Empuje Por Capa o Casquete de Gas

Yacimientos 1 Ing. En Petróleo y Gas Natural INTEGRANTES: MELINA GÓMEZ HERNÁNDEZ J O E L O C T AV I O H E R N Á N D E Z GONZÁLEZ JOSÉ EDGAR JIMÉNEZ RAMÍREZ JUAN JOSÉ LEÓN DÍAZ VÍCTOR MANUEL GUILLEN HERNÁNDEZ VERÓNICA GONZÁLEZ PÉREZ

El empuje por casquete de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores.

Para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la presión de burbuja. En ese instante comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida útil del hidrocarburo.

 VENTAJA •

Propicia, mediante una adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento, el gas libre q se utiliza para desplazar el aceite.

•

•

Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original de aceite, y no se produce gas libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera . Si el volumen de la capa de gas es pequeño, la presión del yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre en la zona de aceite.

Porcentaje del petróleo extraído de un yacimiento con relación al volumen total contenido en el mismo.

La recuperación en yacimientos con capa de gas del aceite contenido originalmente, pero de segregación se pueden obtener recuperaciones de

Tipo Características

Gas Seco

Diagrama de Fases

  Al exceder el gas el punto de saturación,

Temperatura

el gas libre comienza a fluir hacia el pozo ocasionando que la RGA aumente.

Punto Crítico

 Las recuperaciones de yacimientos

volumétricos con capa de gas varían desde las recuperaciones para yacimientos subsaturados hasta 70-80% del petróleo fiscal inicial en el   yacimiento.

Ty > Cricondenterma PC a la izquierda de la Cricondenbara Py nunca entra a la

Estado en el Yacimiento

región de 2 fases, en el yac. siempre está en estado gaseoso

Curvas de Calidad Singularidades

Casi pegadas a la curva de puntos de burbuja ----------

Producción en Superficie Fuera región de 2 fases Composición RGA (m³/m³) ensdad Líquido (gr/cm³)

Casi puros compuestos li geros en la mezcla original >

 20,000

<

 0.75

El gas comenzará a tener un desplazamiento hacia las zonas superiores en el yacimiento debido a las fuerzas gravitacionales, lo cual puede resultar en la formación un casquete de gas secundario. La permeabilidad es un factor importante en la formación de un casquete de gas secundario.

A medida que la producción avanza y la presión del yacimiento disminuye, la expansión de la capa de gas desplaza el petróleo hacia abajo. Este fenómeno se  observa por el aumento de la RGA en los pozos localizados sucesivamente más abajo en la estructura. 

MODELO MATEMÁTICO DEL EMPUJE La producción de la reserva de petróleo se explica como la expansión de la zona de petróleo(A)- una ampliación de la capa de gas(B) y la expansión de la formación inicial agua presente demás la reducción del volumen de los poros debido a la expansión de la matriz de la formación y depósito de posible reducción de volumen de la masa(C).

USO DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA 

Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento



Evaluar We conociendo N o G



Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución



Evaluar factores de recobro



Verificar la existencia de la capa de gas

NOMENCLATURA DE EBM Np = Petróleo producido, BF N = Petróleo original in-situ, BF G = Gas inicial en el yacimiento m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen

inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo (N ) Np = Petróleo producido acumulado, BF Gp = Gas producido acumulado, pcn Wp = Agua producido acumulado, BF Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del

petróleo y del agua, bbl/BF ßg = Factor volumétrico de formación del gas,

bbl/pcn We = Intrusión acumulada de agua, BF Sw = Saturación de agua, fracción cw , co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y

de gas, 1/psi cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi cr = compresibilidad de la matriz (granos), 1/psi P = Presión estática del yacimiento, psia  ΔP

= Pi - P

ECUACIÓN DE EMPUJE POR CASQUETE DE GAS En el expansión por casquete de gas se sigue el mismo principio que se observan para la expansión / producción de gas seco

Tomando en cuenta el volumen del casquete de gas a ciertas condiciones

La producción de gas tomando en cuenta a la presión actual de producción, entonces

La expansión de la capa de gas es por lo tanto

Características

De Bajo Encogimiento De Alto Encogimiento (Aceite Negro) (Aceite Volátil)

Gas y Condensado

Gas Húmedo

Gas Seco

Ty  Pb @ Ty, yac.

Si P > Pb @ Ty, yac.

Si P > Pr @ Ty, yac.

Py nunca entra a la

Py nunca entra a la

bajosaturado (1 fase)

bajosaturado (1 fase)

bajosaturado (1 fase)

región de 2 fases, en el

región de 2 fases, en el

Si P ≤ Pb @ Ty, yac.

Si P ≤ Pb @ Ty, yac.

Si P ≤ Pr @ Ty, yac.

yac. siempre está en

yac. siempre está en

saturado (2 fases)

saturado (2 fases)

Saturado (2 fases)

estado gaseoso

estado gaseoso

Tienden a pegarse a la

Más pegadas a la curva

Casi pegadas a la curva

Diagrama de Fases

Temperatura

Ty

Color: líquido

Dentro región de 2 fases

Obscuro

Casi puros compuestos ligeros en la mezcla original

 20,000

>

 0.75

<

Transparente