- Presión uniforme en todo el yacimiento.
- El PVT es representativo del yacimiento.
- Equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento.
domingo, 25 de octubre de 2009
Ecuación de Balance de Materiales
miércoles, 21 de octubre de 2009
Mecanismos de producción
- Compresibilidad de la roca y de los fluidos.
- Liberación de gas en solución.
- Segregación gravitacional.
- Empuje por capa de gas.
- Empuje hidráulico.
- Inyección de fluidos.
βo =
Los gases están gobernados por una ecuación de estado, así que su compresibilidad será dada de la siguiente manera:
Cg = (1/P) - (dZ/Z*dP)
Liberación de gas en solución
También podemos referirnos a este mecanismo en los términos siguientes: Empuje por gas en solución, empuje por gas disuelto, empuje por gas interno. La principal fuente de energía es el resultado de la liberación de gas del petróleo y la subsecuente expansión del gas en solución a medida que disminuye la presión, cuando ésta pasa el punto de burbuja, las burbujas son liberadas dentro del diminuto espacio poroso. Producto de la expansión de la burbujas, éstas obligan al petróleo a salir del poro, como se muestra en la siguiente figura:
Segregación gravitacional
La segregación gravitacional ocurre en yacimientos de petróleo como resultado de la diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento, los cuales han estado sujetos a las fuerzas de gravedad. Debido al largo período de tiempo que toman los procesos de migración y acumulación se asume que los fluidos están en equilibrio y de ser así entonces, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo son esencialmente horizontales (ver figura adjunta). En este mecanismo de producción actúan principalmente las fuerzas gravitacionales, pero también las viscosas y capilares. Existe una propiedad de la roca que depende de la disposición de los granos y por tanto de la dirección, es definida como la capacidad que tiene la roca de dejar pasar fluidos a través de ella, denominada permeabilidad. En este tipo de mecanismo las condiciones de desplazamiento vertical deben ser favorables, centrando entonces la atención en la alta permeabilidad vertical. Otros factores que permiten una menor resistencia al flujo son el ángulo de buzamiento de los estratos y menor viscosidad de petróleo. Con un buzamiento pronunciado habrá una mayor eficiencia del mecanismo, ya que el petróleo desde el tope de la columna se reemplaza por gas liberado y drena hacia abajo fundamentalmente debido a la gravedad.
Empuje por capa de gas
Mediante una caída de presión la capa de gas libre tenderá a empujar al petróleo hacia el pozo, actuando como un pistón, desplazando y reemplazando los volúmenes de los hidrocarburos producidos. La reducción de la presión actuará en proporción a estos volúmenes removidos y dependerá de la calidad del yacimiento. Debido a la habilidad de expansión de la capa de gas, estos yacimientos son caracterizados por una lenta declinación de la presión y la energía natural disponible para producir petróleo proviene de dos fuentes: 1) Expansión de la capa de gas, y 2) Expansión del gas en solución cuando éste es liberado.
Empuje hidráulico
En este caso se refiere a la presencia de un acuífero, cuyo comportamiento ante una reducción de presión se basa en la expansión del agua para desplazar al petróleo y/o gas desde el yacimiento hacia el pozo. El acuífero puede estar limitado por una roca impermeable, y formar el acuífero y yacimiento, juntos una unidad cerrada (volumétrico). Este mecanismo resulta con alta eficiencia en yacimientos de petróleo más que en yacimientos de gas y donde el volumen del acuífero sea mucho mayor que el yacimiento, o cuando está conectado a una recarga superficial, como puede verse en la figura. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producción de hidrocarburos cae rápidamente, reduciendo por tanto el factor de recobro.
Inyección de fluidos
El principio de este mecanismo es lograr la estabilidad del pozo mediante el mantenimiento de la presión y desplazar al petróleo mediante la reducción de su viscosidad para romper la resistencia a fluir. El último caso es aplicado a yacimientos de petróleo con valores menores a 10° API.
jueves, 8 de octubre de 2009
Parámetros PVT y Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos
- La presión
- La temperatura
- Composiciones del gas y del petróleo
- Aquellos que se miden en la campo durante las pruebas de producción: Presión, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y color del líquido del tanque, entre otros.
- Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.
- La temperatura es mayor que la temperatura cricondentérmica (ver presentación, fig. 1).
- Ni en yacimiento ni en superficie se introduce a la región de dos fases durante el agotamiento de presión, por lo que siempre se encuentra en fase gaseosa.
- Se puede extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos.
- Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos.
- El líquido tiende a ser incoloro.
- API mayor de 60°.
- El contenido líquido del gas húmedo es menor de 30BN/MMPCN.
- Relación gas petróleo entre 60-100MPCN/BN
- En la composición de la mezcla de hidrocarburos predomina el metano aunque la cantidad relativa de componentes pesados es considerablemente mayor que en el caso del gas seco y húmedo.
- La mezcla de hidrocarburos a la condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.
- La temperatura se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla (ver fig. 3 en la presentación).
- Presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas (200°F-400°F) y presiones (3000-8000 lpca) normales en yacimiento.
- Entre más rico en componentes pesados, menor es la relación gas-condensado y la gravedad API del condensado, tornándose más oscuro.
- En el contacto gas-petróleo, el gas condensado se encuentra saturado en su punto de rocío retrógrado y el crudo se encuentra saturado en su punto de burbujeo.
- Una disminución de la presión produce condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo.
- Temperatura menor pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla. (ver fig. 4 de la presentación)
- La presión crítica es aproximadamente igual a la presión cricondenbárica
- El equilibrio de fases es precario y se produce un alto encogimiento del crudo cuando la presión cae ligeramente por debajo de la presión de burbujeo.
- Su relación gas-petróleo oscila generalmente entre 1700 a 3200 PCN/BN.
- Factor volumétrico mayor de 1.5 BY/BN.
- Pueden ser saturados o subsaturados.
- Alto contenido de componentes pesados, muy bajo de metano.
- La temperatura es inferior a la temperatura crítica de la mezcla (ver fig. 5 de la presentación)
- Relación gas-petróleo menor de 1750 PCN/BN.
- Factor volumétrico menor de 1.5 BY/BN.
- Pueden ser saturados o subsaturados.
- Pueden ser clasificados según su gravedad API: Livianos (mayor que 30 y menor o igual que 40), medianos (mayor que 20 y menor o igual a 30), pesados (mayor o igual que 10 y menor o igual a 20) y extrapesados (menor que 10).
viernes, 2 de octubre de 2009
Introducción
- Balance de Materiales en Yacimentos de Petróleo con Gas disuelto.
- Balance de Materiales de Yacimientos de Gas y Gas Condensado.
- Caracterización e identificación del mecanismo de empuje de los yacimientos mediante Balance de Materiales.
- Empuje natural por agua.
- Pruebas de presión.
Con esto se persigue brindar la información y técnicas necesarias para caracterizar adecuadamente los yacimientos, comparar mecanismos de producción que me permitan obtener mayor factor de recobro de acuerdo a la presión del yacimiento, así como también establecer criterios para la explotación de los hidrocarburos tomando en cuenta la tasa de agotamiento natural de los mismos y el cuadro de inyección de fluidos inmiscibles.