domingo, 25 de octubre de 2009

Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo

Como bien fue presentado en la pasada publicación, el vaciamiento de un yacimiento de petróleo representa la expansión de los fluidos presentes en él, así como la reducción del volumen poroso de la matriz de roca y el aporte del influjo de acuíferos presentes en el yacimiento.


En la presente, me dedicaré a profundizar un poco más en lo correspondiente a la Ecuación de Balance de Materiales y la representación de los elementos que la conforman.
  1. Vaciamiento.

  2. Expansión del petróleo y gas en solución.

  3. Expansión del gas de la capa de gas.

  4. Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.

  5. Influjo de agua.

La ecuación de balance de materiales, dependiendo de las condiciones del yacimiento, puede poseer la siguiente estructura:
  1. Si el empuje lo realiza únicamente el petróleo y la presión del yacimiento es mayor a la presión de burbujeo.

  2. Empuje por el gas disuelto (sin capa de gas) y con presión de yacimiento menor a las presión de burbujeo.

  3. Empuje por gas en solución con presencia de capa de gas y presión de yacimiento menor a la presión de burbujeo.





Es posible hacer predicciones sobre ciertos datos característicos a un estudio de balance de materiales como lo son el valor de m, N, We, entre otros, todo con el manejo de una tabla da datos de un yacimiento y el buen empleo de la ecuación de balance de materiales. Eso es lo que plantea el Método de la línea recta (Havlena-Odeh), se grafica un determinado grupo de variables obteniendose así un valor arrojado por la pendiente de la recta obtenida, o por el punto de corte con el eje y, dependiendo de la variante del método:
  1. Método de la línea recta sin capa de gas.

  2. Capa de gas.

  3. Acuífero.



Índices de producción

Los índices de producción indican el aporte de cada uno de los mecanismos de producción a la producción total del yacimiento. Representa una relación fraccionaria donde la suma de los aportes de cada mecanismo de producción (expansión del petróleo, gas o agua connata) es igual a uno.



domingo, 4 de octubre de 2009

Mecanismos de Producción

Los mecanismos de producción son procesos que aprovechan la energía presente en un yacimiento, o energía proporcionada por el hombre, con el fin de desplazar el hidrocarburo localizado en un tanque de dicho yacimiento hacia un pozo de producción.

Los mecanismos de producción pueden ser naturales o inducidos.

Los mecanismos de producción inducidos, son aquellos empleados con el fin de mantener la presión dentro del yacimiento (inyección de fluidos como gas o líquidos), o para modificar las propiedades de los fluidos para favorecer su desplazamiento del yacimiento al pozo (un buen ejemplo es la inyección de vapor con el fin de aumentar la temperatura en el yacimiento y con esto alterar la densidad del hidrocarburo).

Los mecanismos de producción naturales son:
  • Compresibilidad de la Roca: A medida que se desarrolla la producción, la presión dentro del yacimiento declina, es por ello que la roca responde a este fenómeno con la expansión de la matriz hacia donde le resulte más sencillo (hacia el volumen poroso). Es lo que se conoce como colapso del espacio poral. Dicho colapso facilita la expulsión del hidrocarburo al empujarlo hacia el pozo.
  • Compresibilidad del Fluido: Al generarse una variación en la presión, sin importar el tipo de fluido presente en el yacimiento, éste se expande favoreciendo la producción del pozo. Cabe decir, que la compresibilidad, a una presión superior a la presión de burbuja, representa el mecanismo de producción predominante.
  • Liberación de Gas en Solución: A medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo tiende a ser liberado y a expandirse, empujando petróleo hacia el pozo. La recuperación brindada por este mecanismo suele ser menor al 20%.
  • Segregación Gravitacional: En éste mecanismo, por tener el gas una densidad menor que la del crudo se mueve al tope del yacimiento al ser liberado, siempre y cuando las condiciones de desplazamiento sean las propicias, es decir, la distribución de sedimentos con que se formó el yacimiento debe favorecer el desplazamiento hacia el tope por existir una alta permeabilidad vertical (se generaliza el proceso atribuyendoce a un alto grado de buzamiento de la formación). Representa un mecanismo de alta eficiencia, pudiendo ser mayor al 75%.
  • Empuje por capa de gas: Al producirse disminución en la presión,el gas acumulado sobre el petróleo y debajo del tope de la trampa, genera un empuje del crudo hacia el pozo a medida que se expande.
  • Empuje Hidráulico: Es un proceso independiente de la diferencia que exista entre la presión del yacimiento y la presión de burbuja. Al disminuir la presión, el agua presente en un acuífero, confinado o no confinado en el yacimiento (dependiendo si el volumen de agua es constante o existe un flujo de agua entre la formación y la superficie), se expande hacia el pozo, empujando el crudo a su paso.

BALANCE DE MATERIALES

La ecuación de balance de materiales se fundamenta en la Ley de Conservación de la Materia, Schilthuis, donde el volumen de producción (vaciamiento) va a ser igual a la suma de las expansiónes producidas por los diversos mecanismos de producción.

Vaciamiento, la sumatoria de:

  • Expansión del petróleo y gas en solución.
  • Expansión del gas de la capa de gas.
  • Expansión del agua connata.
  • Reducción del volumen poroso.
  • Influjo de agua del acuífero.

Análisis PVT

Los análisis PVT engloban el conjunto de pruebas que se realizan sobre fluidos de un yacimiento modificando presiones,volúmenes y temperaturas para determinar ciertas características del mismo.


Figura 1.

Antes de identificar los tipo de análisis PVT que se pueden realizar sobre un fluido y la información que nos pueden brindar, es necesario identificar con claridad los tipos de yacimientos que podemos encontrar dadas ciertas condiciones de presión y temperatura.

  • Un yacimiento de petróleo en la Figura 1 puede identificarse a la izquierda del punto crítico. De encontrase sobre la línea de burbuja será un yacimiento subsaturado. En el momento de alcanzar la "Presión de Burbuja", se desprende la primera burbuja de gas, pasando a ser un yacimiento de petróleo saturado de gas, pudiendo ser sin capa de gas (en el punto de burbujeo es decir a la presión de burbuja) o con capa de gas (presión menor a la presión de burbuja).
  • Un yacimiento de gas condensado se identifica entre el punto crítico y el punto cricondentérmico (máxima temperatura a la que existe equilibrio de vapor y líquido). Al disminuir la presión y alcanzar la "Presión de Rocío", se sucede el fenómeno de condensación retrograda en un área (Zona de Condensación Retrograda) delimitada dentro de la envolvente por las líneas de pto crítico de todas las curvas de isocalidad (curvas de porcentaje de líquido en solución). Al caer la presión aumenta el volumen de líquido en el yacimiento (líquido de alto valor comercial que permanecerá en el yacimiento hasta alcanzar la saturación crítica) . Al llegar al pto B2 se sucede el fenómeno inverso, se produce nuevamente gas y disminuye el volumen de líquido en el yacimiento.
  • Un yacimiento de gas seco es aquel que posee una temperatura mayor a la temperatura cricondentérmica. Se caracteriza por el hecho de que los hidrocarburos presentes en él se mantendrán en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en la superficie.
  • Un yacimiento de gas húmedo posee una temperatura mayor a la cricondentérmica, pero a diferencia del yacimiento de gas seco, los hidrocarburos presentes en el yacimiento en estado gaseoso pasarán a tener una cierta proporción de condensado en la superficie.

Conocidos los tipos de yacimientos, podemos proceder con las pruebas a realizar a los fluidos:
  • Prueba de Liberación Instantánea o Flash: En esta prueba todos los gases liberados durante la reducción de presión, permanecerán en contacto con el líquido del cual provienen. La presión inicial es mayor a la de burbujeo y la temperatura es la del yacimiento. Se disminuye la presión provocando la expansión del fluido, llegando hasta la presión de burbujeo. Se sigue disminuyendo la presión, empezando de tal manera la liberación del gas en solución que permanecerá en contacto con el crudo dentro de la celda donde se realiza la prueba.
Figura 2.
Los resultados de esta prueba son:
  1. Presión de Burbujeo
  2. Compresibilidad del Petróleo
  3. Volumen Relativo en Función de la Presión
  4. Función Y

  • Prueba de Liberación Diferencial: Se diferencia de la liberación instantánea en el hecho de que el gas que libera el fluido durante la disminución progresiva de la presión, es liberado parcial o totalmente del contacto con el petróleo.
Figura 3.

Los resultados de esta prueba son:
  1. Factor de Compresibilidad del Gas
  2. Relación Gas Petróleo en solución
  3. Factor Volumétrico de Formación
  4. Factor Volumétrico del Gas
  5. Factor Volumétrico Total
  6. Densidad del Petróleo
  7. Gravedad Específica del Gas
  8. Gravedad API