Yacimientos de Petróleo

Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso El cambio del volumen poroso total de hidrocarburos (ecuación 4) puede ser expresado como: Donde ∆Vf representa el volumen total debido a la reducción del volumen poroso (ecuación 5) y viene dado por: Siendo Vf (ecuación 6): y ∆Vw representa el volumen total debido a la expansión del agua connata (ecuación 7) el cual viene dado por: Siendo Vw (ecuación 8): Sumando las ecuaciones 5 y 7 tenemos (ecuación 9): Finalmente sustituyendo 6 y 8 en 9 obtenemos la expresión del volumen total por expansión de agua connata y reducción del volumen poroso (ecuación 10) Vaciamiento total El volumen de producción observado en superficie durante una variación de presión ∆p es Np barriles de petróleo y NpRp barriles de gas ambos a condiciones normales. Cuando estos volúmenes son tomados del yacimiento a una presión reducida p, el volumen de petróleo más gas disuelto será NpBo barriles de yacimiento y NpRs PCN será el volumen de gas que puede diso

La ecuación de balance de materiales fue presentada por vez primera por Schilthuis en 1941 y la misma se deriva de un balance de volúmenes entre la cantidad de fluidos producidos, expresada como Vaciamiento, a la expansión de los hidrocarburos presentes en el yacimiento debido a cambios finitos de presión. La situación se describe mediante la siguiente figura. En la cual la sección (a) es representativa de un yacimiento encontrado inicialmente a una presión (pi) en equilibrio con una finita capa de gas. El volumen total de fluidos en este diagrama es representado como el volumen poroso de hidrocarburos en el reservorio (capa de gas + petróleo con gas disuelto). La sección (b) de la figura indica los efectos que acarrea la reducción de presión en el yacimiento como lo son la expansión de los fluidos. De allí que el volumen A representa la expansión del petróleo más el gas disuelto, mientras que el volumen B es la expansión de la capa de gas inicial. El tercer volumen C, indica la dismi

Empuje por Gas Este tipo de mecanismos es característico de yacimientos saturados los cuales por presentar presiones superiores a la presión de burbuja exhiben inicialmente una gran capa o casquete de gas natural o una capa de gas formada a partir del gas disuelto en el petróleo, que en dicho caso se denominan casquete secundario de gas. Para un mayor comprensión de lo que ocurre en este tipo de yacimientos visualícese el mismo como un sistema cilindro-pistón con gas y fluido en su interior, en el que a causa de la disminución de presión el gas se expande ocupando cada vez mayor espacio en el cilindro haciendo presión a su vez sobre el fluido que se encuentra del otro lado del pistón. Es esto exactamente lo que ocurre en el yacimiento en el que por efectos de la producción se disminuye considerablemente la presión lo cual hace que el gas de la capa de gas se expanda cada vez más desplazando al petróleo de entre el espacio poroso induciéndolo a zonas de menor presión en donde se lleva a

Liberación de Gas en Solución Este tipo de mecanismos se da a presiones y temperaturas elevadas en la cual la única fase en el yacimiento es líquida (Petróleo) por lo que no existe gas presente en el yacimiento. Lo que ocurre en este tipo de yacimientos es que debido a la producción la presión del mismo va decayendo, por lo cual el gas disuelto en el petróleo se va expandiendo a medida que nos acercamos cada vez más a la presión de burbujeo, empujando el petróleo a los pozos. Una vez que se ha alcanzado la presión del punto de burbujeo se empieza a liberar gas del petróleo desarrollándose el casquete o capa de gas. Por medio de este mecanismo la recuperación es de entre un 20 y 40% del petróleo original en sitio, mucho mayor que el obtenido por empuje por gas y representa el mecanismo principal presente en un tercio de todos los yacimientos de petróleo en el mundo. Gravedad y Segregación Gravitacional Inicialmente en el yacimiento los fluidos presentes se encuentran en equilibrio debid

Para que los hidrocarburos sean extraídos del sistema en donde yacen (roca) hacia los pozos productores, que vinculan o comunican el yacimiento con la superficie, se hace necesaria la presencia de energía en dicho sistema, la cual es aportada por la presión natural que posee el yacimiento y que permite que los pozos produzcan el mayor tiempo posible. Se ha determinado mediante la práctica que dicha energía puede provenir de los siguientes mecanismos: • Compresibilidada de la roca y de los fluidos. • Liberación del gas en solución. • Gravedad y segregación gavitacional. • Empuje por gas. • Empuje por agua. Compresibilidad La compresibilidad para cualquier fluido solido, líquido o gas, se muestra mediante cambios del volumen original y viene dada por una variación significativa de la presión y de la temperatura en el material observado y en cualquier caso siempre viene dado por la siguiente ecuación: C = -1 dV

Yacimientos de Gas Seco • Constituidos principalmente por metano (%C 1>90) con cantidades menores de pentano y componentes más pesados (%C5+<1).>100000 PCN/BN. •La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. •Durante el agotamiento de presión del yacimiento la mezcla de hidrocarburos no entra en la región bifásica. • Relación Gas-Petróleo (RGP)>100000 PCN/BN. • Se pueden extraer cierta cantidad de líquido por medio de procesos criogénicos (enfriamiento). • La composición del fluido producido no cambia durante el agotamiento de presión. • No presenta condensación retrógrada. Yacimientos de Gas Húmedo • Temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. • Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. • La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento mientras que en superficie penetra en la región bifásica. • El líquido del tanque tiende a ser incoloro.

Las reservas son fracciones de volúmenes de hidrocarburos originalmente en sitio, presentes en un yacimiento que se anticipan producibles o recuperables. Definición que aunque pequeña, es de gran importancia para el ingeniero de yacimientos, ya que es fundamental el conocer estos volúmenes originalmente en sitio (VOHES); sin embargo, no es el volumen lo que verdaderamente importe para fines económicos, sino; que porcentaje o cantidad aproximada de estos volúmenes pueda realmente extraerse debido a que finalmente son esas fracciones las que se comercializan. Clasificación de reservas Según el grado de certeza las reservas pueden ser: • Reservas posibles Cantidad estimada de aceite o gas en un yacimiento que después de haberse realizado un estudio geológico completo, se dice puede ser factible su producción. Sin embargo la información en la que se basa la obtención de este estimado arroja un menor grado de certeza y asegura probabilidades de éxito de alrededor un 10% (ver figura). • Re

Una alternativa muy eficaz para clasificar los yacimientos es por medio de los diagramas de fases. Considérese la siguiente figura. El punto A representa un yacimiento con una temperatura de 300°F y a una presión de 3700 lpca, que se encuentra fuera de la región de dos fases, por lo que el fluido es monofásico en estado gaseoso. A medida que la producción va avanzando el fluido se queda en el yacimiento a la misma temperatura (300°F) y fase. La composición del fluido producido a través del pozo tampoco cambiara, por lo cual no observamos en nuestro diagrama de fases ningún cambio en la trayectoria A-A1, lo cual nos indica que tanto en el yacimiento como en superficie el fluido permanece en estado gaseoso, de allí el nombre que adopta esta acumulación “yacimiento de gas seco”, el cual se caracteriza por el hecho de que la temperatura del mismo supera la temperatura cricondentérmica 250°F (máxima tempera a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido). No obstante, el proceso puede