Gases

Ya se ha aplicado la ecuación de balance de materiales en aquellos yacimientos con ausencia de capa de gas, ahora, con ciertas consideraciones, se podrá conocer los volúmenes de hidrocarburos en yacimientos con dicha capa, así como en aquellos que por diferencias de presión y temperatura produzca condensado, conociéndose a condiciones de yacimiento en fase gaseosa.

A continuación, se hará una breve introducción acerca de gases, diferencias entre ideales y no ideales (también llamados reales) con el fin de formar la base sólida que permitirá entender cada término de la ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas.

Leyes que rigen el comportamiento de los gases ideales:

Ley de Boyle; la cual expresa que para una cantidad fija de gas a temperatura constante, el producto de la Presión por el Volumen es Constante (C)

Ley de Charles; expresa que para una cantidad fija de gas a presión constante, el VOLUMEN que ocupa es directamente proporcional a la TEMPERATURA absoluta.

Ley de Avogadro; expresa que el volumen que ocupa un gas, cuando la presión y la temperatura se mantienen constantes, es proporcional al número de partículas.

A partir de la relación de estas leyes, se pudo determinar una ecuación, conocida como ECUACIÓN DE ESTADO DE LOS GASES IDEALES:

¿Cómo se determina "Z"?

Considerando que ya tenemos el cálculo de la presión y la temperatura seudoreducidas podemos obtener "Z" mediante el método gráfico de Standing y Katz. Dicho método ha tenido potencial aceptación en la industria petrolera por dos razones:

1. Exactitud, dentro de un 3% en relación a los valores experimentales de Z.

2. Facilidad en los cálculos.

Sin embargo, hay ciertas limitaciones que se deben tomar en cuenta para asegurar que al aplicar el método, se obtengan resultados óptimos:

• El gas debe ser rico en metano (C1>90%)
• El gas no debe contener hidrocarburos aromáticos
• El gas no debe tener impurezas. El 20% de N2 produce un error del 4%. La presencia de dióxido de carbono produce un error en el cálculo de Z igual al valor del porcentaje de CO2 en la mezcla.
• No presenta buenos resultados a presiones y temperaturas cercanas a las críticas.
• No se recomienda su uso en el cálculo de Z a presiones mayores de 10.000 lpca

Como se ha mencionado en otras secciones de este blog, son de potencial importancia, para conocer y de alguna manera predecir el comportamiento de producción del yacimiento, parámetros como la PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT).

El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico. Para que este análisis resulte óptimo, es imprescindible que la muestra tomada sea representativa del fluido original en el mismo. Por esta razón, a continuación, se presentarán algunas pruebas PVT de laboratorio, cuya información e interpretación coadyuva en la identificación de los mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo de los pozos y la simulación composicional de los yacimientos.

Prueba CCE (Constant Composition Expansion)

Después de cargar la celda con una muestra recombinada representativa de los fluidos del yacimiento, se calienta a la temperatura del yacimiento y se comprime desplazando el pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc por encima de la presión del yacimiento.

El contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión final retirando el pistón. Se agita la celda y se permite un tiempo suficiente para que ocurra equilibrio.

La presión de rocío se determina visualizando el momento en que empieza a formarse la condensación retrógrada. En ese punto se observa el enturbamiento (neblina) de la fase gaseosa, el cual desaparece al poco tiempo cuando las gotas del líquido se segregan hacia la parte inferior de la celda. Durante el proceso de expansión no se retira gas de la celda. A continuación se ilustra:

Prueba CVD (Constant Volume Depletion)

Consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, de tal manera que el volumen de gas más líquido acumulado en la celda permanece constante al finalizar cada desplazamiento.

El gas retirado a presión constante es llevado a un laboratorio de análisis donde se mide su volumen y se determina su composición. Los factores de compresibilidad del gas retirado y de la mezcla bifásica remanentes en la celda y el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda se deben determinar a cada presión.

Este proceso es continuado hasta llegar la presión de abandono, instante en el que se analizan las fases líquida y gaseosa remanentes en la celda. Es entonces cuando un balance molar permitiría tanto comparar la composición del fluido original con la calculada en base a los fluidos remanente y producidos, como observar si las medidas son exactas.

Reservas de Hidrocarburos

En esta sección se tomarán los conceptos dictados por el antiguo Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela en materia de "Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos", publicados en Noviembre de 2005.

Anteriormente, se ha tratado de abordar cómo se puede encontrar el yacimiento, cuántos y qué tipo de fluidos contiene, las diversas maneras de producir el hidrocarburo impulsado por su propia energía, la contribución de los mecanismos de producción presentes.Y ahora, que ya se puede contabilizar los volúmenes de hidrocarburos, el interés se inclina a determinar la relación entre dicha cantidad y lo que realmente es comercial y generador de ingresos, es por ello la importancia el manejo de correcto de las siguientes definiciones:

RESERVAS DE HIDROCARBUROS:

Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se puedan recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS:

Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según estos criterios:

Clasificación de las reservas de acuerdo a la Certidumbre de Ocurrencia:

Reservas probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza (alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas) y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.

Reservas probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecintes, indican(con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar.

Reservas posibles: Son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes.

Según las Facilidades de Producción:

Reservas Probadas Desarrolladas: Están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación d métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.

Reservas Probadas No Desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción y las que necesitan de pozos nuevos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

De acuerdo al Método de Recuperación:

Reservas Primarias: Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

Reservas Suplementarias: Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria (o secundaria), tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción de petróleo.

Análisis de balance de materiales

El rol del ingeniero siempre está canalizado en proveer soluciones y mejoras a diversas situaciones, en la mayoría de los casos se trata de analizar un objeto o proceso mediante modelos que representen una aproximación al acontecimiento real o minimicen el manejo de ecuaciones complejas sin introducir un porcentaje alto de error. En el caso de un Ingeniero de Yacimientos, éste tomará ciertas consideraciones al estudiar el yacimiento, entre éstas, aplicar el Modelo tipo Tanque, el cual tratará al reservorio como un punto y a la presión como el único factor verdaderamente importante para la toma de decisiones.

Basado en lo anterior, una vez que se tiene al yacimiento como un punto dentro de un tanque (o también llamado caja), se ejecuta la muy nombrada ecuación de balance de materiales mediante el uso de sus datos PVT, de su historia de producción y el comportamiento de la presión con el tiempo para la obtención de la cantidad de petróleo original en sitio, representado en barriles, la fracción de volumen de gas en la capa de gas y el volumen inicial de crudo (más gas disuelto), así como también el índice de producción que aporta cada mecanismo.

Ahora, lo que un ingeniero jamás debe olvidar es que todo resultado obtenido tiene una incertidumbre asociada, un error o desviación de lo realmente se espera, es por ello que se cuenta con ciertos procedimientos matemáticos que permiten determinar la curva que mejor ajusta un conjunto de puntos, bien llamado mínimos cuadrados, el cual permite obtener los coeficientes de la ecuación de una línea recta para un ajuste lineal e implica un coeficiente de correlación que no es otra cosa que el indicador de calidad de dicha operación.

Si se aplica el concepto de incertidumbre a un estudio de yacimiento se podrá encontrar numerosos factores que influyen en él:

1. Datos PVT

• Temperatura
• Relación Gas - petróleo inicial
• Gravedad del gas
• Gravedad del petróleo.

2. Datos de presión

• Errores de medición
• Errores de estimación de promedios

3. Historia de producción

• Cantidad de petróleo acumulado (Np)
• Cantidad de gas acumulado (Gp)
• Producción de agua acumulada.

4. Mecanismos de empuje.

Si prosigue el estudio del yacimiento será necesario la aplicación de ciertos métodos que simplifiquen los cálculos y permitan tener una idea general del comportamiento de los fluidos dependiendo de la presión a la que se descubre, en pocas palabras, métodos que permitan hacer una predicción acerca del comportamiento del reservorio. Entre ellos (como Tarner, Pirson, Muskat, Tracy) está definido el de Schilthuis, cuya aplicación está relacionada al cumplimiento de algunas consideraciones como:

• El yacimiento es volumétrico.
• El yacimiento está saturado y su presión inicial es igual a la presión de burbujeo, implicando la inexistencia de capa de gas y Rsi igual a Rsb.

Y a algunos datos requeridos, como los siguientes:

• Propiedades de los fluidos (Bo, Bg, Rs,µo,µg) para cada valor de presión.

• Presión inicial y temperatura del yacimiento.
• Yacimiento saturado y volumétrico.
• Petróleo original en sitio a condiciones normales.
• Saturación de agua.
• Datos de la relación de permeabilidades (Kg/Ko) en función de la saturación del líquido.

El procedimiento de solución al Método de Schilthuis es el que se describe a continuación (garantizando la existencia de datos suficientes y el cumplimiento de las consideraciones):

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va a trabajar.
2. Asumir un valor de ∆Np/N
3. Calcular la la producción acumulada de petróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción.
   
   
   
   
4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.
   
   
   
   
5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
6. Calcular la relación gas - petróleo instantánea (Ri): La Ri se define como la relación entre el gas producido y el petróleo producido en un determinado momento, durante la producción de un yacimiento.
   
   
   
   
   Se hará un paréntesis en este paso para notar en qué está basada la ecuación de Ri.
   Para responder a ello, precisamente está basada en la ecuación de Darcy de la siguiente manera:
   Ri= (Tasa de producción de gas) / (Tasa de producción de petróleo)
   Tomando en cuenta que la producción de gas (Qg) proviene tanto por la capa de gas (en caso de exista) como del gas en solución; resultando
   
   
   
   Simplificando;
   
   
   
   
   
   Ahora, se usa de nuevo la ecuación de darcy para definir los términos de caudal de gas y petróleo, respectivamente, para un sistema radial:
   
   
   ,
   
   
   Al sustituir y simplificar, finalmente resultando, la que ya se conoce y se vió anteriormente:
   
   
   
   
   
7. Calcular el incremento de la producción de gas
   
   
   
   
8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión d interés.
   
   
   
   
9. Calcular la relación gas - petróleo de producción (Rp= Gp/Np).
10. Con los valores de Rp y Np/N verificar si el ∆Np/N asumido era el correcto (resultado comprendido entre 0.99 y 1.01)
    
    
    
    
11. Si el valor es correcto se puede continuar, de lo contrario debe devolver al paso N° 2.
12. Determine el valor de Np a partir del Np/N asumido.
13. Pase al siguiente valor de presión e inicie en el paso 1.