RESERVORIOS I .pdf

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA COCHABAMBA

Ingeniería Petrolera INGENIERIA DE RESERVORIOS I MSC. ING.

WALTER LARRAZABAL RODRIGUEZ

BIBLIOGRAFIA Ing. Ayala A. Vladimir R. Ing. Camargo Gallegos Rolando. Ingeniería de Reservorios. La Paz Bolivia 2006 Ing. Gonzales M. W. U.P. Ing. Gómez Freddy Engineering & Services , Sep. 2010 This document was created using SOLID CONVERTER PDF To remove this inessage, purchase the product at www.SolidDocuments.com Ing. Reynolds Pareja. Freddy. Reservorios I Ing. Sivila Angulo. Franco Fabian. Fundamentos de Ingeniería Ingeniería Petrolera.

TEMA 1 GENERALIDADES SIGLAS Y ABREVIATURAS ANH

Agencia Nacional de Hidrocarburos

Bbl D. S. ENARSA GLP GNPT IDH IVA MMBbl/d MMBTU MMmc/d

Barriles Decreto Supremo Energía Argentina Sociedad Anónima Gas Licuado de petróleo Gerencia Nacional de Programas de Trabajo Impuesto Directo a los Hidrocarburos Impuesto al Valor Agregado Millones de Barriles por día Millones de Unidades Térmicas Británicas Millones de metros cúbicos por día

PETROBRAS PDVSA PTP PIB RM TCF TGN TM/d $us/MPC $us./Bbl $us./TM VPACF WTI YPFB

Petróleos del Brasil Petróleos de Venezuela S.A. Programa de Trabajo y Presupuesto Producto Interno Bruto Resolución ministerial Trillón de Pies Cúbicos Tesoro General de la Nación Toneladas Métricas por día Dólares por Millar de Pie Cubico Dólares por Barril Dólares por Tonelada Métrica Vicepresidencia Nacional de Administraci y Fiscalización de Contratos West Texas Intermediate Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Areas de Interés Petrolero en Bolivia Por: W. Gonzales M.

AREAS HIDROCARBURIFERAS EN BOLIVIA

Área Potencial (535.000 Km2) Área Tradicional (45.507 Km2)

CONCEPTOS BASICOS DE ORIGEN DEL HIDROCARBURO Origen de los Hidrocarburos La teoria Biotico. Organ ico: Acumulacion de hidrocarburos producidos por restos organicos, que son preservados en sedimentos y sufren un proceso de descom`posicion. La teoria Abiotica .Inorgänico: El petroleo cudo se forma en el manto de la tierra.

Hace 201 millones de años. El Metano y no los volcanes causaron extincion masiva al final del Trasico. La extinsion de la mitad de la vida marina en la tierra ocurrida hace 201 millones de años se debio a una cuantiosa liberacion de Metano en la atmosfera y no a un incremento de la actividad volcanica, segun un estudio que publico ayer 22 de julio 2011 á revista Science en su edicion impresa. Hasta ahora el consenso en la comunidad cientifica era que durante ese periodo geologico, cuando se fragmento el continente unico denominado Pangea, la intensa actividad volcanica causo los cambios de clima que llevaron a la extinsion masiva de especies marinas. Los investigadores determinaron que en un periodo de 10.000 a 20.000 años durante la extincion de vida marina al final del Triasico, entre 12.000 y 38.000 gigatoneladas de metano fueron a dar a la atmosfera. Una gigatonelada equivale a mil millones de

TEMA 2 CONCEPTOS BASICOS EN INGENIERIA DE RESERVORIOS Clasificación de Reservorios Geológicamente, los yacimientos se clasifican en: Estratigráficos, Estructurales y Combinados. ESTRATIGRAFICO Gas PETROLEO

COMBINADO

PETROLEO

FALLA

ESTRUCTURAL AGUA

PETROLEO

AGUA

1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. Ver Fig. 1.1.a. 2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., como se describe en la Fig. 1.1.a. 3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores. Ver Fig. 1.1.b.

Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja 1. Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. El lector debería referirse al punto A de la Fig. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento. •

D

A Presión

B

E Punto de roció

Aceite + Gas

F C

Saturado

Temperatura Fig. 1.2.a. Clasificación

de los Yacimientos de acuerdo al punto de burbuja

2. Saturados. Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Ver punto B y C de la Fig. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas).

Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos 1. Petróleo negro Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. De color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Este crudo es normalmente negro , de compuestos pesados aunque pude ser marrón o verduzco. 2. Petróleo volátil El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El color es usualmente café claro a verde

PARAMETROS PARA LA ACUMULACION DE HIDROCARBUROS EN LAROCA MADRE Plano Longitudinal

PARAMETROS DE EXISTENCIA  Acumulaciön de material orgänico  Preservaciön del material organico Maduracion termica Calor subterräneo Ventana„ COMPOSICION PORCENTUAL DE LA ROCA Esquisto 65%, Roca Metamorfica. Carbonato 21% Carbon 2% . Marmol 12% Roca Metamorfica Engineering & Services , Freddy G

Formas de Hidrocarburos en Reservorios: Hidrocarburos Gaseosos Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos Sólidos a)Hidrocarburos Gaseosos: NO ASOCIADO

GAS

ASOCIADO

GAS

OIL AGUA

DISUELTO

AGUA

OIL AGUA

El Gas Natural no Asociado, en el Reservorio es solamente gas o contiene cantidades insignificantes de crudo, el gas se explota perforando pozos Hasta la zona de gas natural que fluye hacia la superficie a través de los pozos utilizando su propia energía, puede ser sin nada de crudo. El Gas Natural Disuelto en el crudo se debe a las altas presiones en los Reservorios que no permiten que el gas natural se separe del crudo, el Reservorio es de crudo y puede tener o no una capa gasífera.

En el Gas disuelto, se encuentran combinados el gas y el agua, formando capa gasífera debido a la presión y temperatura. El Gas natural tiene la estructura siguiente: CH4, C2 H6, C3 H8, C4 H10, C5 El Azufre es característico para rocas carbonatadas, obtenemos gas natural amargo, característico de rocas reservorios carbonatadas.  A mayor profundidad el gas natural se vuelve seco, contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos.

 A menor profundidad el gas se vuelve húmedo, con mayor cantidad de Hidrocarburos más pesados que el metano.

Migraciòn de Hidrocarburos Dos Etapas: •Primaria: Desde la roca madre a otra porosa Es un Proceso complejo Esta limitado a las cercanias de la la roca madre. •Secundaria: A traves de la roca porosa hasta la trampa Por flotaciön, capilaridad, tectonismo Transita larga distancia *Impermeable cap rock = Roca impermeable sello. • Sand = Arena * Shale = Lutita • Shale = Esquisto * Slate = Pizarra • Oil = Aceite * Source rock = Roca origen • Limestone = Caliza

La Trampa

Es una configuraciön geometrica de estructuras y/o estratos impermeables dentro de los cuales estän confinada la roca porosa (El reservorio)

Trampas Estructurales:

•Anticlinales •Fallas •Domos• •Trampas estratigräficas •Domos salinos •Inconformidades •Trampas combinadas

SECUENCIA ESTRATIGRAFICA Se define como capas o estratos que originalmente fueron sedimentados en una cuenca, donde las capas más jóvenes yacen sobre otras que proceden de edad. Son producidas por fuerzas tectónicas, que comprimen o estiran a las rocas sedimentarias. Estructuras Geológicas Son las diferentes configuraciones tridimensionales de proporciones de la corteza terrestre que resultan por efecto de esfuerzos de compresión, tensión y torsión; tangenciales y gravitacionales. Entre ellos tenemos: Anticlinal, es una estructura cóncava hacia arriba, producido por esfuerzo principal de compresión. Sinclinal, es una estructura convexa hacia arriba, producida principalmente por esfuerzo de tensión, también interviene compresión y Torsión. Diaclasas, estructuras geológicas que son fisuras abiertas, cerradas , rellenas con minerales como pirita Fe S2, cuarzo Si O2 . Fallas, son estructuras en que la capa fracturada se deslizan arriba o abajo, a través del plano de la falla.

Factores concurrentes para la formación de un yacimiento Para ubicar zonas de interés, los estudios buscan condiciones necesarias para: generación, maduración, migración, entrampamiento y acumulación de hidrocarburos. Debe existir grandes cantidades de sedimentos, tiempo geológico y medio anaeróbico para su transformación. El hidrocarburo, para su formación cumple los siguientes procesos: Procesos de DIAGÉNESIS, comprende la acumulación de materia orgánica. Procesos de CATAGENEIS, consiste en la conversión del material orgánico en roca madre. Proceso de METAGENESIS, comprende la madures de la roca madre. Para la existencia de un Reservorio, existe las siguientes condiciones:  Roca madre  Roca reservorio  Roca sello

Roca Madre, es la roca generadora, debe tener alto contenido de materia orgánica, la temperatura de más de 150ºC, para la formación del crudo y de 50º - 270º C para la formación del gas; la presión equivalente a 2 km. de sedimentos de peso con reacciones químicas en un tiempo Geológico. Roca Reservorio, llamado también roca almacén, con porosidad, permeabilidad, saturación extensa para almacenar cantidades grandes de hidrocarburos, las rocas que cumplen estas condiciones son las areniscas sedimentarias con minerales de cuarzo y feldespatos, las calizas formadas por calcita y dolomita. Roca Sello, es la roca impermeable que impide la migración de los hidrocarburos formada por las arcillas de porosidad fina, yeso y domos de Sal. Trampa, es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración de petróleo conservándole atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea.

La Trampa Gas

>v

WBlflf

\v

Estructuralll

Estratigrafica

D0MO

Domo Salino

Inconformidad Falla

La Trampa

Cambio de las propiedades de la formaciön

El Sello Son Barreras impermeables; Rocas Sellantes (Cap rocks). Tapa, capa de Rocas

Tipos de sello

Esquisto (Shale)

65% Roca metamorfica, de Lutita

Evaporitas (Sal)

33% Na Cl Halita.

Carbonatos

2%

REQUERIMIENTOS BASICOS EN El RESERVORIO

-Porosidad -Espacio vacio -Permeabilidad: -Capacidad del fluido de pasar a traves de la roca • Rocas-Reservorio mäs comunes Areniscas 60% Carbonatos 39%

CAMPO PETROLERO.

AREA GEOGRÁFICA DETERMINADA



CONTIENE ESTRUCTURAS

SEDIMENTARIAS AFINES 

FORMAN YACIMIENTOS PETROLÍFEROS.

YACIMIENTO.ES UNA PORCIÓN DE ROCA, POROSA, PERMEABLE QUE CONTIENE HIDROCARBUROS Y SE COMPORTA COMO UNA UNIDAD GEOLÓGICA HIDRAULICA

TEMA 3. PROPIEDADES DE ROCA Y DE FLUIDOS

Generalidades La identificación y evaluación de las propiedades del sistema roca-fluido es muy importante para la ingeniería de reservorios y otras disciplinas relacionadas, porque constituyen los datos básicos que posteriormente son utilizados en cálculos del potencial del yacimiento y diseño de proyectos de recuperación de hidrocarburos.

El Reservorio: sistema roca-fluidos • El reservorio es básicamente un sistema roca-fluidos. Por lo tanto, para identificar y evaluar las propiedades, se debe considerar separadamente roca y fluidos, de modo que se tendrá: a)propiedades petrofísicas (roca) b)propiedades de los fluidos . • Son propiedades correspondientes a la roca que constituye el reservorio donde están almacenados los fluidos. Fundamentalmente éstas son: a) la porosidad; b) la permeabilidad y c) la saturación.

DETERMINACION DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO. POROSIMETRO

Medidor de vacío

Válvula

Bomba de desplazamiento

Se utiliza como base el concepto de porosidad por tanto , si Vs es el volumen de la parte solida y Vt el volumen total de la muestra, la porosidad es: Vt - Vs Ø = ---------Vt

Distribucion de la Porosidad • Representada por: (f) Rango: Entre 5 y 30% Primaria: Secundaria: • Formada durante la deposición • Formada después de la deposición • Esferas empacadas romboidalmente: 4> = 26% • La distribución de los granos, en las arenas, las arcillas, Sedimentos y la cementación afectan la porosidad

Porosidad Análisis de porosidad en rocas silisiclásticas y carbonáticas. Las rocas sedimentarias son las que generalmente presentan porosidad, entre algunas de ellas se encuentran las silisiclástica y las carbonáticas cuyas porosidades son características y bien diferenciada entre si.

Tipos de Porosidad Interconectada -

Multiples pasajes Conectadas Un solo pasaje

Aislada - No hay conexiones. 1 + 2 = Porosidad efectiva La relaciön entre la porosidad efectiva y la existente es una medidad de la Permeabilidad.

Porosidad Primaria

Porosidad Intergranular (Arenisca)

Porosidad Intragranular (Carbonato)

Porosidad Secundaria

Ventana (Encogimiento) - Intercristalina

Soluciön (Percolado) - Moldeo - Cavernoso

Fractura

Determinaciòn de la Porosidad • Test de Porosidad • E-Logs

>

Porosidad Total

Sonic Logs Neutron Logs Density Logs

• Ensayo de Nücleo > Saturaciön de agua Saturaciön de Gas Inyecciön de Mercurio

Porosidad Efectiva

Permeabilidad, segun Darcy k dp v = ---------µ dx v= velocidad de fluido dp/dx =Gradiente de presión µ = Viscosidad del fluido, cp k = Permeabilidad, Darcy`s. La permeabilidad refleja una interconexiön poral continua. El Darcy es la unidad de permeabilidad. - 1 Darcy se define como aquella permeabilidad que permite pasar a un fluido de un centipoise (1 cPo) a una velocidad de 1 cm/seg con una diferencial de presiön (AP) de 1 atm/cm.

Saturaciön • Cantidad de agua por unidad de volumen = (Sw) [%] • Cantidad de HC por unidad de volumen = (1 - Sw) [%] Porosity

Rock Volume

OilSaturation ( So) Water Saturation (Sw)

Permeabilidad y Saturaciòn Relaciön ente la permeabilidad y la saturaciön de un determinado fluido• Permeabilidad Absoluta: Permeabilidad de la roca con 100% de saturaciön (k).

-

Permeabilidad Efectiva: Permeabilidad de una fase si el>< fluido 10 es multifäsico. (ko) — i

t

5u

• Permeabilidad Relativa: Relaciön entre la Perm. Relativa y la Absoluta (kro) Cuäl permeabilidad se usa para la Ley de Darcy?

Efectiva

Diagrama de Fase (PVT) .Ciitical point

Temperature ■

Mecanismos de Drenaje Hay cuatro mecanismos principales de drenaje de un reservorio: - Por Gas en Solución (Depletaciön) - Por Expansión del Casquete de Gas - Por Empuje Acuífero. - Combinados

Gas en Soluciön (Depletaciön) Gas en Soluciön Depletaciön El petröleo es producido por la expansiön del fluido y el gas disuelto en la fase liquida. Caractensticas: P > PK res b - Producciön inicial alta - Räpida declinaciön - El GOR presenta un pico que - indica la mayor permeabilidad al gas (skin) - Reservorio cerrado

i AT

DIL PROCUCING WELLS

Expansion del Casquete de Gas El petröleo es producido por la expansiön del casquete de gas presente en el reservorio. Caracteristicas: P < PK 1 res ■ b - La expansiön del fluido es despreciable. - El fluIdo se mueve debido a la expansiön del gas libre. - Reservorio cerrado. - Tiende a producir solo gas

B. MAP VIEW

Empuje Acuifero El petróleo que se produce es reemplazado por agua, manteniendo la presión del reservorio constante si el coeficiente de reemplazo es 1:1

OI_P30DLC;NGWE LL

Características: Presion = Constante

iiIM^^i>

-

El corte de agua aumenta con el tiempo. - Reservorio abierto - WOC aumenta de nivel, indicando la inundación del reservorio B. MAP VIEW

Reservorios Combinados En la realidad los reservorios presentan mas de un mecanismo de producciön al mismo tiempo

A. CROSS SECTION

B. MAP VIEW

MECANISMOS DE RECUPERACION EN RESERVORIOS (PORCENTAJES) Los reservorios por empuje acuifero, tienen un alto indice de recuperaciön (60%) Los reservorios por casquete de gas, tienen una recuperaciön de hasta 40% con una gran reducciön de la Preservorio La producciön por gas en soluciön, es la mas ineficiente, y tiene un bajo indice de recuperaciön

TIPOS DE POROSIDAD A) POROSIDAD ABSOLUTA (Фa) .- Es la razón del espacio poroso total con el volumen total de la roca, sin tomar en cuenta si los poros están comunicados entre si o no Ф a = Vp (comunicados y no comunicados)/Vb …… (4 – 2) B) POROSIDAD EFECTIVA (Фe).- Es la razón del espacio poroso intercomunicado al volumen total de la roca Фe = Vp (intercomunicados)/Vb…… (4 – 3) Es la relación del volumen de poros de la roca , entre el volumen total de la roca.

Ø = Vp Vt

Según la intercomunicación poral: Porosidad efectiva.- Es la relación únicamente de los poros interconectados con referencia al volumen total de la roca. Fig.1.1. y 1.2.

Fig. 1.1 Esferas ilustran porosidad máxima 47.6%

Fig. 1.2 Ilustra variedad de forma de granos y porosidad minima de 25.9%

Debido a la recuperación de los HC. en los yacimientos estos deberán desplazarse cientos de metros a través de los poros abiertos en la roca hacia los pozos productores. Si los HC ocupan espacios porosos aislados, estos no serán recuperados y en consecuencia se tendrán poco interés en ellos, obviamente la “porosidad efectiva“ será la que mas importancia tendrá el ingeniero petrolero, ya que es una indicación de la conductividad de los fluidos.

La porosidad efectiva, es una funcion de muchos factores litologicos: la forma de grano, distribucion, arreglo de los granos, compactacion, cementacion, cantidad, clase de arcillas y estado de hidratacion. Geológicamente la porosidad, puede ser clasificada de acuerdo con el tiempo de formación como: 1.- Porosidad Primaria (Intergranular) Es la porosidad formada simultáneamente con el deposito de los sedimentos, Los espacios contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos individuales de los sedimentos .Las rocas sedimentarias clásticas o detricas que tienen este tipo de porosidad Ejemplo;-Areniscas, conglomerados, calizas, etc. 1.- Porosidad Secundaria.- Esta constituida por cavernas, fisuras, fracturas, juntas, etc. formadas después de que los sedimentos fueron depositados, por agentes tales como soluciones circulantes, dolomitizacion, movimientos tectonicos, etc. Ejemplo;-Calizas, dolomitas, etc. Una aplicación de la porosidad efectiva es la determinación del

Una aplicación de la porosidad efectiva, es la determinación del volumen original del HC «in situ». Consideramos al reservorio con una determinada área en acres y un espesor promedio h. El volumen bruto del reservorio será: Volumen bruto = 43,560 Ah ft3. ; o también Volumen bruto = 7,758 Ah Bbl Donde: A = área externa en acres; h = espesor promedio en ft. Según su calidad, Lavorsen, señala:

Rango de porosidad 0–5

8 – 10

Calidad Descartable

Regular

10 – 15

Buena

15 – 20

Buena

20 – 25

Muy buena

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD: Entre los factores que afectan la porosidad en general tenemos:  Empaquetamiento  Selección  Cemento  Angularidad  Redondez  Compactación

• a) Empaquetamiento.- Es la distribución geométrica de los granos, según su forma se tienen porosidad: ø = 47,6% si son cúbicos, ø = 25,9% sin son rómbico o hexagonal. • Selección.- Una roca “Bien Seleccionada”, es aquella compuesta por partículas de tamaño y forma uniforme; caso contrario es una roca pobremente seleccionada. • Cemento.- Es la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partículas. Este cemento es cuarzo o calcita. A mayor cantidad de cemento, menor será la porosidad. • Angularidad.- A mayor angularidad, menor porosidad y viceversa; esto se debe al relleno de los espacios vacíos. • Redondez.- La redondez de los granos, junto con el empaquetamiento y selección, afectan la porosidad, debido al entrelazamiento de los granos, así como al relleno de los espacios vacíos, a mayor redondez mayor porosidad y viceversa. • Compactación.- Es un fenómeno que afecta la porosidad (ø), es la presión hidrostática que se ejerce sobre una determinada roca, eliminando el tamaño del hueco.

Metodos para la determinación de la porosidad: La porosidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo. En laboratorio (método directo): Se la realiza mediante la recuperación de testigos de formación, los cuales llevados al laboratorio de petrofísica y mediante el uso de métodos apropiados, tales como la bomba de mercurio, determinamos la porosidad. Método de saturación.- El testigo es saturado al 100% con mercurio, se lo coloca en una bomba volumétrica de comprensión (porosimetro), de tal forma que no sea capaz el mercurio de introducirse en los poros de la roca. El Vt. de roca se lee en un manómetro. Método de boyle’s.– La muestra es colocada en una cámara con un volumen calibrado “V”, se comprime la muestra “V-Vs”, variando el volumen del gas “ΔV”, isotérmicamente de P1 a P2, el Volumen de sólidos “Vs”, se calcula con la fórmula de Boyle. Ver siguiente Figura.

•

Vs = V P2 Vp Pp

Determinación de la permeabilidad: • La permeabilidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo; c) pruebas de presión. a.- En laboratorio (método directo): • Se usa un aparato de nombre” Permeámetro de Cabezal Constante”, FIG 1.8. El cálculo de “k” Se rige por la ley de Darcy que dice: “La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso, es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”. v = k dp μ k dp/dx

Mojabilidad: Cuando se sueltan pequeñas cantidades de liquido, estas caen en forma de gotas. La formación de gotas se debe a la tensión superficial que es como una película que rodea la pequeña porción de liquido. Cuando cae sobre una superficie solida pueden ocurrir dos posibilidades. a) que el liquido se expanda sobre la superficie y b) que conserve su forma de gota con una pequeña superficie de contacto con el solido. Se define roca mojada por agua si la roca tiene afinidad al agua que al petróleo. El gas es siempre la fase no mojante. La arenisca limpia con cuarzo son extremadamente mojables por agua, los carbonatos se indica que son mas mojables al petróleo.

La ley de Darcy k dp v = ---------µ dx Donde: v = Velocidad de fluido, cm. / seg. = Gradiente de presión, atm / cm. µ= Viscosidad del fluido, cp. = Permeabilidad, Darcy's.

La ley de Darcy, se aplica solamente para flujo en régimen laminar. La gradiente de presión originada a través de las paredes del pozo, influye hacia un flujo similar a un laminar. La ley de Darcy cumple para su aplicación en la determinación del parámetro de la permeabilidad

Explicación de la ley de Darcy La gradiente de presión dp/dx, es una fuerza de empuje y se debe a los gradientes depresión de fluidos. La ecuación es la siguiente:

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Explicación de la ley de Darcy. La gradiente de presion dp/dx, es una fuerza de empuje y se debe a la gradiente de presion de los fluidos

Axdp Donde: q μ A k dx/dp

= Caudal de producción, cc / seg. = Viscosidad del fluido, cps = Área transversal a la dirección del flujo, cm2. = Permeabilidad de la roca, darcy. = Caída de presión. PI Presiön

P2 SuWda de Presiön

Permeabilidad según Darcy

cafda de

Permeabilidad Horizontal: k(x) En una dirección preseleccionada

P Permeabilidad horizontal

Permeabilidad

.

á g con i dirección n a

Permeabilidad Vertical: k (Z) 7

Esta medición se la realiza en dirección perpendicular al plano

Fig. 1.11 Permeabilidad Vert

Permeabilidad Vertical.

Factores que afectan la permeabilidad: (de orden geológico) > > > > > >

Tamaño del grano de la roca. Angularidad delos granos. Disposición de los granos Distribución de los granos en función del tamaño. Grado de mitificación (cementación del matriz). Contenido de arcilla.

Saturación de los Fluidos En los poros de la roca reservorio quedan atrapados fluidos (petróleo, agua y gas), la cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros con relación al volumen total, expresado en fracción o porcentaje es lo que se llama saturación. En otras palabras, una saturación en agua (Sw) de 30%, significa 3 / 10 del espacio en los poros que está lleno de agua. La distribución de la saturación de los fluidos, depende de los siguientes factores: > Roca madre. > Roca reservorio. > Porosidad. > Permeabilidad > Hidrodinámica del reservorio > Factores de migración. La saturación es la relación entre el volumen de fluido con el volumen total de los poros.

Saturación de agua (Sw): • Es el volumen de agua, que esta contenido dentro de un volumen poroso, dividido entre el volumen total de poros. Se llama saturación al 100%, cuando sólo existe agua en los poros de una formación. • La saturación de una formación, puede variar de un 100% hasta un valor más pequeño; sin embargo muy pocas veces es nula. Independientemente si la roca del yacimiento es rica en petróleo o gas, siempre habrá una pequeña cantidad de agua capilar que el petróleo no puede desalojar, esta saturación se conoce como: “Saturación de Agua Irreducible o Connata”. • En un yacimiento que contenga agua en el fondo y petróleo en la parte superior, la separación no siempre es clara, se presenta una transición más o menos gradual en un 100% de agua hasta un mayor contenido de petróleo. Si el intervalo contenido de petróleo es bastante espeso, la saturación de agua en la parte superior, se aproxima a un valor mínimo llamado: “Saturación de Agua Irreducible”,

Saturación de petróleo (So) o gas (Sg): • Se define como la fracción de poros que contiene petróleo o gas a condiciones de yacimiento. En un yacimiento de hidrocarburos, se pueden encontrar simultáneamente agua, petróleo y gas. Fig. 1.16 • Sin embargo, debido a los efectos de gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los fluidos de los yacimientos no pueden extraerse, esta parte de los fluidos recibe el nombre de: Saturación residual. Este tipo de saturación, se puede recuperar mediante recuperación secundaria o terciaria. • Al estudiar un intervalo productor, aquella fracción de espacio en los poros que no contiene agua se supone que contiene hidrocarburos, matemáticamente: Saturación hidrocarburos = (1 – Sw)

Definición de SATURACION • El termino de saturación de fluidos es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formación. La saturación de fluidos se define como: la fracción o porcentaje del espacio poroso ocupado por fluidos (oil gas o agua) en forma particular en Las condiciones del yacimiento. Sf = volumen total del fluido/ volumen poral Si aplicamos este concepto matemático para cada uno de los fluidos del yacimiento tendremos que: So = volumen total del petróleo / volumen poral. Sg = Volumen total del gas / volumen poral. Sw = volumen total del agua / volumen poral. Donde: So = Saturación del petróleo. Sg = Saturación del gas. Sw = Saturación del agua. Si un poro contiene petróleo, gas y agua se puede demostrar que: So+Sg+Sw = 1

PRESION CAPILAR

• Las fuerzas capilares en un reservorio de petróleo son resultado de efectos combinados de la tensión superficial y la interfacial de las rocas y el fluido, el tamaño, la geometría de los poros y de las características de la humectabilidad del sistema, cuando los fluidos inmiscibles están en contacto, existe una discontinuidad de presión entre fluidos, la cual depende de la curvatura de la separación de los fluidos. Esta diferencia de presión se llama capilar y se simboliza como Pc.

Determinación de saturación de agua de formación. Método directo: Se lo realiza en laboratorio, mediante un análisis de núcleos similar al de la determinación de la porosidad, puede ser: ^ A través del desplazamiento utilizando solventes. Utilizando solvente puro, por el método de la centrífuga.

^ Método de la retorta que es él más utilizado.

Método indirecto Se lo determina por registros eléctricos. • ^ Registros eléctricos NMR (Nuclear Magnetic Resonance), también se usan el método • de Tixier, método de Archie, método de Welex. ^ Presión capilar. (Con los parámetros de porosidad, permeabilidad, densidad del fluido, profundidad del nivel de interes) Saturación Residual: • Se los define como la cantidad de hidrocarburo que permanece atrapado en partes del volumen poroso, después que se ha logrado recuperar el hidrocarburo por medio de técnicas de evacuación y recuperación; cuando el valor de Krg llega al cero, el gas permanece en el espacio poroso, esta inmóvil y lleva el nombre de: “Gas residual”.

Composición química del agua de formación: Sitter (1947), Sulin y Von Engelhard(1961) evidenciaron que las aguas saladas connatas son todas similares en composición química, los aniones son prácticamente todos cloruros, los cationes consisten en sodio, calcio y magnesio en ese orden. El calcio usualmente es 3 a 5 veces más que el magnesio en mili. equivalentes.

Clasificación de aguas de formación:

Tipo de agua Meteórica Sulfato-sodio Bicarbonato-sodio Connata Cloruro-magnesio

Na/Cl >1 >1 1 y (Cl-Na)/Mg = - 62 100.000

GRAVEDAD

API

FACTOR --

GAS CONDENSADO

PETRÓLE O VOLATIL

PETRÓLE O NEGRO

5000 a 100.000

2000 -5000

< 2000

--

40 -60

>40

- 2.0

>1.5

90% C 5< 1%

C1 C> 60 % C 7< 12 %

C 1 12 %

C 1< 50 % C 7>40 %

COLOR LÍQUIDO

--

INCOLORO AMARILLO

AMARILL O OSCURO

NEGRO VERDE OSCURO

CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS

DEFINICIÓN DE PETROLEO Y BITUMEN UNITAR – WPC – SPE

FUENTE

CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL   

 

FUENTE DE ENERGÍA FOSIL QUE TIENE EL MAYOR AVANCE ENTRE LAS DIFERENTES ENERGÍAS ES LA SEGUNDA FUENTE DE ENERGÍA DESPUES DEL PETRÓLEO ES CONSIDERADO EL COMBUSTIBLE FOSIL DEL SIGLO XXI – EL PETRÓLEO FUE DEL SIGLO XX ES EL COMBUSTIBLE MÁS ATRACTIVO GRACIAS A LAS VENTAJAS ECONÓMICAS Y ECOLÓGICAS ES EL COMBUSTIBLE MAS LIMPIO – NO EMITE GASES CONTAMINANTES AL MEDIO AMBIENTE

EL GAS NATURAL

 EL GAS NATURAL ES UNA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE SE ENCUENTRAN EN LOS YACIMIENTOS, BIEN SEA DISUELTO EN EL PETRÓLEO (GAS EN SOLUCIÓN) O FORMANDO UNA FASE GASEOSA  A CONDICIONES ATMOSFÉRICAS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA PERMANECEN EN ESTADO GASEOSO  ES EL COMBUSTIBLE QUE MENOS CONTAMINA EL AMBIENTE DEBIDO A QUE EN SU COMBUSTIÓN NO EMITE GASES TOXICOS SENISAS Y RESIDUOS COMO DIOXIDO DE CARBONO, DIOXIDO DE SULFURO  COMBUSTIBLE LIMPIO

RECURSOS DE HIDROCARBURIFEROS

DESCUBIERTOS - RESERVAS

NO DESCUBIERTOS

POSIBLES

PRO DUCCION ACUMULADA

ESPECULATIVOS

PROBABLES

HIPOTETICOS

PROBADAS

RECURSOS Y RESERVAS

RESERVAS

PROBADAS

RECURSOS POR DESCUBRIR

PROBABLES POSIBLES

HIPOTETICOS

NO DESARROLLADAS

DESARROLLADAS

CERTIDUMBRE

ESPECULATIVOS

RECURSOS POR DESCUBRIR

DEFINICIÓN LOS RECURSOS POR DESCUBRIR DE GAS NATURAL REPRESENTAN LAS CANTIDADES DE GAS QUE PODRIAN EXISTIR EN ACUMULACIONES IDENTIFICADAS POR MÉTODOS SÍSMICOS Y QUE SE ESPERA VERIFICAR MEDIANTE LA PERFORACIÓN EXPLORATORIA

RESERVAS EN UNA EMPRESA PETROLERA EMPRESA PETROLERA INTEGRADA FUNCIONES BÁSICAS ENCONTRAR

PRODUCIR

REFINAR

VENDER

CADENA DE VALOR AGREGADO EMPRESA INTEGRADA ENCONTRAR

􀁺

PRODUCIR

FUNCIONES

􀁺

REFINAR

􀁺

VENDER

OPERATIVAS

COMERCIO EXPLORACION

PRODUCCION

REFINACION

INTERNACIONAL

MERCADEO NACIONAL

RESERVAS

POTENCIAL

PRODUCTOS

DIVISAS

EMPRESA PETROLERA NO INTEGRADA FUNCIONES BÁSICAS

EXPLORAR

PRODUCIR

TRANSPORTAR

DISTRIBUIR

VENDER

VALOR ESTRATÉGICO DE LAS RESERVAS RESERVAS

DECISIONES

PRINCIPAL

PRINCIPAL

ACTIVO

PLANIFICACIÓN DE

DEPENDEN DE:

INVERSIONES INVENTARIO

PROGRAMAS:

BASICO

EXPLORACION DESARROLLO

RESERVAS

USO ESPECÍFICO DE LAS RESERVAS GEOLOGÍA

PLANIFICACIÓN

POLÍTICAS INVERSIONES FUTURAS EXPLORATORIA SUMINISTROS

PRODUCCION

FINANZAS

GENERACIÓN DE POTENCIAL PLANIFICACION

DEPRECIACION DE ACTIVOS PRONOSTICOS IMPUESTOS

PROGRAMA DE DESARROLLO PRESUPUESTOS

REFINACIÓN MERCADEO

INVERSIONES FUTURAS DISEÑO DE CAPACIDAD

PRONOSTICOS DE SUMINISTROS COMPROMISOS FUTUROS

PROCESO DE EXPLORACIÓN DEFINICIÓN ES LA BUSQUEDA DE ACUMULACIONE COMERCIALES DE HIDROCARBUROS (PETROLEO Y GAS) EN EL SUBSUELO. ETAPAS DE LA EXPLORACIÓN

1. IDENTIFICACIÓN DE AREAS DE INTERÉS

2. DETECCIÓN DE TRAMPAS

3. VERIFICACIÓN DE LA ACUMULACIÓN

SE INICIA EN UNA REGIÓN VIRGEN O DESCONOCIDA PORMETODOS INDIRECTOS

ESTRUCTURAS QUE PUDIERAN CONTENER PETROLEO O GAS

SE SELECCIONA LA LOCALIZACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO PERFORAR EL POZO EXPLORATORIO

GEOLOGIA DE SUPERFICIE

MÉTODOS GEOFÍSICOS SISMICA TRIDIMENSIONAL

GEOQUÍMICA

METODOS AVANZADOS INTERPRETACIÓN DE DATOS SE DEFINEN TRAMPAS DE HIDROCARBUROS

GEOFISICA

SE JERARQUIZAN

MÉTODOS MAGNÉTICOS

NOTA. ESTADISTICAMENTE DE CADA 10 POZOS SOLO TRES RESULTAN PRODUCTORES

CLASIFICACIÓN DE POZOS ANTES Y DESPUES DE PERFORAR LAHEE ANTES DE PERFORAR A A0

PROPUESTO Desarrollo de Yacimientos

DESPUES DE PERFORAR B

EXITOSO

C

SECO

Bo

Desarrollo

Co

Desarrollo Seco

C1

Avanzada o Extensión S eco

Exitoso A1

Avanzada o Extensión

B1

Avanzada o Extension Exitoso

A2

Descubridor de Yacimientos

B2

Descubridor de C2 yacimientos Exitoso

A3

Descubridor de Nuevos Campos

B3

Descubridor De nuevos campos Exitoso

C3

Descubridor de Yacimientos Seco Descubridor de Nuevos Campos Seco

POZO EXPLORATORIO – RESERVAS Pozo Exploratorio de Yacimientos •

Po P = Probadas Pr =Probables Po = Posibles

A3 Pozo Exploratorio A2 A1 Pozo Avanzada

Po

P Pr

YACIMIENTO

DESCUBIERTO

RESERVAS DE HIDROCARBUROS LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS DE UN YACIMIENTO ES LA ACTIVIDAD BÁSICA Y MAS IMPORTANTE DE UNA EMPRESA PETROLERA LA FACTIBILIDAD TECNICA DE LA EXTRACCIÓN  ESTÁ DETERMINADA POR LA ESTIMACIÓN MAS ACERTADA DE LAS RESERVAS  Y EL CONOCIMIENTO DEL TIPO DE YACIMIENTO PARA LOGRAR ESTO SE REQUIERE TENER UNA BUENA BASE DE LOS PRINCIPIOS DE LA INGENIERIA DE TACIMIENTOS.

RECURSOS Y RESERVAS

RESERVAS

PROBADAS

RECURSOS POR DESCUBRIR

PROBABLES POSIBLES

HIPOTETICOS

NO DESARROLLADAS

DESARROLLADAS CERTIDUMBRE

ESPECULATIVOS

RAZONES PARA ESTIMAR RESERVAS LA ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS SE REALIZA CON UN FIN Y PROPÓSITO ESPECÍFICO. LAS RAZONES MAS IMPORTANTES SE PUEDEN RESUMIR COMO SIGUE:  PARA ASUNTOS CORPORATIVOS, IMPUESTOS  ASUNTOS FINANCIEROS Y PRESTAMOS BANCARIOS  UNIFICACIÓN DE YACIMIENTOS - NEGOCIOS COMPARTIDOS  VENTA DE GAS – DETERMINACIÓN DE PRECIOS  COMPRA VENTA DE PROPIEDADES

RESERVAS PROBADAS DEFINICIÓN RESERVAS SON LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS QUE SE PUEDEN RECUPERAR COMERCIALMENTE DE ACUMULACIONES CONOCIDAS PARA UN MOMENTO DETERMINADO, DE ACUERDO CON LA INFORMACIÓN DE INGENIERIA GEOLOGICA , Y DE INGENIERIA DISPONIBLE, BAJO CONDICIONES TECNOLOGICAS, ECONOMICAS Y REGULACIONES GUBERNAMENTALES VIGENTES

RECURSOS Y RESERVAS HIPOTETICOS O ESPECULATIVOS POSIBLES PROBABLES NO DESARROLLADAS

DESARROLLADAS

PRODUCCION

METODOS DE CÁLCULO DE RESERVAS DETERMINÍSTICOS • • • • •

ANALOGÍCOS VOLUMÉTRICO BALANCE DE MATERIALES CURVAS DE DECLINACIÓN SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

ANALOGÍCOS

BAF =

7758 Ǿ ( 1 – Swi )

FR

Boi

BAF = BARRILES POR ACRE – PIE ( 43.560 pies 2 x 1 pie ) 7758 = FACTOR DE CONVERSIÓN: Barriles / Acre – pie Ǿ = POROSIDAD EXPRESADA EN PORCENTAJE Swi = SATURACIÓN IRREDUCIBLE DEL AGUA DE LA ROCA Boi = FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE PETRÓLEO FR = FACTOR DE RECOBRO - PORCENTAJE

•

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METODO ANALOGÍCO VENTAJAS MÉTODO PRÁCTICO, RÁPIDO, BARATO , PUEDE HACERSE ANTES DE PERFORAR DESVENTAJAS FALTA DE PRECISIÓN Y EXACTITUD

METODO VOLUMÉTRICO SE UTILIZA PARA OBTENER EL PETRÓLEO O GAS NATURAL ORIGINAL EN SITIO ( POES – GOES) SE APLICA PARA CALCULAR LAS RESERVAS DE UN YACIMIENTO EN BASE AL POES O GOES EL VOLUMEN DEL YACIMIENTO SE OBTIENE DE UN MAPA ISOPACO. www.ABBYY.com

METODO VOLUMÉTRICO POES = 7758 A h Ǿ ( 1 - SWi Boi POES = PETROLEO ORIGINAL EN SITIO – BLS. 7758 = FACTOR DE CONVERSIÓN: Barriles / Acre – pie A = ÁREA DE DRENAJE – ACRES h = ESPESOR PROMEDIO DE LA FORMACIÓN – PIES Ǿ = POROSIDAD EXPRESADA EN PORCENTAJE Swi = SATURACIÓN IRREDUCIBLE DEL AGUA DE LA ROCA Boi = FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE PETRÓLEO

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METODO VOLUMÉTRICO RES = POES X FR RESp = 7758 A h Ǿ ( 1 – Swi ) BOi

RESg = 43560 A h Ǿ ( 1 – Swi) Boi

RES = RESERVAS BBLS. NORMALES FR = FACTOR DE RECUPERACION

FRp

FRg

METODO VOLUMETRICO GAS ORIGINAL EN SITIO GOES = 43560 x P x A x H x O x (1 - Swi ) Z * T GOES = GAS ORIGINAL EL SITIO, MMPC P = PRESIÓN DEL YACIMIENTO, LPCA A = AREA DEL TAMAÑO DEL YACIMIENTO, ACRES H = ESPESOR PROMEDIO DEL YACIMIENTO, PIES Ǿ = POROSIDAD, FRACCION Swi = SATURACIÓN INICIAL DE AGUA CONNATA - FRACCION Z = FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS T = TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, GRADOS RANKIN

METODO VOLUMÉTRICO CALCULO DE RESERVAS DE CONDENSADO GOES = 43560 A h Ǿ ( 1 – Swi )

PCN de gas condensado

Bg ci

Bg ci = Zgci Ti Pi

FACTOR VOLUMETRICO PROMEDIO DEL GAS CONDENSADO

Zgci = FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PROMEDIO INICIAL DEL GAS CONDENSADO

METODO VOLUMÉTRICO VENTAJAS REQUIERE POCA INFORMACIÓN – PUEDE REALIZARSE TEMPRANO EN LA VIDA DEL YACIMIENTO DESVENTAJAS SE REQUIERE ASUMIR DATOS PROMEDIOS ( FR, POR, H, Swi, etc.)

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES

FACTOR DE RECUPERACION DEFINICIÓN

ES EL PORCENTAJE TOTAL DE HIDROCARBURO ORIGINAL EN SITIO QUE SE ESPERA RECUPERAR EN UN YACIMIENTO DE PETROLEO O GAS

Tema 5 LIMITES DE LOS RESERVORIOS ESTRATIGRAFICOS SEDIMENTOLOGICOS Y DE FLUIDOS

MODELO DE UN YACIMIENTO

1. MODELO ESTRUCTURAL

PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO Tema 6 PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL El gas es definido como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido pero que se expande completamente hasta llenar un determinado espacio. Generalmente el gas es una mezcla de hidrocarbones. Las propiedades que están incluidas en el análisis P.V.T. son los siguientes:         

Peso molecular aparente, Ma Gravedad especifica, S.G. Factor de compresibilidad, Z Densidad, ρg Volumen especifico, v Coeficiente de compresibilidad del gas isotérmico, Cg Factor volumétrico del gas ,Bg Factor de expansión del gas, Eg Viscosidad, μg.

COMPRESIBILDAD DE LOS GASES NATURALES Por definición la compresibilidad del gas es el cambio de volumen por unidad de volumen debido a un cambio unitario de la presión, expresada matemáticamente: Cg = -1/V [dV/dp] (1/psia)…………. (3 - 22) Desde la ecuación de estado de los gases reales V= nRTz/p diferenciando esta ecuación con respecto a la presión si la temperatura es constante tenemos:

{dV/dp}T= nRT {1/p(dz/dp)T-z/p2} en la ecucion 3-22 sustituyendo se generaliza la siguiente relación

1/p*1/z*{dz/dp}T Para el gas ideal, z=1 y [dz/dp]T=0 cg= 1/p……………………..(3 - 23)

cg=

FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS El factor volumétrico Bg, relaciona el volumen del gas en condiciones del yacimiento con el volumen del mismo en superficie, a @ normales, Psc y Tsc Cuando Psc es 14.7 y Tsc es 60°F. Algunas relaciones comúnmente utilizadas son las siguientes: Bg = 0.02827 zT/p Bg = 0.00504 zT/p Bg = 35.35 zT/p Bg = 198.4zT/p

(ft3/PCS) (bbl/PCS) (PCS/ ft3) (PCS/bbl)

El reciproco al Bg se denomina como el factor de expansión y esta designado con el símbolo Eg donde: Eg = 35.37 p/zT (scf/ ft3)………………. (3 - 24)

VISCOSIDAD DEL GAS (μg) La viscosidad del gas depende de la temperatura, presión y composición del gas. Se mide en laboratorio ya se puede estimar con bastante precisión con los gráficos y correlaciones de Lee y Carr, Kobayasi y Burrow. donde μg = viscosidad del gas. cp La viscosidad es la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal. donde: p = presión, psia T = temperatura, ºR Mg= peso molecular del gas, 28.97* γg Es aplicable esta correlación de Lee , para los siguientes rangos: 100 psia< p < 8,000 psia 100ºF < ºF < 340º F 0.9 mol%< CO2 < 3.2 mol% 0.0 mol% < N2 < 4.8 mol %

DENSIDAD • La densidad de un gas ideal es calculado por el reemplazo del peso molecular del componente puro de la ecuación 3-4 con el peso aparente de la mezcla de gas:La densidad del gas por definición es la relación entre las masas especificas del gas y del aire, ambas medidas en las mismas condiciones de presión y temperatura, esto es: ρg = pMa/ RT Donde : ρg = densidad de la mezcla.lb/ ft3 Ma= peso molecular aparente, lb/lb-mol

VOLUMEN ESPECÍFICO El volumen especifico esta definido como el volumen ocupado por la unidad de masa del gas. Para el gas ideal esta propiedad se calcula aplicando una ecuacion. Donde: v = V/m = RT/pMa = 1/ ρg. v = volumen especifico, ft3/lb ρg = densidad el gas, lb/ ft3

GRAVEDAD ESPECÍFICA(S.G.) Se define como la razón de la densidad de un gas a determinada presión y temperatura entre la densidad del aire a la misma presión y temperatura, generalmente a 60° F y presión atmosférica. γg = ρg/ρaire (gamma)g (rho)g/(rho)aire Si sé los rescribe como gas es ideal la gravedad especifica será: γg = {PscMa/RTsc}/{PscMaire/RTsc} O también γg = Ma/M aire = Ma/28.96 (3-10) Donde: γg = gravedad especifica del gas ρ aire = densidad del aire, Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96 Ma = peso molecular aparente del gas Psc = presión Standard, psia Tsc = temperatura Standard, ªR

PROPIEDADES DEL PETRÓLEO Las propiedades FISICAS de interés primario para los estudios de ingeniería petrolera son los siguientes:          

•

Solubilidad del gas, Rs Gravedad especifica del gas en solución Gravedad del fluido,S.G. Densidad del petroleo, γo Coeficiente de compresibilidad del petroleo,Co Coeficiente de compresibilidad del petroleo isotérmico subsaturado,Co Factor volumétrico del petroleo ,Bo Factor volumétrico total,Ct Viscosidad, μo. Tensión superficial, б

GRAVEDAD DEL PETROLEO CRUDO Esta definida como la relación la masa de una unidad de volumen del petróleo a @ especificas de presión y temperatura. La gravedad especifica del petróleo esta definida como la relación de la densidad del petróleo y la del agua. Ambas densidades serán medidas a 60 °F y a la presión atmosférica: γo = ρo / ρw Donde γo = gravedad especifica del petróleo ρo= densidad del crudo, lb/ft3 ρw= densidad del agua, lb/ft3 La densidad del agua es aproximadamente de 62.4 lb/ft3 entonces tendremos que: ρo= γo/62.4 En la industria petrolera se hace referencia a una escala en °API cuya relación matemática es la siguiente:

°API = 141.5/ γo – 131.5

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO (Rs) Se define como la “razón del volumen del gas disuelto a la presión y temperatura del yacimiento y medido a @ Standard , al volumen de aceite residual y medido también a @ estándar”. Se dice que un petróleo crudo esta SATURADO con gas a cualquier presión y temperatura, si al reducir ligeramente la presión libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera se dice que el petróleo esta SUBSATURADO. Existen correlaciones empíricas que son muy comunes su utilización en los cálculos, por los autores:  Standing  Vásquez – Beggs  Glaso  Marhoum  Petrosky – Farsad

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (Bo) Se define como una relación del volumen de un barril en condiciones de yacimiento entre el volumen de un carril en condiciones Standard , es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión Expresado matemáticamente será. Bo= (Vo)p,T/(Vo)s.c. El Bo depende de los siguientes factores: Bo= f(Rs, γg, γo,T) Se tiene varias correlaciones empíricas propuestas por los siguientes autores: Standing  Vasquez –Beggs  Glaso  Marhoum  Petrosky – Farsad  Otras correlaciones

VISCOSIDAD DEL PETROLEO En general la viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, causando únicamente la compresión del liquido, disminuye cuando se incrementa la temperatura. La viscosidad se define también como la resistencia interna al flujo de los fluidos. Se clasifica en tres categorías: Petróleo pesados, saturado y subsaturado Métodos de cálculo de la viscosidad para petróleos pesados.    

Correlación Beal Correlación Chew- Connally Correlación Beggs – Robinson Correlación Egbogah

VISCOSIDAD.- Es la OPOSICION de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad, se llama fluido ideal.

COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO Las siguientes correlaciones nos permiten calcular la compresibilidad del petróleo desarrollada por McCain y otros para presiones debajo del punto de burbuja Ln(co)= -7.573-1.45ln(p) -0.383 ln(pb)+1.402(T)+0.256ln(γo,API)+ 0.449ln(Rs). La correlación Vasquez & Beggs que se utiliza para determinar la compresibilidad del petróleo para presiones por encima de la presión de burbuja. 5 R sb + 17.2 T – 1.180 γ g + 12,61 γo, API – 1.433

Co = [-------------------------------------------------------------------- ⌡ 105 Donde.: T = temperatura, ºF P = presión, psia;

TEMA 7. FLUJO EN MEDIOS POROSOS Introducción. Una formación reservorio está constituida por granos de arena unidos y compactados. Admitiendo que la forma esférica de los granos ocurre con mayor frecuencia probabilística que otras formas, existen espacios huecos que unidos entre sí forman canales de pequeño diámetro, de dimensiones capilares. El movimiento de fluidos a través de estos canales capilares es diferente al de las tuberías de diámetro grande. Son muchas las variables que intervienen en la hidrodinámica de fluidos a través de medios porosos, y aunque hubieron varios intentos de establecer ecuaciones, éstas no resultaron de uso práctico. Darcy observo en su experimento que la velocidad de flujo era directamente proporcional a la diferencia de presiones, en realidad alturas piezometricas, e inversamente proporcional a la longitud del medio poroso: h1 – h2 k Δh µ = k ----------- = --------- ; donde: k = constante de proporcionalidad L L h1= altura piezometrica del punto de ingreso h2= altura piezometrica del punto de salida del agua. L = longitud del medio poroso (filtro de agua Y

LA LEY DE DARCY EN LA PERMEABILIDAD Sustituyendo las alturas piezométricas por presiones, introduciendo el efecto de la viscosidad de! fluido y considerando la dirección de flujo en sentido contrario a la caída de presiones, se establece que, para flujo horizontal: k dp u= --------Donde: µ dx U = velocidad del fluido µ = viscosidad K = permeabilidad efectiva La permeabilidad es la facilidad con la que el fluido se desplaza a través del medio poroso y es exclusivamente una variable para los medios porosos. La permeabilidad efectiva se aplica cuando la arena está saturada por dos ó más fluidos. En honor al descubridor de esta ley, la unidad de medida para ambas permeabilidades es el Darcy (D), y su submúltiplo el milidarcy (md).

FLUJO LINEAL El flujo lineal ocurre en el yacimiento, cuando él fluido se traslada de un punto a otro. Las líneas de flujo son paralelas entre sí y la sección transversal al flujo generalmente es constante. El movimiento se genera cuando existe una zona donde la presión ha disminuido con relación al resto ocasionando que los hidrocarburos viajen hacia esa zona formando un gradiente de presión desde un máximo en la zona de partida hasta un mínimo en ¡a zona de arribo. Si no hay fuga de energía en la zona deprimida, el movimiento cesa cuando la presión se equilibra y el gradiente se toma horizontal. gradiente de presión

Flujo en Estratos Considerando que las rocas reservorio son de origen sedimentario, es frecuente encontrar que la deposición ha formado estratos de cierto espesor colocados en secuencia uno sobre otro. Cada estrato puede presentar características homogéneas dentro su continuidad, pero heterogéneas con relación a los demás. De este modo, la formación puede presentar una configuración de capas superpuestas. En estas capas el flujo se comporta de modo diferente porque cada una de ellas tiene diferente permeabilidad. Se analizarán dos posibilidades: P1 P1 h1 h2 h3  Que las capas estén dispuestas longitudinalmente a la dirección del flujo.  Que las capas estén dispuestas transversalmente a la dirección del flujo.

Flujo Radial

YACIMIENTOS DE GAS Tema 8 Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS Yacimientos de gas seco.Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén . Yacimientos de Gas Húmedo.Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie ( en el separador Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido,

Origen composición mineral y textura • Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. • Las rocas sedimentarias que contienen hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son: • Detríticas y químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias lo que ocurre por un proceso de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca de sedimentación y precipitación selectiva en tiempo y lugar se depositan arenas y lutitas. • Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas.

Yacimientos granulares Yacimientos de calizas y dolomitas.Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas se forman en zonas poco profundas del mar, más conocidas como los arrecifes las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a lixiviación química. Yacimientos de lutita.Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de formación orogénica. Yacimientos de evaporitas.- (Sal, Anhidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de aguas, lo que produce drusas y canales no obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes.

Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósito Yacimientos granulares Yacimientos de Calizas.-Compuesto por sales de calcio y magnesio que se forman en zonas poco profundas del mar Yacimientos de Dolomitas.-Se originan de la sustitución de calcio por magnesio. Yacimientos de lutitas.-Esta serie se encuentra dentro de las rocas sedimentarias, su porosidad es muy efectiva cuando ocurre su fracturamiento.

Yacimientos de gas seco.En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos, permanece en forma gaseosa, tanto en el subsuelo como en fase gaseosa.

Yacimiento de Gas Asociado.Yacimiento donde el gas que se produce en los yacimientos de petroleo, el gas/petroleo y condensado recibe dicho nombre.

Yacimiento de Gas Húmedo. Formado por hidrocarburos muy livianos son yacimientos que producen liquido en superficie a través del sistema de separación.

Yacimiento de Gas Condensado.Yacimientos de hidrocarburos, que están en estado gaseoso por características de presión temperatura y composición.

Yacimiento de gas condensado Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos.

METODO DE CÁLCULO DE RESERVAS Reservas de gas por el método Volumétrico. Podríamos decir que este es uno de los métodos más usados en campos nuevos donde casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros) El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente.

Calculo del gas in situ. Recuperación »unitaria» volumétrica El gas in situ en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y el gas in situ en pies cúbicos y se calcula mediante. G = 43560 * A * H * % Ø (1-SW) 1 Bgi Donde: G = Gas inicial del reservorio 43560 = Factor de conversión de acres a pies cúbicos A = Área del reservorio en acres H = Espesor de arenas netas del reservorio % = porosidad de la roca reservorio. Swi = saturación de agua innata Bgi. = factor volumétrico inicial del gas .

El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera: los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión Bgi = Pb x T X z P x Tb x Zb P = Presión de reservorio Pb = Presión base T = Temperatura de reservorio Tb = Temperatura base Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl = 7758 bbl / 1 acre-pie Si Bgi esta en bbl/ scf, entonces la ecuación seria: G = 7758 X A X H X % ( 1-Swi) 1 Bgi La ecuación volumétrica como dijimos anteriormente es aplicable a campos nuevos antes que cantidades de gas sean producidas para causar una caída de presión en el reservorio .

Yacimientos de Gas sin Entrada de Agua. Cuando se tiene gas monofásico en reservorio, el planteamiento se simplifica porque debido a su gran capacidad de expansión, el vacío que deja el fiuido producido es llenado inmediatamente por la expansión del fluido remanente. Si se asume un volumen poral constante durante la vida productiva del yacimiento, se puede deducir una ecuación de balance de materia por medio de igualar el volumen de gas actual que ocupa el espacio poral, al volumen de gas inicial en el mismo espacio poral; en otras palabras, el gas original estaba contenido en el mismo volumen de poros de roca que ahora ocupa e! gas remanente, o sea:

GBgi = (G-GD)Bg

(4.1)

en esta ecuación, G= es el volumen original de gas a condiciones de reservorio, Bg¡= el factor volumétrico inicial del gas, Gp =el gas producido hasta la fecha del análisis y Bg =el factor volumétrico actual. El volumen que ocupaba el gas original es el mismo que ocupa el gas remanente

Ejemplo En un yacimiento de gas húmedo, al cabo del primer año de producción, se determinó una presión promedio de reservorio de 4455 psia y a esta fecha la producción acumulada ha sido 755 MMpcs. (Millones de pies cúbicos) . Luego de cinco años la presión fue 3122 psia y el volumen acumulado de gas producido 2144 MMpcs. (Millones de pies cúbicos) . La gravedad específica del gas se asume que es constante e igual a 0.63 y la temperatura del reservorio 211°F. El factor Z en condiciones de producción primaria proviene de los análisis PVT de agotamiento a volumen constante obtenidas en laboratorio o con simulador matemático PVT Determinar: a) el factor de recuperación al cabo del quinto año; b) el volumen original de gas en reservorio. Solución: Aunque no es recomendable en la vida real aplicar balance de materia con solo dos puntos por razones obvias, el ejemplo es interesante por ser didáctico para comprender como funciona el método. Con los procedimientos descritos , los valores para Z son los siguientes: Z (4455) = 0.978 4455/0.978 = 4555.215 Z (3122) = 0.907 3122/0.907 = 3442.117

Los valores de p/Z son 4853 y 3442 correspondientemente para cada punto. Luego la ecuación de la línea recta: 4555 – 3442 y – 4555 = --------------- (x – 755) 755 - 2144 Cuando y = 0 X = 6 439.542 MM pcs Volumen original del Gas in situ. El factor de recuperación: FR = 2144/6439.542 = 33.294%

Y - 4555 = 4555 - 3442 ( x – 755) 755 – 2144 Si y = 0 0 – 4555 = 1113 ( x - 755) -1389 ( - 4555) (- 1389) = 1113 ( x – 755) 6 326 895 = 1113 x – 840 315 X = 6 326 895 + 840 315 1113 X = 6 439.542 MM PCS (Millones de pies cúbicos) FR= 2144/6 439.542 FR= 33.294% MMM PC @ c.s MILES DE MILLONES DE PIES CUBICOS MM PC MILLONES DE PIES CUBICOS MMM PC BILLONES DE PIES CUBICOS MMMM PC TRILLONES DE PIES CUBICOS

Yacimientos de Gas con Entrada de Agua En el anterior párrafo se dedujo la ecuación de balance de materia asumiendo un volumen poral constante. Si existe un acuífero activo asociado al reservorio, este volumen poral no será constante y va á depender de la cantidad de influjo o intrusión de agua en el reservorio. Considerando entonces una variación del volumen de poros, una forma más general de escribir la ecuación de balance de materia es: GBgi = (G-Gp)Bg + AVP (4.5) donde AVp es la variación del volumen de poros debido a la intrusión de agua y está expresada en barriles. Esta variación puede expresarse como: AVp = Wc - WPBW Reemplazando esta expresión en la ecuación (4.5): GBgl = (G-Gp)Bg + We - WpBw

(4.6)

RESERVAS DE GAS Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia. GAS NO ASOCIADO es gas libre que no está en contacto con petróleo en el reservorio. GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petróleo en el reservorio. GAS DISUELTO es gas en solución con petróleo en el reservorio Definiciones Las reservas, son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos.

COMPORTAMIENTO DE FASES Tema 9 INTRODUCCION Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna se presentan en las partes mas porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas íntergranulares o con espacios porosos debido a las diaclasas, fracturas y por efectos de soluciones.

Fase.-Se denomina fase a una parte componente del sistema, que es físicamente homogénea y está separada del resto, generalmente en forma bien definida, por una superficie. En un yacimiento petrolífero se pueden encontrar en forma general, dos fases: gas y petróleo y asociada con estas la fase agua.

Tabla 9.1 Características y composición de los diferentes tipos de Fluidos en el Reservorio m

Petróleo

Petróleo Volátil

Gas y condensado

Gas seco

C1 Metano

45.62

64.17

86.82

92.26

C2 Etano

3.17

8.03

4.07

3.67

C3 Propano

2.10

5.19

2.32

2.18

C4 Butano

1.50

3.86

1.67

1.15

C5 Pentano

1.08

2.35

0.81

0.39

C6

1.45

1.21

0.57

0.14

C7+

45.08

15.19

3.74

0.21

PMC7+

231.0

178.00

110.00

145.00

Densidad Relativa

0.862

0.765

0.735

0.757

Color del Liquido

Negro verdoso

Anaranjado oscuro

Café ligero

Acuoso

La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composición y relaciones PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluidos, las cuales se muestran en la Tabla 9.1. Las temperaturas críticas de los HC más pesados son las más elevadas que de los componentes livianos.

Figura 9.1 Diagrama de fases (Presión- Temperatura) Cuando la presión del reservorio cae por debajo del punto de saturación, el diagrama de fases del fluido original no es representativo, ya que el gas y el líquido son producidos a relaciones diferentes de la combinación original, resultando un cambio en la composición del fluido. La segregación gravitacional de las dos fases con diferentes densidades también podrá inhibir el contacto entre las dos fases cambiando el equilibrio en el reservorio. Los reservorios de HC son clasificados de acuerdo a: - La composición de la mezcla de HC en el reservorio. - La presión y temperatura inicial del reservorio - La presión y temperatura de producción en superficie.

DIAGRAMA DE FASES (PRESION – TEMPERATURA) Un típico diagrama de Temperatura y Presión se muestra en la Fig.9.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para • • •

Clasificar los reservorios Clasificar naturalmente el sistema de HC. Describir el comportamiento de fases del fluido. Para un mejor entendimiento de la Fig.3.1 se darán todas las definiciones y algunos conceptos asociados con el diagrama de fase:

Figura 9.2 Diagrama de Fases (Presión- Temperatura)

Propiedades intensivas.- Denominas a aquellos que son independientes de la cantidad de materia considerada como son: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. Es una función principal de las propiedades físicas de los fluidos. Punto critico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para la cual las propiedades intensivas de las fases liquida y gases, son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura critica.

Curva de Burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos, de presión y temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fases, siendo este estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas. El yacimiento de punto de burbuja se considera cuando la temperatura normal esta por debajo que la temperatura critica, ocurre también que por la disminución de la presión que alcanzara el punto de burbujeo.

Curva de roció.- (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos, de la presión-temperatura, en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases, El punto de roció es análogo que al punto de burbuja, siendo el estad de equilibrio de un sistema que esta compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades infinitesimales de petróleo. Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y roció (cricondenbarico y cricondentermico). Esta región coexisten en equilibrio, las fases liquida y gaseosa. Cricondenbar.- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir equilibrio un liquido y vapor.

en

Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor.

Zona de condensación Retrograda.- Es aquella cuya zona esta comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto critico y punto de roció) y que por la reducción de la presión, a temperatura constante, ocurre una condensación. Petróleo Saturado.- Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura: La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual el líquido y el vapor se encuentran en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de roció pueden usarse sinónimamente como presión de saturación. Petróleo Bajo Saturado.- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura. en un fluido no saturado, la disminución de la presión causa liberación del gas existente La cantidad de líquido y vapor pude ser cualquiera. Petróleo Subsaturado.- Es aquel fluido que acondiciones de presión y temperatura que se encuentran, tienen una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería a condiciones de equilibrio.

Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondermico. 2.-Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de roció) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica del punto cricordentermico. 3.-Como yacimiento de petróleo bajo-saturado (de punto de burbujeo) C, donde la temperatura del yacimiento esta por debajo de la temperatura critica. Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos de petróleo saturado, depende, existe una zona de petróleo con un casquete de gas. 2.- Como yacimientos de petróleo saturado sin estar asociado con un casquete de gas, esto es, cuando, la presión inicial es igual a la presión de saturación o burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localiza sobre la línea de burbujeo.

CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS Se aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varia con la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común a los yacimientos de acuerdo a las características de los HC producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tiene reservorios de: - Reservorio de Petróleo - Reservorio de Gas 1 ) RESERVORIOS DE PETROLEO Si la temperatura del reservorio Ty es menor que la temperatura critica Tc del fluido del reservorio este es clasificado como reservorio de petróleo. Dependiendo de la presión inicial del Reservorio, Pi, los reservorios de petróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías:

RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO Si la presión inicial del reservorio Pi es igual Pb y representada en la Fig.3.2 por el punto 1, y es mayor que la presión del punto de burbuja, Pb y la temperatura esta por debajo de la temperatura critica del fluido del reservorio. RESERVORIO DE PETROLEO SATURADO

Cuando la presión inicial del reservorio esta en el del punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra en la Fig.3.2 punto 2, el reservorio es llamado reservorio saturado de petróleo.

RESERVORIO CON CASQUETE DE GAS Si la presión inicial del reservorio esta en el punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra en la Fig.3.2 punto E, el reservorio esta en predominio de una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contienen una zona de liquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior...

Figura 3.2 Diagrama de fases

En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos:    

Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo

negro de bajo rendimiento de alto rendimiento (volátil) cerca del punto critico

Petróleo negro El diagrama de fases nos muestra el comportamiento del petróleo negro en la Fig.3.3, en el cual se debe notar que las líneas de calidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fases del petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de la presión indicada por la línea verticales, la curva de rendimiento de liquido se muestra en la Fig.3.4, es el porcentaje del volumen del liquido en función de la presión. La curva de rendimiento del liquido se aproxima a la línea recta, excepto en las presiones muy bajas. Cuando el petróleo es producido normalmente se tiene un RGP entre 200-1500 PCS/STB y la gravedad esta entre 15-40° API. En el tanque de almacenamiento el petróleo es normalmente de color marrón o verde oscuro

Figura 3.3 Diagrama de fases petróleo negro

Figura 3.4 Curva de rendimiento liquido para el petróleo negro

Petróleo negro de bajo rendimiento El diagrama de fases para un petróleo de bajo rendimiento es mostrado en la Fig.3.5, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que estan esparcidas estrechamente cerca de la curva de roció. En la curva de rendimiento del líquido (Fig. 3.6) se muestra las características de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras propiedades son: - Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB. - Relación Gas- Petróleo menor que 200 pc/STB - Gravedad del petróleo menor que 35° API - Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como se observa con el punto G que esta por encima del 85% de las líneas de calidad de la Fig.3.5.

Figura 3.5 Diagrama de fases petróleo de bajo rendimiento

Figura 3.6 Curva del rendimiento liquido para el petróleo de bajo rendimiento

Petróleo volátil El diagrama de fases para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad estas juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente esparcidas a bajas presiones. Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son: - Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 2.0 bbl/STB. - Relación Gas- Petróleo entre 2000 – 3200 pc/STB - Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API - Baja Recuperación de líquido a condiciones de separador como se observa con el punto G en la FIg.3.7. - Color verdoso a naranja

Figura 3.7 Diagrama de fases petróleo volátil de alto rendimiento

Figura 3.8 Curva de rendimiento liquido para el petróleo volátil

Petróleo cerca al punto critico Si la temperatura de reservorio, Ty esta cerca de la temperatura Tc del sistema de HC mostrado en la Fig.3.9, la mezcla de HC es identificada como petróleo cerca al punto crítico. Porque todas las líneas de calidad convergen al punto critico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF, Fig. 3.9), pude llevar 100% de petrolero del volumen poral de HC a condiciones iníciales al 55% de petróleo al punto de burbuja si decae la presión en un valor de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento característico del encogimiento de petróleo cerca al punto critico se muestra en la Fig.3.10. Este petróleo es caracterizado por el diagrama de fases para un petróleo volátil(alto rendimiento) esta dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad por estar juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente esparcidas a bajas presiones. Este tipo de de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son: * Factor volumétrico de la formación de petróleo mayor a 2.0 bbl/STB. * Relación Gas- Petróleo alta mas de 3000 pc/STB * Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API * Las composiciones son caracterizadas por 12.5 a 20% mol de heptano plus, 35 % o más de etano y el resto de metanos.

Figura 3.9 Diagrama de fases petróleo cerca del punto critico Figura 3.10 Curva de rendimiento liquido para el petróleo cerca del punto crítico

Figura 3.11 Curva de rendimento liquido para diferentes petróleos

RESERVORIOS DE GAS NATURAL Con el advenimiento de las perforaciones profundas fueron descubiertos yacimientos de gas a altas presiones con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente de metano, pero se encuentran cantidades considerables de HC pesados Si la temperatura del reservorio es mayor que la temperatura critica del fluido, el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categorías y estas son:

RESERVORIOS DE CONDENSACION RETROGRADA DE GAS Si la temperatura del reservorio Ty esta entre la temperatura critica Tc y la cricordermica, Tct, del fluido del reservorio, es clasificado como reservorio de condensación retrograda. El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presión del reservorio declina con una temperatura constante, la línea del punto de roció es cruzada y se forma líquido en el reservorio: Este líquido se forma en el sistema de la tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura.

Considerando que las condiciones iniciales de un reservorio de condensación retrogradado de gas es presentado en el punto1 del diagrama de fases (presión- temperatura) de la Fig.3.11, la presión del reservorio esta por encima de la presión del punto de roció, el sistema de HC, el Reservorio muestra una fase simple (fase vapor).Cuando la presión de reservorio declina isotermicamente durante la producción, la presión inicial(punto 1) cae al (punto 2) que es la, presión declinada y esta por encima del punto de roció; existe una atracción entre las moléculas de los componente livianos y pesados, ocasionando su moviendo por separado, esto origina que la atracción entre los componentes mas pesados sean mas efectivos de esta manera el liquido comienza a condensarse. Este proceso de condensación retrograda, continua con la presión decreciente antes de que llegue a de su máxima condensación de líquidos económico en el punto 3. La reducción de la presión permite a las moleculas pesadas comenzar el proceso de vaporización normal. Este es un proceso para lo cual pocas moléculas de gas golpean la superficie liquida. El proceso de vaporización continua cuando la presión del reservorio esta por debajo de la presión de l punto de roció.

RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO CERCA DEL PUNTO CRÍTICO Si la temperatura del reservorio Ty esta cerca de la temperatura critica Tc, como se muestra en la Fig.3.12 la mezcla de HC y es clasificado como reservorio de gas – condensado cerca del punto critico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrito a través de la declinación isotérmica de la presión como se muestra en la línea vertical de 1 – 3 en la fig. 3.12. Todas las líneas de calidad convergen en el punto critico, un aumento rápido del liquido ocurrirá inmediatamente por debajo del punto de roció como la presión es reducida en el punto 2, este comportamiento puede ser justificado por el echo de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la reducción isotérmica de la presión.

Figura 3.12 Diagrama de fase de gas con condensación retrograda

Figura 3.13 Diagrama de fases de gas - condensado cerca del punto critico

RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas húmedo, se presenta en la Fig.3.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricontermica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorios agotado isotermicamente a lo largo de la línea vertical A- B. El gas producido fluye hacia la superficie y por ende, la presión y temperatura del gas declinara. El gas entra en la región de dos fases, en la tubería de producción debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es causado por la disminución suficiente en la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para el líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas. Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la región de dos fases, generando relaciones gas – petróleo entre 50,000 y 120,000 PCS/bbls, el liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr. /cc y los contenidos de licuables en el gas están generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMpc. Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso en cuya composición predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre el 75- 90%, aunque las cantidades relativas de los componentes mas pesados son mayores que en el caso de gas seco.

Figura 3.14 Diagrama de fases de gás húmedo

RESERVORIOS DE GAS-SECO Este tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorios de gas seco, cuyo diagrama se presenta en la Fig. 3.15. Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios e gas seco no producen líquidos en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de HC que produzcan con relaciones gas – petróleo mayores a 120,000PCS/Bbls se considera seco

Figura 3.15 Diagrama de fases de gas seco

DETERMINACION DEL PUNTO DE ROCIO CON LA COMPOSICION DEL GAS La predicción de la presión de roció no es ampliamente practicada debido a la complejidad del comportamiento de la fase retrograda, es necesario la determinación experimental de la condición del punto de roció. Sage-Olds y otros presentaron distintas correlaciones para la determinación de la presión de roció para varios sistemas de condensado. La presión del punto de roció es estimada utilizando la correlación generada por Nemeth y Kennedy, que utiliza la composición y temperatura. Esta se describe como esa presión en la cual los fluidos condensados iniciaran la formación de la primera gota de liquido fuera de la fase gaseosa

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

Diagramas de Fases de Mezclas de Dos componentes

P

Punto Crítico

Envolvente de Saturación

L L+G

G

T W. Gonzales M.

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

Diagrama de Fases de Mezclas Multicomponentes P

Punto Crítico

Pmax

Punto cricondenbárico

L Línea de ebullición

Punto cricondentérmico

L+G

G Línea de condensación ó “dew point”

Tmax

T W. Gonzales M.

Clasificación de Reservorios

P

a

Petróleo Liquido liviano Cricondenbarico

•

Punto critico

Zona retrograda

b c d

Cricondentermico

Diagrama de Fases de Mezclas Hidrocarburíferas

100 %

e

Dos fases

Gas

f

80 % 90 %

T

W. Gonzales M.

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

Condensación Retrógrada de un Gas natural 1

P

Punto Crítico

Pmax

Punto cricondenbárico 2

L Línea de ebullición

Punto cricondentérmico

L+G

G Línea de condensación ó “dew point”

75% 50%

25% de líquido

3

Tmax

T W. Gonzales M.

DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS

Petróleo Volátil En la unidad de separación en superficie

Gas seco

P

•

•

Gas condensado •

Petróleo liviano

•

Petróleo Negro

T

Clasificación de Reservorios P(psi)

Gas seco

Gas condensado Petróleo liviano

2100 2800 3000

Petróleo Negro

1800

DOCENTE : Ing. Walter Larrazabal

270

178

220

280

Cricondenbar (M) - Presión máxima a la cual puede existir liquido y gas en equilibrio. Cricondenterm (N) - Temperatura máxima a la cual gas y liquido coexisten en equilibrio. Punto Crítico (C) - Se puede observar que a temperaturas más altas del punto crítico pueden existir 2 fases.

CONSIDERACIONES: El propano, butano e hidrocarburos más pesados en comparación con el Gas Natural son extraídos, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustión del gas natural.

El vapor de agua se elimina por estos motivos y porque a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de Metano que pueden obstruir los gasoductos. Los compuestos de Azufre son eliminados hasta niveles muy bajos para evitar corrosión.

Tema 10 METODO DE CÁLCULO DE

RESERVAS DE GAS Podríamos decir que este es uno de los métodos mas usados en campos nuevos donde casi no hay mucha información, este método se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que este contiene Aquí, el Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la perforación y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros)

El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se menciono anteriormente. El gas del yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye el volumen poroso disponible para el gas también puede cambiar por la intrusión de agua en el yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas esta relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia , la saturación promedia por el agua innata El gas in situ en el reservorio, es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, el factor volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a condiciones estándar esto es (60ºF y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies

El gas in situ es en pies cúbicos, se calcula mediante: G = 43560 x A x H x % (1-SW) 1 Bgi Donde: G = Gas inicial del reservorio 43560 = Factor de conversión de acres a pies cúbicos A = Área del reservorio en acres . 2000 pies2 H = Espesor de arenas netas del reservorio . 100 % = porosidad de la roca reservorio. 20% Swi = saturación de agua connata. 30% Bgi. = factor volumétrico inicial del gas . 0.90

Para un reservorio natural volumétrico, sin acuífero , ni producción de agua , el gas producido o acumulado una presión determinada es la diferencia entre las estimaciones volumétricas de gas en el reservorio a condiciones iniciales y a condiciones de presiones subsecuentes Gp = 43560 x A x H % ( 1-SW ) ( 1 - 1 ) Bgi Bg El factor de recuperación de un reservorio de gas esta en función de la presión de abandono, y la permeabilidad La presión de abandono para calcular el factor de recuperacion, depende de muchos factores:     

Precio del gas Índice de productividad de los pozos Tamaño de campo Ubicación con respecto al mercado Tipo de mercado

El factor volumétrico del gas se puede expresar de la siguiente manera: los pies cúbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento debido a que el factor volumétrico del gas varía con la presión. Bgi = Pb x T x z P x Tb x Zb P = Presión de reservorio Pb = Presion base T = Temperatura de reservorio Tb = Temperatura base Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie Si Bgi esta en bbl/ scf entonces la ecuación seria: G = 7758 x A x H x % ( 1-Swi) 1 Bgi

RECUPERACION UNITARIA DE YACIMIENTOS VOL. DE GAS Volumen de agua innata, Vg Espacio poroso disponible para el gas, Espacio poroso del yacimiento, G = 43560*A *h* Φ *(1 – Sw) * Bg

ft3 = 43560* Φ *Sw ft3= 43560* Φ*(1-Sw) ft3= 43560* Φ ( PCS/@- ft)

Donde: .

Vg = Volumen poroso para el gas. Acre-ft Φ= Porosidad, fracción Sw = Saturación promedio del agua innata, fracción Bg = Factor volumétrico del gas, PCS/ft3 PCS= pies cúbicos normales A = area en acres; 1 acre = 43560 p2; 1 acre= cuadrado de 208.71 pies 1 Bbl = 159 lts = 42 gal.; 1 m3 6.2981 Bbls=35. 314 ft3 1 acre = 208.712 = 43559,8641 = 43560

CAPITULO 11. BALANCE DE MATERIALES EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO DE GAS Introducción.- El método del balance de materiales se fundamenta en el principio de conservación de energía. El volumen de control sobre el cual será aplicado este principio es el yacimiento. Este método toma en cuenta varios factores. Se aplica para la totalidad del yacimiento. Considera lo siguiente:  Es la aplicación de la Ley de Conservación de la materia a la producción de fluidos de un Reservorio.  Balance entre los materiales en el yacimiento (subsuelo) y los materiales producidos (superficie).  Una masa de materia bajo una condición determinada (P,T), es igualada a la misma masa de materia a otra condición diferente (P1, T1). Se relaciona la producción de fluidos con la caída de presión que ocurre en un reservorio

Fundamentación.- El método del balance de materiales se fundamenta en que el volumen poroso de un yacimiento (volumen de control) permanece constante o puede ser determinado cada vez que se produce una reducción de la presión del yacimiento como consecuencia de la producción de los fluidos. En este sentido, un balance de fluidos del yacimiento puede ser expresado de la siguiente manera:

El volumen de los fluidos presentes en el yacimiento en un determinado momento será igual al volumen de los fluidos iniciales menos el volumen de los fluidos producidos.

Suposiciones: las suposiciones del método del balance de materiales son: Se basa en el concepto de la conservacion de la materia. El Reservorio es considerado como un tanque donde hay un intercambio de volumenes o mas propiamente, donde los espacios vacios que provoca la produccion es llenada por la expansion de los fluidos. La exactitud de este metodo radica en la correcta determinacion de las propiedades de roca y fluidos y la presion estatica del reservorio. -Permite efectuar proyecciones al futuro. -Requiere historiales de produccion. -Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes. La producción de petróleo y gas de un yacimiento es una operación donde se aplica la Ley de la Conservación de la Masa. En general se hace un balance entre los materiales producidos. Este balance se acostumbra hacerlo en base volumétrica, aunque no es estrictamente necesario. En su forma más simple, la ecuación de Balance de Materiales (EBM) para los fluidos de un yacimiento, puede escribirse en la siguiente forma:

VOLUMEN INICIAL = Volumen remanente + Volumen Producido.

Los volúmenes se miden a las mismas condiciones.

USOS DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES lLa ecuación de Balance de Materiales se ha empleado durante muchos años para: a) Determinar el petróleo originalmente en sitio (POES) y del Gas Original en sitio (GOES). b) Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualqier tiempo c) Calcular la intrusión o influjo de agua al yacimiento por expansión de un acuífero. d) Predecir el comportamiento de presión/ producción del yacimiento bajo diferentes esquemas de explotación. Masa Final = Masa de Gas Inicial en el yacimiento + Masa de Gas remanente

Aunque en algunos casos es posible calcular simultáneamente el petróleo inicial y la intrusión de agua, generalmente uno de los dos debe conocerse independientemente del Balance de Materiales.

METODO VOLUMETRICO. DETERMINACION DEL PETROLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) N= 7758 xAx hx Øx (1-Sw)FM B0i

 N= POES, (Petróleo original en sitio) en BN (barriles normales o a superficie)  7758 = Factor de conversión BLY Acres ft A=Área del yacimiento (acres) h= Arena neta petrolífera (ft). Espesor de la roca yacimiento, en pies (ft) Ø= Porosidad (%) Swi= Saturación de agua connata (%). Saturación de petróleo inicial. Fm= 1 = Factor de merma BLN Boi BLY Boi= Factor volumétrico de formación del petróleo original. BLY BLN

El valor calculado corresponde al POES, que es la cantidad original o inicial de petróleo existente en la roca yacimiento antes de producir. El área del yacimiento es expresado en acres y el espesor en pies, por tanto el volumen será obtenido en acres – pie, pero en este caso se llevará a pies cúbicos por referirse al gas hidrocarburo . Existen 43,560 ft2 = 1 acre. Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de Gas, la ecuación 1 general se transformará en: G = 43 560 *A *h* Ø * Sgi Bgi

Donde: G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN) A= Área del yacimiento en acres h = Espesor del roca yacimiento en pies Ø = Porosidad de la roca yacimiento, en fracción Sgi = 1 – Sw Bgi = Factor volumétrico inicial de formación del Gas, en PCY/PCN El valor calculado (G) corresponde al GOES, gas original en sitio o la cantidad de gas en pies cúbicos originalmente en el yacimiento.

Definición de Yacimiento Petrolífero Se denomina genéricamente Yacimiento Petrolífero (Reservorio) a toda clase de reservorio natural que en el momento de su descubrimiento, y en las condiciones originales de presión y temperatura, contenga una mezcla de hidrocarburos líquidos. Clasificación de los Yacimientos Yacimientos Sub-Saturados (Petróleo Negro) Yacimientos Saturados (Petróleo Volátil)

Yacimientos de Gas o Gasíferos (Gas seco, gas retrógrado y gas condensado)

Yacimiento Sub-Saturado Son yacimientos , donde el sistema se encuentra en el reservorio en una sola fase líquida, es decir no presenta fase gaseosa.

De este modo todos los hidrocarburos, que en condiciones de

superficie puedan ser gaseosos, en el yacimiento se encuentran disueltos en la fase líquida. En estos yacimientos, la presión original debe ser superior o igual a la llamada Presión de Burbuja.

Yacimiento Saturado Son aquellos que en las condiciones de presión y temperatura originales contienen, como sistema de hidrocarburos en ambos fases, liquido y gaseoso.

Se dice que un petróleo crudo, está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Yacimiento de Gas o Gasífero Son aquellos en los queue las mezclas presenten una relación de líquido a gas no superior a 13.21 galones de hidrocarburos líquidos por cada 0.03 MMCF de gas, medidos en condiciones «estándar» (o de referencia) de 14,7 PSI y 59 ºF de temperatura.

Existen: Yacimientos Sub-Saturados (Petróleo Negro) Yacimientos Saturados (Petróleo Volátil)

Yacimientos de Gas Condensado Yacimiento de Gas Retrógrado Yacimiento de Gas Seco

Capitulo 12. BALANCE DE MATERIALES EN YACIMIENTOS DE PETROLEO SUBSATURADO El término sub-saturado indica que el petróleo no está completamente saturado de gas lo que significa que todavía puede disolverse cierta cantidad en él. En estas condiciones el yacimiento se encuentra sobre el punto de burbuja y por lo tanto los hidrocarburos se encuentran formando una sola fase. Obviamente no existe casquete de gas original.

FACTORES VOLUMETRICOS • Factor de recuperación.- La relación N/N que representa la fracción de petróleo recuperado constituye el factor de recuperación FR, que también puede expresarse en porcentaje. • Al inicio de la vida productiva no se conoce el valor de la producción acumulada, y por lo tanto no se puede determinar el factor F

Ejemplo .Un reservorio de petróleo produce por empuje de gas disuelto. A su descubrimiento la presión fue 4100 psia. Después de un periodo de producción, la presión es 3800 psia. Calcular el factor de recuperación para este periodo. Datos adicionales:

cWc = 28%,

CF = 9x10-6 psi-1,

Cw =3x10-6.

PVT: Punto de burbuja=3789 psia Presión(psia) 4100 3800

B0(bl/bls) 1.45 (Bo) 1.49 (Bi)

0.04/435 = 9.2 x10-5

Solución: El factor de compresibilidad de petróleo es: C 0 = (1,49-1,45)/(1,45)(300) c0 = 9,2x10-5 psi-1 el factor de recuperación a la presión de 3800 psia, se obtiene con el siguiente cálculo: FR = N P = 1.49 N 1,45

[ (92)(0,72) + (3)(0,28)+9 x 10 -6 ](3*10-06 )

* Sw = 1– 0.28 = 0.72

0,72

FR= 1.027 ( 66.24 + 0.84 +9.10-06 ) 3*10-06

0.72 FR = 1.027 (67.08) 3.10-06 ; 1.027 (93.167) 3*10 -06 ; 2.867 . 10-03 *100 0.72 1.027 * 93.1676 =

(95.682) * 3*10-06 = por lo tanto, el porcentaje de petróleo recuperado hasta este momento (cuando la presión llegó a 3800 psi) es: FR = 2.87 %

Ejemplo: Se tiene un yacimiento de Gas Natural Seco, con la forma de un Prisma Rectangular de 5000 ft. de largo, la porosidad Ø es 12.5 , saturación de agua connata de 20 %, la presión inicial fue de 4200 {psia}. Datos: Z = 0.96 Ø = 12.5 % = 0.125 T yacimiento = 160 ºF + 460 = 620 ºR Sw = 20 % = 0.20 Longitud = 5000 ft. Pi = 4200 psi. {Presiòn} Ancho = 300 ft. Bgi= 0.02827 Alto = 50 ft. a) Calcular el volumen inicial de Gas en el yacimiento.

50 ft 300 ft

•

5000 ft

G = 43560 * A * h * Ø (1 – S w ) Bgi

Bgi = 0.02827

Zi * T = 0.02827 (0.96) (620 ºR) = 4.0 * 10-4 Pi 4200 Psi

A = 5000 ft * 300 ft = 1 500 000 ft2 *

ft /PCs

1_acre_ = 34. 435 acres 43560 ft2

Bgi = 0.02827 * 0.96 * 620 = 4.00*10-3 ft3 / PCs 4200 G = 43560 * 34.435 * 50 * 0.125 * (1- 0.20) = 1874. 98 MMPCs (Millones 4.00 * 103 de pies cúbicos) 1.874 MMM Pcs (Billones de Pies Cubicos) ºR = ºF + 460

Ejemplo.- Cálculo del Volumen de Gas en Reservorio. Factor volumétrico: Bgi = 0.02827 Z *T ft3 / Scf Pi G = 43560 * A * h * Ø * (1- Sw ) Bgi

Gp = 43560 * A * h * Ø * (1-Sw )

1 Bgi

1 Bga

G = (scf) Gp = cantidad de gas a un tiempo dado FR= factor de recuperación A = (acres) Gi = gas inicial h = (pies) Bgi = (ft3 / scf ) factor volumétrico del Gas en formación Boi = 1.125 factor volumétrico del petróleo en formación.

Datos: A = 3000 Acres ; T = 150ºF + 460 = 610 ºR ; h= 30 ft ; Pi= 2600 psi Ø = 0.15 ; Sw = 0.20 P Z 2600 0.82 1000 0.88 400 0.92 a) Calcular G p y FR., a 1000 y 4000 (psi) Càlculo de volumen poral: Vporal = 43560 * A * h * Ø = 43560 * 3000 * 30 * = 0.15 1 000 000 = 588, 060, 000.00 = 588, 06 MM ft3 Bgi = 0.02827 Zi * T P

= 0.02827 * 0.82 * 610 = 5.43 * 10 -3 {ft 3 / scf } 2600 Bg 1000 = 0.02827 * 0.88 * 610 = 0.01517 {ft 3 /scf } 2600 Bg 400 = 0.02827 * 0.92 * 610 = 0.03 97 {ft 3 / scf}

Gi = 588.06 *106 (1-0.20) = 86,63 MMM (scf) = 8 663 867 404 Billones 0.0543

G1 = 588.06 * 106 (1-0.20) = 31,011 MMM {scf} = 31,101, 173,388.00 Billones 0.001517 G2 = 588.06 *10 (1- 0.20) = 11,850 MMM {scf} = 1, 185, 007,557.00 Billones 0.0397

FR10009 = 86.63 -31.011 = 0.642 = 6420% 86.63 FR400 =

86.63 – 11.850 = 0.863 = 86.32% 86.63

Ejemplo.- Calcular la cantidad de Gas inicial Gi, y la cantidad de Gas a un tiempo dado Gp. Datos: Sw = 0.3 = 30% Bgi = 0.8 Bga = 0.9 h = 200 ft A = 100 acres Ø = 0.4 = 40% Gi = ?

Gp = ?

Gi = 43560 * A * h * Ø * (1-Sw) { 1 } Bgi Gi = 43560 * 100 * 200 * 0.4 * (1-0.3) { 1 } Gi = 297, 920, 000 Millones 0.8 Gi = 297, 92 * 106 MM PCs Gp = 43560 * A * h * Ø * (1-Sw) { 1 Bgi

1 } Bga

Gp = 43560 * 100 * 200 * 0.4 (1-03) { 1 - 1 } 0.8 0.9 Gp = 34, 151, 040.00 Millones Gp = 36,21 *106 MM PCs

Ejemplo .Un reservorio de petróleo produce por empuje de gas disuelto. A su descubrimiento la presión fue 4100 psia. Después de un periodo de producción, la presión es 3800 psia. Calcular el factor de recuperación para este periodo. Datos adicionales:

cWc = 28%,

CF = 9x10-6 psi-1,

Cw =3x10-6.

PVT: Punto de burbuja=3789 psia Presión(psia) 4100 3800

B0(bl/bls) 1.45 (Bo) 1.49 (Bi)

0.04/435 = 9.2 x10-5

Solución: El factor de compresibilidad de petróleo es: C 0 = (1,49-1,45)/(1,45)(300) c0 = 9,2x10-5 psi-1 el factor de recuperación a la presión de 3800 psia, se obtiene con el siguiente cálculo: FR = N P = 1.49 N 1,45

[ (92)(0,72) + (3)(0,28)+9 x 10 -6 ](3*10-06 )

* Sw = 1– 0.28 = 0.72

0,72

FR= 1.027 ( 66.24 + 0.84 +9.10-06 ) 3*10-06

0.72 FR = 1.027 (67.08) 3.10-06 ; 1.027 (93.167) 3*10 -06 ; 2.867 . 10-03 *100 0.72 1.027 * 93.1676 =

(95.682) * 3*10-06 = por lo tanto, el porcentaje de petróleo recuperado hasta este momento (cuando la presión llegó a 3800 psi) es: FR = 2.87 %

GRAVEDAD (GRADOS) API La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. Por ejemplo, si una fracción de petróleo flota en otra, significa que es más liviana, y por lo tanto su gravedad API es mayor.

Matemáticamente la gravedad API no tiene unidades. Sin embargo siempre al número se le coloca la denominación grado API. La gravedad API es medida con un instrumento denominado densímetro. La fórmula para obtener la gravedad API del petróleo viene dada a partir de la gravedad específica (GE a 60ͦ F) y es la siguiente:

Se usa un hidrómetro para medir directamente la densidad relativa de un líquido. Normalmente se utilizan dos escalas hidroméricas - La escala API que se utiliza PARA productos de petróleo. - Las escalas Baumé, que a su vez usan 2 tipos: uno para líquidos más densos que el agua y otro para líquidos más ligeros que el agua. Las relaciones entre estas escalas hidrométricas y el peso específico son:

Por ejemplo: un petróleo que tiene una densidad a 6O °F de 0.9 g por centímetro cúbico, tendrá una densidad relativa de 0.9 con respecto al agua a la misma temperatura

FIN