agotamiento Isotérmico de Presión. Se puede definir como un gas con liquido disuelto.

* Yacimientos de Petroleo de Alta Volatilidad: La mezcla de Hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado liquido cerca del punto crítico. Equilibrio de fases precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb.

* Yacimientos de Petroleo de Baja Volatilidad: Alto porcentaje de C7(Mayor a 40%). El liquido producido es de color negro a verde oscuro, °API menor de 40.

Clase 1. Parámetros PVT

La solubilidad del gas en el petróleo depende de: Presión, Temperatura, Composición del gas y del petróleo.

Casos:

* A una T cte.: La cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión.
* A una P cte.: La cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta.
* A una P y T determinadas: La cantidad de gas en solución aumenta a medida que la composición del gas y del petróleo se asemejan.


Estado del Petróleo en Yacimiento:

* El petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. Puede o no existir capa de gas.
* El petróleo de un yacimiento está sub-saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P no se libera gas de la solución. El estado sub-saturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.

Factores Volumétricos para Yacimientos Sub-Saturados:

* Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo): Se define como el volumen en Barriles (A condiciones de P y T del Yacimiento) ocupado por un Barril Normal de petróleo mas su gas en solución. Es un factor monográfico, ya que en el yacimiento se encuentra en una sola fase líquida, y en la superficie es petróleo y gas.

βo = (Volumen de Petróleo + Gas Disuelto) / (Volumen de Petróleo) [BY / BN]

Partiendo de una Pi, comienza la disminución progresiva de P por lo cual el liquido se expande. Luego llega al Pb donde ocurre la liberación de la primera burbuja de gas. A medida que disminuye la P, hay liberación de gas por lo que disminuye el volumen del líquido.

* Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg): Parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de P y T de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar.

βg = Volumen de Gas /Volumen de Gas [Cond. Yac. / Cond. Standar]
βg = 0.02827 (Zyac.Tyac /Pyac ) [PCY / PCN]
βg = 0.00504 (Zyac.Tyac / Pyac) [BY / PCN]



Partiendo de una Pi, comienza la disminución progresiva de P, aumenta la liberación del gas en el yacimiento. Llega al Pb por lo que hay mas Volumen de gas a medida que la P sigue cayendo

* Relación Gas disuelto-Petróleo (Rs): Cantidad de gas que puede disolverse en un BN de petróleo, cuando son llevados a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Rs = Volumen de Gas /Volumen de Petróleo [PCN / BN]

Partiendo de una Pi, no hay liberación de gas por lo que no varía el volumen de líquido con la disminución de P. En el Pb se libera gas y el Volumen de gas disuelto disminuye a medida que la P cae.

* Factor Volumétrico de Formación Total (Bt): Volumen que ocupa un Barril Fiscal de Petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier condición P y T del yacimiento

βt = βo + βg(Rsb - Rs) [BY / BN]

Partiendo de una Pi, aumenta el volumen de Petróleo y Gas, a medida que disminuye la P. En el Pb El Volumen total contenido es el Volumen de Petróleo. Luego disminuye el Volumen de Petróleo, aumenta el Volumen de Gas, mientras cae la P.

* Relación Gas –Petróleo de Producción (Rp): Volumen de gas producido (En PCN) por cada Barril Normal de Petróleo producidos.

Rp = q (Gas Disuelto + Gas Liberado)/q petróleo [PCN / BN]

Partiendo de una Pi, el Volumen de Petróleo Producido es igual al Volumen de Gas Producido; en el yacimiento el gas se expande pero se libera en superficie. En el Pb mientras el gas no llegue Sgcritica no se mueve. Continúa cayendo la P y aumenta el Volumen de Gas Producido.

Conceptos básicos

Aqui les ofrezco una serie de conceptos fundamentales que debemos manejar a lo largo de toda la carrera, denle un vistazo y no se les olvide repasar los conocimientos adquiridos de vez en cuando:

* Ingeniería de yacimientos: Se ocupa de la aplicación de los principios matemáticos y de las ciencias naturales para lograr una descripción representativa del comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos (petróleo y/o gas) durante el proceso de agotamiento (producción) y para resolver los problemas que se presentan a lo largo de dicho.


* Porosidad: Porcentaje del volumen total de la roca que corresponde al volumen poroso. Capacidad de almacenamiento de fluido que posee una roca

* Permeabilidad: Facultad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de sus poros interconectados. Medida de la facilidad con que un fluido fluye a través de un medio poroso.

* Presión capilar: Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

* Reservas: Volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados. Se clasifican en probables. posibles y probadas.

* Ley de Darcy: La velocidad de un fluido en un medio poroso homogéneo es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido

¡¡¡Bienvenidos!!!

Desde este momento utilizaré este espacio para compartir conocimientos, tips, observaciones y demás sobre Ingenieria de Yacimientos II.

Los invito a hacerse fran de este grandioso movimiento que implica fusionar la Ingenieria con la Tecnología, dando un paso mas alla en la Educación Convencional.

Agradeceré cualquier comentario o sugerencia con el fin de mejorar la informacion mostrada en el portal.