Balance de Materiales

Acuíferos y descensos leves de presión: Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas es muy grande, los cambios de presión a través del yacimiento son muy leves. Esta situación acarrea dificultades en la aplicación de la EBM, principalmente debido a que las diferencias de las propiedades PVT no son significativas y también influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio los parámetros Bo, Rs y Bg. Medición de fluidos producidos: Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneos de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores de medición, los estimados de N y We son muy altos. El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas pr

Existen ciertas situaciones en las cuales no se cumplen las suposiciones que se usan para la derivación de la EBM en yacimientos de petróleo con gas disuelto, una de las suposiciones principales es la del equilibrio total e instantáneo entre las fases característica que, no ocurre generalmente debido a que la suposición es muy ideal. Haga click en la imagen para ampliarla. Estas fuentes de error pueden ser: Presión promedio de yacimiento Supersaturación de hidrocarburos líquidos Selección inadecuada de PVT Acuíferos y descensos leves de presión Medición de fluidos producidos Petróleo activo Estimados de m Presión promedio de yacimiento: La suposición del equilibrio total e instantáneo, el yacimiento se comporta como un tanque ubicado en un “volumen de control”. De allí la suposición que todos los hidrocarburos, para un momento dado, se encuentran a la misma presión. Se debe tener en cuenta que las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas del sistema, y cuando sea fact

Los estudios geológicos deben evaluar el tamaño y la forma del acuífero, e identificar otros yacimientos en la cuenca que compartan un acuífero común. Cuando esto suceda deben hacerse estudios de evaluación de interferencia de presión entre los yacimientos. No tiene nada extraño que el comportamiento de la presión de pequeños yacimientos en una cuenca esté dominado por la producción de los grandes yacimientos que se abastecen de grandes volúmenes de agua de la cuenca. La tasa de producción que se puede mantener en un yaci ­miento por empuje de agua depende de la fuerza y del tamaño del acuífero. Si a éste le falta la potencia o el tamaño para mantener la presión del yacimiento a niveles deseados, la práctica moderna es unificar e inyectar agua para mantener la presión. Por ausencia de la inyección de agua la presión podría decaer a niveles a los que no se podría mantener la deseada tasa de producción. Además, el desplazamiento de petróleo por agua a bajos niveles de presión es menos ef

En el caso de yacimiento de gas, si estos son volumétricos (se encuentran libres de asociamiento con agua o petróleo), la recuperación primaria del gas es la mas efectiva, ya que debido a la propiedad de expansión del gas, la energía que posee el yacimiento es suficiente para recuperar hasta el 80 % del gas original in situ, contrario a los yacimientos de petróleo, donde por recuperación primaria se recupera solo entre el 20% y 30% de petróleo original in situ. Si los yacimientos de gas son no volumétricos (se encuentran asociados a acuíferos), en este caso, la recuperación primaria por el empuje del agua disminuye su efectividad, debido a que el agua absorbe parte del gas lográndose recuperar entre un 50% y 60% del gas original in situ. Por otro lado si los yacimientos son asociados a petróleo , o disueltos, es decir en solución con petróleo, en estos casos, es necesario de un mecanismo de bombeo o recuperación secundaria, y por lo general en estos yacimientos solo se logra recupera

Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que: 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. La ecuación de balance de materiales se usa para : Determinación del petróleo Original en sitio (POES) o del Gas Original en sitio (GOES). Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del compor

Clasificación de acuerdo a criterios de condensación: Yacimientos de gas seco : Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores, que no condensan ni en yacimiento ni en superficie. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas. Yacimientos de gas húmedo : Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios, que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de superficie. Yacimientos de gas condensado: Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión o aumentar la temperatura se condensa, por estas anomalías se denomina condensación retrograda. Clasificación de acuerdo al espacio poroso: Yacimientos Volumétricos: son aquellos yacimiento

C ARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE AGUA Un yacimiento de empuje de agua es uno en el que la fuente predomi­nante de energía para producir el petróleo es el avance del agua procedente de un acuífero colindante. Si otra fuente de energía suple una cantidad significativa de la energía total que impulsa la producción de petróleo, se considera que el yacimiento está bajo un empuje combinado. Tal es el caso, de un yacimiento bajo empuje de agua que contenga un casquete de gas, bien sea primario o secundario. El empuje por gas en solución podría tener una muy limitada participa­ción en el yacimiento bajo empuje de agua, pero si tal empuje es importante, entonces el yacimiento sería uno de empuje combinado. FUENTES DE ENERGÍA La fuente primaria de energía de yacimiento de empuje de agua es la expansión de la roca y del agua en un acuífero que suple la afluencia del agua hacia el yacimiento. En algunos casos el acuífero es reabastecido por aguas desde la super­ficie, por lo que la af

FORMACIÓN DE UNA CAPA SECUNDARIA DE GAS Algunos yacimientos que originalmente no contienen una capa de gas pueden desarrollarla durante su historia de producción. Estas capas secundarias son el producto de la migración del gas en solución liberado que se mueve hacia la cresta de la estructura. En yacimientos de grueso espesor y alta permea­bilidad, o yacimientos de buzamiento muy pronunciado, mu­cho del gas liberado puede ser efectivamente utilizado. La figura 3 indica cómo el gas liberado se puede mover en el yacimiento para formar una capa de gas secundaria. La tasa a la que puede formarse una capa secundaria de gas está limitada por la cantidad total de gas en solución que haya sido liberada en el yacimiento y por la tasa de drenaje de petróleo de las áreas de la cresta. Como se muestra en la figura 3,una zona delgada y de alta saturación de gas, cerca del tope de la formación puede proveer un camino para que el gas liberado llegue a la cresta de la estructura; naturalmente que para

CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS BAJO EMPUJE POR CAPA DE GAS En un yacimiento bajo empuje por capa de gas, la zona petrolífera tiene un área suprayacente de gas debido a que la cantidad total de gas en el yacimiento fue demasiada como para ser retenida en solución por el petróleo a la presión existente en el yacimiento. Cada barril de petróleo está saturado de gas; el resto, llamado gas libre, emigra hacia los puntos estructurales más altos en el yacimiento porque es más liviano que el petróleo. El contacto gas-petróleo es siempre moderado, pero agudamente delineado por una zona de transición que cubre solamente unos cuantos pies o menos. Según la geometría del yacimiento, puede ser que la capa de gas cubra casi toda la zona petrolífera o solamente una parte de ella.(Figura1). En el yacimiento A la capa de gas cubre la mayor parte de la zona petrolífera. Esto es similar a un empuje por agua y la conificación en los pozos puede ser un problema serio durante toda la vida productiva del yac

Se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento. La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos. | Fluidos iniciales | - | Fluidos Producidos | = | Fluidos Permanentes | Algunas características a considerar en la EBM : La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. Para el análisis volumétrico se definen tres zonas: la zona de petróleo, la zona de gas y la zona de agua que existe dentro del volumen de control. Una de las principales suposiciones es que las tres fases (petróleo, gas y agua) siempre están e

CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN El gas está disuelto en el petróleo en casi todos los yacimientos y proporciona, en parte, la energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por debajo del punto de burbujeo, el gas en solución liberado ayuda a empujar el petróleo hacia los pozos produc­tores. Si el yacimiento inicialmente no tiene un casquete de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la energía para la producción de petróleo. En otros casos, el casquete de gas o el acuífero puede suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución contribuye en pequeña escala. Sin embargo, en yacimientos de grueso espesor y con buena permea­bilidad vertical, o en yacimientos con cierto buzamiento, la gravedad puede tener influencias en su funcionamiento. En estas circunstancias el gas liberado puede desplazarse hacia arriba para formar un casquete de gas secundario. Con esto no solamente la energía del gas en soluc

CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SUB SATURADOS Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua se expande originando f

Para la evaluación global de un yacimiento, es necesario realizar una serie de análisis que permitan identificar, caracterizar, definir y describir el comportamiento individual de los pozos o de un grupo de ellos, y su interrelación e impacto en el yacimiento general del yacimiento/área bajo estudio. Este análisis permite la identificación de los mecanismos de producción predominantes, la presencia de límites, irregularidades en el proceso de fluidos/roca ya identificadas en procesos previos y la estimación de la distribución de los fluidos en el yacimiento. Los resultados de la integración del análisis efectuado son de gran utilidad en el "monitoreo" continuo del comportamiento de los yacimientos, tanto de recuperación primaria como de aquellos sometidos a procesos de recobro adicional. Asimismo, constituye un insumo que puede explicar determinados comportamientos de un yacimiento en particular, así como también optimizar el estudio de los mismos por técnicas convencionales

Producción por Mecanismo de Empuje por Gas en Solución: Es también llamado empuje por gas disuelto; es comúnmente comparado con el efecto de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el envase. En este caso la energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petróleo. Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de petróleo del mundo. No existe producción de agua ya que la saturación de agua esta cerca del valor irreducible. La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declina rápida y continuamente. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 al 20% del POES. Producción por Mecanismo de Empuje por Capa de Gas: Este mecanismo de empuje se produce porque a medida que se reduce la presión, la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de b

Los Análisis PVT se llevan a cabo realizando ensayos de muestras de fluidos a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas. Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos del yacimiento durante las etapas normales de su explotación. La solubilidad del gas en el petróleo va a depender de: la presión, temperatura y de la composición del gas y del petróleo. De acuerdo a la solubilidad se puede clasificar los yacimientos en saturados y subsaturados. Se dice que el petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T cuando al disminuir un poco la presión se libera gas de la solución; mientras que, el petróleo de un yacimiento subsaturado con gas es aquel que a cualquier P y T al reducir ligeramente la presión no se libera gas de la solución, esto muestra que no hay gas libre en contacto con el petróleo. Los parámetros PVT son los siguientes: • Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (Bo): Es el volumen de barriles que ocupa en el yaci

Espesor de Arena Petrolífera Neta: Es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes criterios: límite más bajo de porosidad, límite más bajo de permeabilidad, límite más alto de saturación de agua. Porosidad: Es la fracción del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por espacios vacíos. Permeabilidad: Es una medida de la facilidad con la cual una formación permite a los fluidos pasar a través de la misma. Permeabilidad Relativa: Si una formación contiene dos o más fluidos inmiscibles, y se encuentran fluyendo a la vez; cada fluido tiende a interferir con el flujo de los otros. Esta reducción de la facilidad de un fluido para fluir a través de un material permeable es denominada el efecto de permeabilidad relativa. Movilidad: Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Saturación de Fluidos: Se denom

Los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos presentes naturalmente en un yacimiento de petróleo y gas son fácilmente reconocibles a través de un diagrama presión-temperatura (P-T) como el que se muestra en la fig. 1. Fig. 1 Haga click en la imagen para ampliarla. Este es un diagrama de fases generalizado donde se pueden observar las envolventes de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. Los puntos de burbujeo son los puntos donde la fase líquida contiene una cantidad infinitesimal de gas, es decir, donde aparece la primera burbuja. Los puntos de rocío son los puntos donde la fase gaseosa contiene una cantidad infinitesimal de líquido, es decir, donde aparece la primera gota. Las curvas de burbujeo y rocío se unen en el punto crítico , punto donde las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa, densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son iguales. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del l