Yacimientos de Petróleo

El petróleo (condensado) y gas iniciales existentes en yacimientos de gas condensado, tanto en yacimientos retrógrados como en los no retrógrados, puede calcularse a partir de datos de campo generalmente disponibles, recombinando el petróleo y gas producidos en la proporción correcta para encontrar la gravedad específica promedia (aire=1,00) del fluido total del pozo, que probablemente se produce inicialmente de un yacimiento monofásico. También puede emplearse el método para calcular el petróleo inicial y gas de la capa de gas. Sea: R=razón inicial gas-petróleo de producción en la superficie, PCS de gas seco por barril de petróleo (condensado). γo= Gravedad específica del petróleo fiscal (agua=1,00). Mo= peso molecular del petróleo (condensado) fiscal. γg = Gravedad específica promedia del gas producido del separador en la superficie (aire=1,00) Condiciones estándar: 14,7 lpca y 60°F; volumen molar = 379,4 p^3/mol. En base a un barril de petróleo fiscal y R PCS de gas seco o del separ

Los yacimientos petrolíferos tienen un contenido de gas disuelto que varía desde cero, en cuyo caso se denota como petróleo muerto, a unos pocos miles de pies cúbicos por barril, mientras que en yacimientos de gas un barril de líquido (condensado) se vaporiza en 100.000 o mas pies cúbicos de gas a condiciones normales; en consecuencia, una pequeña e insignificante cantidad de hidrocarburo líquido se obtiene en los separadores en superficie. La producción de condensado de gas es en su mayoría gas, del cual se condensa líquido en los separadores de superficie; de allí el nombre que recibe de condensado de gas . El líquido se denota muchas veces con el nombre antiguo, destilado , y , a veces simplemente por petróleo; ya que el condensado también es un petróleo. Pueden definirse los yacimientos de condensado de gas como aquellos que producen líquidos de color pálido o incoloros, con gravedades por encima de 45° API y relaciones gas-petróleo en el intervalo de 5.000 a 100.000 PCS / bl .

La precisión de los cálculos de reservas por los métodos volumétricos, dependen de la exactitud con la que allan sido obtenidos los datos que entrán en dichos cálculos mientras que al calcular el volumen inicial de gas la precisión en los cálculos depende de los posibles errores cometidos en la obtención de valores promedios de porosidad, saturación de agua innata, presión y factor de desviación del gas, al igual que en la determinación del volumen productor bruto. Con los mejores datos que pueden obtenerse de núcleos y registros en yacimientos uniformes, es difícil calcular el gas inicial en el yacimiento con una aproximación inferior del 5%, valor que puede ascender al 100% o más, según la uniformidad del yacimiento y la cantidad y calidad de los datos disponibles. En yacimientos volumétricos las reservas (producto del gas en el yacimiento por el factor de recobro) a cualquier presión de abandono, debe conocerse con la misma precisión que el gas inicial en el yacimiento. En yacimient

Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos No Volumetricos (Con influjo de Agua) los yacimientos no volumetricos son aquellos que presentan empuje hidraulico en los cuales el volumen poroso ocupado por el gas varia continuamente con el influjo de agua (We), la presión y las compresibilidades Cw y Cf. En este tipo de yacimientos cuando no se toman en cuenta las compresibilidades Cw y Cf las ecuaciones de balance de materiales pueden reescribirse de la siguiente manera: Este tipo de yacimientos se representan graficamente mediante una curva concava hacia arriba y por esta razón el método de declinación de presión no puede usarse para determinar el GOES en este caso. Esta curvatura se presenta porque ademas de la energía que tiene el yacimiento como resultado de la compresibilidad del gas, tiene una entrada adicional de energía a través del agua proveniente de un acuífero asosiado como se muestra en el siguiente gráfico. El flujo de agua, hace que las presiones medidas sean mayor

La Ecuación de Balance de Materiales se usa para determinar la cantidad de gas presente en un yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento. De un modo especial se usa para estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y la recuperación total de gas bajo unas condiciones de abandono dadas. Las suposiciones que se toman en cuenta para la deducción de esta ecuación son la siguiente: • El espacio poroso en encuentra inicialmente ocupado por gas y agua connata. • La composición del gas no cambia durante la explotación del yacimiento. • Se considera Rsw = 0 (relación gas-agua en solución). • La temperatura del yacimiento se considera constante (yacimiento isotérmico). La ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas se puede expresar en función de P/Z sabiendo que: Bg= 0,00504ZTf/P Sustituyendo los términos anteriores en la Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas obtenemos la siguiente ecuación: D

La Ecuación de Balance de Materiales (EBM) 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. Lo cual se representa mediante la siguiente ecuación: Vaciamiento = mecanismos de producción (expansión de los hidrocarburos) Vaciamiento El vaciamiento corresponde a los volumenes de fluidos producidos que para el caso de los yacimientos de gas se puede expresar por medio de la siguiente ecuación: Donde: Gp: Gas producido acumulado hasta una presión P, PCN. Bg: Factor volumétrico de gas a (P, T), BY/PCN. Wp: Agua producida acumulada hasta una presión P, BN. Bw: factor volumétrico del agua a (P, T), BY/BN. Mecanismos de producción Existen tres mecanismos de producción responsables del recobro en yacimientos de gas. Estos son: • Expansión del gas por declinación de producción. • Empuje de agua proveniente de un acuífero activo asociado al yaci

Ecuación 2.1 Y por ende, la extracción total de hidrocarburos asociados con la producción de un barril normal de petróleo es. (Extracción debajo de la superficie)/stb = Bo + (R − Rs) Bg (rb/stb) (2.2) La relación anterior muestra, porque el factor volumétrico de formación de gas, tiene más bien las lamentables unidades de rb/PCN. Esto es simplemente para convertir las relaciones gas petróleo medidas en PCN/BN directamente a rb/BN para ser compatible con las unidades de βo. Mientras βg se usa mas exclusivamente para ingeniería de yacimientos de petróleo su equivalente en ingeniería de yacimientos de gas es E, el factor de expansión del gas, el cual se introdujo en capítulos previos, y tiene las unidades de PCN/PCY. La relación entre βg y E es por consecuencia. Ecuación 2.3 Así βg tendrá siempre valores más pequeños, para un valor típico de E de 150 pcn/pcy, el valor de Bg podría ser .00119 BY/PCN. Fig. 2.5 parámetros PVT (Bo, Rs y Bg), como función de la presión del análisis presentad

Los Yacimientos carbonatados pueden ser colosales, aunque sus poros pueden ser microscopicos, su permeabilidad es muy baja, mientras que los fluidos fluyen a través de sus fracturas. Los carbonatos están compuestos por un grupo limitado de minerales, preferentemente calcita y dolomita. Otros minerales que normalmente están menos presentes en los carbonatos son el fosfato y la glauconita. Las rocas sedimentarias carbonatadas se diferencian de las rocas sedimentarias siliciclásticas de varias maneras. Las rocas siliciclásticas se forman a medida que los sedimentos son desplazados, se depositan y litifican, o se compactan y cementan una roca solida, en cambio en las rocas carbonatadas se desarrollan a través de sedimentos biogenéticos formados por actividad geológica, como la creación de arrecifes y la acumulación de restos de organismos en el fondo marino. Las rocas carbonáticas se diferencian de las rocas clásticas por factores como la textura de depositacional,

Los yacimientos convencionales Son todos aquellos yacimientos que pueden ser producidos a tasas económicas de flujo y que producirán volúmenes económicos de hidrocarburos sin tratamientos mayores de estimación, procesos esenciales de recuperación o el uso de tecnología de punta. Estos yacimientos los podemos conseguir como acumulaciones discretas en trampas estratigráficas y/o estructurales, estos yacimientos presentan una buena porosidad y de moderadas a buenas permeabilidades, son fáciles de desarrollar y se asocian a reservas limitadas. Los yacimientos no convencionales (YNC) son todos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de estimación, fracturamiento y recuperación. Se presentan en acumulaciones predominantes regionales, extensas, la mayoría de sus veces es independiente de las trampas estratigráficas o estructurales. Los Yacimie