INGENIERÍA DE YACIMIENTOS II

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Los mecanismos de producción son aquellos que aportan la energía necesaria para que todos los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan debido a la diferencia de presiones desplazándose hacia el pozo hasta llegar a superficie, estos mecanismos se ven influenciados por la presión del yacimiento, dependiendo si están por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Cuando el yacimiento permite la producción de los hidrocarburos contenidos en él por medio de mecanismos naturales se conoce con el nombre de recuperación primaria.

COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS

La compresibilidad de cualquier material ya sea sólido, líquido o gaseoso, para un intervalo de presión y temperatura específica es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en dicho material, es mucho mayor en los gases que en los líquidos y sólidos. Viene dada por la siguiente ecuación:

Donde:
C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2.
V = Volumen a la presión P1.
dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2.

El signo negativo corresponde a la conveniencia necesaria para que el valor de la compresibilidad sea positivo al disminuir el volumen producto del incremento mecánico de la presión.

COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

Este mecanismo de producción se ve influenciado por fuerzas capilares debido a la presión capilar, fuerzas gravitacionales debido a la gravedad, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo, no afecta la presión del yacimiento si se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo.COMPRESIBILIDAD DE LOS FLUIDOS

Cuando ocurre un pequeño cambio de presión, la expansión de los fluidos se origina para contrarestar el vacío en el espacio poroso.

COMPRESIBILIDAD DE LOS LIQUIDOS

Al ocurrir un pequeño cambio de presión, se supone una compresibilidad promedio constante para un intervalo de presión considerado, esta compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación, donde V1 y V2 son volúmenes de líquido:

V2 = V1 * (1 - ∆P)

COMPRESIBILIDAD DE LOS GASES

La compresibilidad de los gases es mucho mayor que la de los líquidos, disminuyendo a medida que aumenta la presión debido al mayor acercamiento entre las molecula, este parámetro depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual permite la corrección en la ecuación general de los gases ideales, PV= ZnRT, que en conjunto con la ecuación de compresibilidad se obtiene:

Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)

LIBERACIÓN DE GAS EN SOLUCIÓN

Cuando la presión del yacimiento se ubica por debajo de la presión de burbuja comienzan a liberarse pequeñas burbujas de gas, esta liberación de gas disuelto en el petróleo empieza a expandirse y escapar, generando el empuje del petróleo desde el pozo hacia la superficie. El empuje por gas disuelto es el que resulta en menores recuperaciones, las presiones de fondo disminuyen rápidamente y la recuperación final suele ser menor al 30%.

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

A medida que disminuye la presión y el gas en solución es liberado, este comienza a desplazarse hacia el tope del yacimiento debido a la densidad y a la resistencia al flujo vertical, si el flujo vertical es apto y las fuerzas gravitacionales son mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento, se comenzará a formar una capa de gas que permitira desplazar el petróleo hacia el pozo, si por el contrario ese flujo vertical tiene alta resistividad entonces ese gas se desplazara a una zona de menor presión, que en nuestro caso sería el pozo y por consiguiente se comenzará a producir. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 40 a 80% y es el más eficiente en comparación con los otros mecanismos naturales.

EMPUJE POR CAPA DE GAS

La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbuja, existiendo inicialmente una capa de gas, a medida que disminuye la presión por efecto de producción, la capa de gas comienza a expandirse desplazando al petróleo hacia el pozo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

EMPUJE HIDROSTÁTICO

Está asociado directamente a la existencia de un acuífero en el yacimiento, el cual se expande a medida que disminuye la presión, ocupando el lugar que anteriormente habia ocupado el petróleo desplazándolo hacia el pozo, este mecanismo es independiente de la de la presión de burbuja y de la existencia o no de capa de gas. El acuífero puede ser:

• Confinado: cuando el agua en el yacimiento se encuentra entrampada sin contacto con la superficie.
• No confinado: cuando el acuífero está en contacto con la superficie. En este caso la prucción se genera por la expansión del agua en el yacimiento y por el volumen de agua extra que entra al yacimiento. Este tipo de yacimientos presentan una alta producción de agua.

INYECCIÓN DE FLUIDOS

Este método es utilizado cuando la energía del yacimiento y los mecanismos anteriormente mencionados no permiten la eficiente producción de los hidrocarburos, consiste en la inyección continua o alternada de fluidos al yacimiento para mejorar el flujo de los fluidos del yacimiento a superficie. Dentro de estos tenemos:

• Inyección de gas: se inyecta gas en zonas del yacimiento para mantener la presión, con la condición de que este gas inyectado no sea producido o sea la menor cantidad posible.

• Inyección de agua: se inyecta de agua a ciertas partes del yacimiento para mantener la presión del yacimiento y mejorar la producción.
  

• Inyección de vapor: se inyecta vapor a la arena productora modificando las propiedades de los fluidos del yacimiento para permitir el fluido hacia los pozos productores.

Al asociar estos mecanismos de producción se puede predecir una ecuación que represente la cantidad de hidrocarburo poducido:

Vaciamiento = (Compresibilidad de la roca y de los fluidos)
+(Expansión por liberación de gas disuelto)
+(Empuje por capa de gas)
+(Segregación gravitacional)
+(Empuje hidráulico)
+(Inyección de fluido)

PARÁMETROS PVT

PARAMETROS PVT

Para la determinación de las propiedades de los fluidos y las rocas presentes en el yacimiento, se realizan estudios de muestras de núcleos y fluidos a través de un conjunto de pruebas a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas al principio de la vida productiva del yacimiento, estos resultados son obtenidos en el laboratorio mediante análisis PVT, permitiéndonos determinar los diversos parámetros y metodologías para el desarrollo del yacimiento, el cálculo de reservas de petróleo y gas y los métodos para la recuperación secundaria y mejorada.

SOLUBILIDAD DEL GAS

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, formado mayormente por metano y etano y en menor proporción por hidrocarburos mas pesados, generalmente contienen impurezas como vapor de agua, CO2, N2, H2S y He.

La solubilidad del gas es la máxima cantidad de gas que puede disolverse en una determinada cantidad de crudo, ésta depende de la temperatura, presión y composición del gas y del petróleo. A medida que disminuye la presión la cantidad de gas en solución disminuye, así como también al elevar la temperatura la solubilidad del gas disminuye.


CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

• Yacimientos subsaturados: son aquellos que se encuentran por encima de la presión de burbujeo y no se libera gas durante la caída de presión, por lo tanto no se genera capa de gas permitiendo que siempre el gas este en solución.


• Yacimientos saturados: son aquellos reservorios donde al disminuir la presión (hasta llegar al punto de burbujeo), el gas en solución comienza a liberarse, creando o no una capa de gas en contacto con el crudo.

RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO Rs

Se define la solubilidad de gas como la cantidad de gas que se encuentra en solución en un barril de petróleo crudo a determinada condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. Esta expresada en pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo a las mismas condiciones (BN) y se denomina Rs = [PCN/BN].

El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, al disminuir la presión, el gas que se encuentra disuelto inicialmente en el petróleo comienza a liberarse a partir del punto de burbujeo, decayendo la relación gas-petróleo en solución ya que el gas liberado crea una fase continua y es aquí donde ocurre un cambio considerable en la tasa de gas producido, ya que se tomará en cuenta tanto el gas que sigue disuelto en el petróleo como el gas libre dentro del yacimiento.

FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE PETRÓLEO Bo

Se define como el volumen en barriles a condiciones de presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril de petróleo (incluyendo el gas en solución) a condiciones normales (14,7 lpca y 60 ºF).

El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, a medida que disminuye la presión, el petróleo y el gas disuelto en él, comienzan a expandirse, aumentando el volumen de petróleo en el yacimiento, por ende, el volumen de petróleo en superficie corresponde al volumen de petróleo y gas disuelto a esas condiciones de temperatura y presión, (Bo aumenta hasta llegar al punto de burbujeo), una vez llegado al punto de burbujeo, comienza a liberarse el gas en solución, con lo cual disminuye la solubilidad del gas y el volumen de petróleo.

FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE GAS Bg

Es la relación del volumen de gas a condiciones de temperatura y presión del yacimiento, con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14,7 lpca y 60 ºF).

Bg = Vyac/Vsup

Vyac= Zyac nyac Ryac Tyac/Pyac

Vsup= Zsup nsup Rsup Tsup/Psup

Bg = 0.02827 Zyac Tyac/Pyac [PCY/PCN]

FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACIÓN TOTAL O BIFÁSICO Bt

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

Bt = Bo + Bg (Rsb – Rs) [Bbl/BN]

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO DE PRODUCCIÓN Rp

La relación gas-petróleo de producción está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales de crudo producidos (BN).

El yacimiento se encuentra con cierta presión inicial, a medida que ésta va reduciéndose, llega al punto de burbujeo donde comienza a liberarse el gas en solución, pero como éste no forma una fase continua no puede moverse hasta llegar a la saturación de gas crítica.

LIBERACIÓN INSTANTÁNEA O FLASH

La composición total del sistema permanece constante a medida que disminuye la presión. A medida que se reduce la presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio todos los gases liberados de la fase líquida con la fase líquida de las que se liberaron.

Proceso de liberación instantánea o flash:

• La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.
• El petróleo se expande isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbuja.
• El gas liberado durante la expansión se mantiene en contacto con el líquido.
• Los resultados obtenidos de estas pruebas son:
  Presión de Burbujeo
  Volumen relativo en función de la presión, V/Vb
  Compresibilidad del petróleo.

La gráfica presión-volumen, nos muestra el comportamiento de los fluidos (gas-petróleo) al ser sometidos a un agotamiento de presión, es decir, a medida que se reduce la presión, el volumen inicial de petróleo aumenta debido a la expansión del gas en solución, una vez alcanzado el punto de burbujeo, comienza a liberarse el gas en solución, aumentando drásticamente el volumen total de los fluidos, tomando en consideración que a presiones mas bajas hay mayor volumen de gas liberado que de petróleo.


LIBERACIÓN DIFERENCIAL

La composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. El gas liberado durante la reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo.

Proceso de liberación diferencial:

• La presión inicial del petróleo es mayor o igual a presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.


• La presión es disminuida aumentando el espacio disponible en la celda para el fluido. Al cae la presión ocurre liberación de gas, el cual es removido de la celda manteniendo la presión constante.


• El procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión atmosférica.


• Los resultados obtenidos de esta prueba son:
  Factor de compresibilidad del gas (Z).
  Elación gas-petróleo en solución (Rs).
  Factor volumétrico del petróleo (Bo).
  Factor volumétrico del gas (Bg).
  Factor volumétrico total (Bt).
  Densidad del petróleo.
  Gravedad especifica del gas.
  Gravedad API el crudo residual.

Inicialmente tengo un volumen total de hidrocarburos (petróleo y gas en solución) a la presión de burbujeo, al reducir la presión comienza a liberarse el gas en solución aumentando el volumen total de hidrocarburos, el gas liberado es separado del petróleo (a esa presión), se toma el nuevo volumen de petróleo y se sigue disminuyendo la presión, se libera un volumen de gas mayor al volumen separado inicialmente y se obtiene un cierto volumen de petróleo menor al separado anteriormente, el gas es separado del petróleo, y se obtiene un volumen final de petróleo a una presión menor a la anterior, se vuelve a repetir este proceso hasta alcanzar la presión atmosférica. Estos procesos de liberación se hacen a temperatura constante.

LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO

Condición:

• Si la saturación del gas es menor o igual a la saturación crítica del gas, el gas libre no se mueve.
  Tipo de liberación: Liberación instantánea.
  Sg ≤ Sgc → Kg = 0
• Si la saturación del gas es mayor a la saturación crítica del gas, el gas libre se mueve.
  Tipo de liberación: Liberación diferencial.
  Sg > Sgc → Kg > 0

LIBERACIÓN DE GAS EN SUPERFICIE

En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se mantienen en contacto, por lo tanto la composición del sistema es constante y ocurre una liberación de tipo instantánea. Una vez llegado el fluido hasta un separador, es retirado el gas del líquido variando la composición inicial del sistema, el fluido se mueve hasta llegar a otro separador donde por diferencial de presión es liberado el gas en solución del petróleo, nuevamente se vuelven a separar y sigue el ciclo con múltiples etapas diferenciales, concluyendo que todos estos procesos ocurren con un tipo de liberación instantánea.

DIAGRAMA DE FASES

Son aquellos que nos permiten caracterizar los yacimientos de una forma gráfica, identificar las curvas de isocalidad, el punto de burbujeo, punto crítico, punto de rocío, punto cricondentérmico y así determinar el tipo de yacimiento e identificar los límites entre los estados que se pueden encontrar los hidrocarburos sometidos a una presión y temperatura determinada.

• Líneas de Isocalidad: son líneas que unifican puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla bifásica dentro de la envolvente (determinan la relación del líquido y del gas).


• Curva de rocío: es la curva en la cual, existe la fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido (se libera la primera gota de líquido).


• Curva de burbujeo: es la curva en la cual, existe la fase líquida con una parte infinitesimal de gas (se libera la primera burbuja de gas).


• Punto Crítico: es el punto donde convergen la curva de rocío con la curva de burbujeo, en el cual, las propiedades intensivas de la fase líquida y la fase gaseosa son iguales.


• Punto Cricondentérmico: es la máxima temperatura en la que coexisten en equilibrio la fase líquida y vapor.


• Punto Cricondembárico: es la máxima presión en la que coexisten la fase líquida y la fase de vapor en equilibrio.

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

YACIMIENTOS DE GAS son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de:

• Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburo se mantienen en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie. La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica, posee una composición de 96 % metano y sólo se puede obtener líquidos mediante la aplicación de procesos criogénicos. Su relación gas-líquido es mayor a 100.000 (PCN/BN). Durante su producción no se obtiene petróleo.

• Gas Húmedo: son aquellos que presentan la mezcla de hidrocarburos en fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se presenta de forma bifásica, la temperatura del yacimiento es mayor a la temperatura cricondentérmica, su gravedad API > 60° por lo cual están formados principalmente por hidrocarburos livianos. Presenta componentes intermedios y el líquido es incoloro. Su relación gas-petróleo es mayor a 15.000 y permanece constante a lo largo de la vida productiva del yacimiento.

• Gas Condensado: son reservorios donde los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en la curva de rocío a condiciones iniciales del yacimiento, durante el agotamiento isotérmico de presión, el gas entra a la región bifásica presentando una condensación retrógrada, hasta alcanzar la saturación crítica del líquido. La temperatura se encuentra entre los valores de temperatura crítica y temperatura cricondentérmica. Los condesados presentan una gravedad API entre 40° y 60°, con relación gas-petróleo entre 5000 y 100000 (PCN/BN) y su color varía desde incoloro hasta amarrillo claro.

YACIMIENTOS DE PETRÓLEO son yacimientos que se encuentran inicialmente a una presión mayor a la presión de burbujeo y con temperatura menor a la temperatura del punto crítico. Se clasifican en yacimientos de:

• Petróleo volátil: son reservorios donde la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura del punto crítico, aquí los hidrocarburos se encuentran en estado líquido. Cuando la presión del yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo ocurre un alto encogimiento del crudo, el líquido producido presenta características de color amarillo oscuro a negro, gravedad API mayor a 40°, con relación gas-petróleo entre 2000 y 5000 (PCN/BN).

• Petróleo negro: los yacimientos de petróleo negro contienen variedades de compuestos químicos que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles, se encuentran caracterizados por tener una relación gas-petróleo que puede llegar hasta los 2.000 PCN/BN, con gravedades de hasta 45° API y factores volumétricos por debajo de los 2 BY/BN.

MIÉRCOLES, 23 DE SEPTIEMBRE DE 2009