CLASE 3

Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo.

SCHILTHUIS

La presión es uniforme en todo el yacimiento y los fluidos deben estar en equlibrio termodinámico.

Expansión del petróleo mas gas en solución:

N[(Bo+Bg(Rsi-Rs))-Boi)]

Expansion del gas en la capa de gas:

mNBoi(Bg/Bgi - 1)

Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:

(1+m)NBoi((CwSwi+Cf)/(1-Swi))dP

Influjo de Agua del Acuifero:

We

Vaciamiento:

Np(Bo+(Rp-Rs)Bg)+Wp

entonces de manera general la EBM queda asi:

Vaciamiento = Expansión del petróleo mas gas en solución
+ expansion del gas en la capa de gas
+ expansion del agua connata
+ reduccion del volumen poroso
+ influjo de agua del acuifero.

Empuje por expansion del petroleo, donde la presion del yacimiento es mayor que la presion de burbuja:

NpBo = NBoi ((CoSo+CwSwi+Cf)/So)dP = NBoiCedP


Empuje por gas en solucion, sin capa de gas (m=0) y presion del yacimiento es menor que la presion de burbuja:

Np(Bo+(Rp-Rs)Bg) = N(Bo-Boi+(Rsi-Rs)Bg)


Empuje por gas en solucion, con capa de gas y presion del yacimiento menor que la presion de burbuja:

Np(Bo+(Rp-Rs)Bg) = NBoi[(Bo-Boi+(Rsi-Rs)Bg)/Boi + m(Bg/Bgi - 1)]


Metodo de la linea recta (Havlena-Odeh)
Consiste en graficar un conjuento de variables con respecto a otro conjunto de variables:

F=Np(Bo+(Rp-Rs)Bg)+WpBw
Eo=Bo-Boi+(Rsi-Rs)Bg
Eg=Boi(Bg/Bgi - 1)
Efw=Boi((CwSwi+Cf)/(1-Swi))
Et=Eo+mEg+(1+m)Efw

F=NEt + We

donde la variables desconocidas son n, N, We

Yacimiento Volumetrico mas empuje de gas en solucion mas compactacion del volumen poroso:

F = N(Eo + Efw)

Yacimiento Volumetrico mas empuje por gas en solucion mas capa de gas:

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

Empuje por agua mas gas en solucion mas compactacion del volumen poroso:

F - We = N(Eo+Efw)

Empuje por agua mas gas en solucion mas capa de gas:

Empuje por agua mas gas en solucion:

Indices de Produccion: Pirson propuso que la energia total necesaria para producir hidrocaburos es la aportada por los siguientes mecanismos de produccion:

mecanismo de agotamiento o gas en solucion:

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

mecanismo de empuje de gas o expnasion de la capa de gas:

Ig=(NmBti/Bgi(Bg-Bgi))/(Np(Bt+(Rp-Rsi)Bg))

mecanismo de empuje de agua:

Iw=((We-WpBw))/(Np(Bt+(Rp-Rsi)Bg))

Io+Ig+Iw=1

CLASE 2

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Para que un yacimiento de hidrocarburos comience a producir, es decir que los fluidos comiencen a migrar hacia la superficie se necesita que exista una fuente energética capaz de llevar a cabo dicha producción, llamados Mecanismos de Producción Natural y Mecanismos de Empuje, entre los cuales están:

• Compresibilidad de la Roca y de los Fluidos

Como ya sabemos los yacimientos siempren se encuentran sometidos a constantes presiones ejercidos por las capas suprayacentes, lo que produce un cambio en el volumen de las rocas y los fluidos que la saturan; cuando estas presiones son aliviadas los fluidos tienden a desplazarse hacia las zonas de menor presión y como consecuencia tienden a expandirse y su vez el espacio poroso de la roca tiende a reducirse, por propiedades de compresibilidad.

• Liberación de Gas en Solución

Para entender este mecanismos tenemos que conocer lo que es la solubilidad, entendiendose como la capacidad de una sustancia de disolverse en otra, así, en el yacimiento al disminuir la presion comienza a liberarse del petrróleo gas en solución lo que genera un nuveo pero pequeño incremento de presión, es como cuando abrimos una botella de refresco escapa gas que estaba disuelto en el liquido pero si cerramos la botella rapidamente podemos apreciar que se genera una pequeña presión producto del gas que se liberó.

• Segregación Gravitacional

Como ya sabemos una de las fuerzas más importantes en la tierra es la Gravedad, la cual ejerce una fuerza de atracción sobre todos los cuerpos ubicados en la tierra, igualmente pasa en los yacimientos donde por la diferencia en la densidad de los fluidos unos se situan por encima de otros, por lo general al fondo se ubica el agua, después el petróleo y por último el gas. Una vez que se comience a producir un pozo por ser una zona donde existe una menor presión que en el yacimiento los fluidos tienden a desplazarse hacia él en la misma forma en que se encuentren situados como ya dijimos según su densidad.

• Empuje por capa de gas

En este caso el yacimiento se encuentra a una presión por debajo de la presión de burbuja, en este momento ya se ha liberado gas en solución el cual se ha acumulado en la parte posterior de la estructura genrenadose una nueva presión sobre el petróleo, lo que provoca que al momento de colocar los pozos productores comience la producción de petróleo por empuje de la capa de gas formada.

• Empuje Hidraulico

Este mecanismo es generado por un acuífero que esta asociado a un yacimiento, el cual aporta energía necesaria para que cuando exista una caida de presión el agua busque de expandirse y así generar una presión sobre el petróleo y éste comience a producirse.

• Inyección de Fluidos

Este es un mecanismo no natural, es decir producto de la mano del hombre con el fin de mejorar la producción de los fluidos del yacimiento. Cabe destacar que entre estos mecanismos no naturales encontramos:

1. Inyección de Gas


2. Inyección de Agua


3. Inyección de Vapor

Balance de Materiales

CLASE 1

Parámetros PVT

Los pruebas PVT consisten en un grupo de análisis realizados en laboratorio a diferentes condiciones de presión, volumen y temperatura que nos ayudan a determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.

A continuación veremos algunos conceptos básicos relacionados con el comportamiento de los fluidos a condiciones determinadas, los cuales tendremos que tener en cuenta a la hora de los análisis.

Yacimientos Saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo libera gas de su solución.

Yacimientos Sub-saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo no libera gas de su solución, esto implica que no hay gas libre en contacto con el petróleo.

Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (Bo)

Es la relación que existe entre el volumen de petróleo mas el gas disuelto a condiciones de yacimiento con el volumen de petróleo a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).

Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)

Es la relación que existe entre el volumen de gas a condiciones de yacimiento (P y T) y el volumen de gas a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).

Relación de gas en solución-petróleo (Rs)

Es la relación que existe entre el volumen de gas que resulta de la separación en la superficie en condiciones normales y el volumen de petróleo que resulta también de esa separación en las mismas condiciones.

Factor Volumétrico de Formación Total (Bt)

Es el volumen que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento.

Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp)

Esta relación esta dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.

Liberación Instantánea o Flash

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 íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.




Liberación Diferencial

Composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión.

El gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo.


Diagrama de Fases

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.


a) Yacimientos de Gas:

Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica.

Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.

b) Yacimientos de Petróleo:

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica

Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución.