Balance de Materiales

Algunas consideraciones finales acerca de la selección de fluidos para la inyección De las discusiones y ecuaciones presentadas, al considerar exclusivamente la tasa de vaciamiento y los consiguientes cambios depresión, se puede afirmar que para esos fines es indiferente que un yacimiento se le inyecte gas, agua, gas y agua u otros fluidos, siempre y cuando ello se haga utilizando los volúmenes requeridos para lograr la tasa neta de vaciamiento deseada. Sin embargo, lo dicho es una verdad a medias porque para seleccionar finalmente el o los fluidos que van a ser inyectados y también una vez elegida la magnitud de la presión que se debe mantener, hay que tomar en consideración otros factores que se mencionan a continuación: - Disponibilidad . Es muy importante la disponibilidad y asequibilidad del fluido deseado para inyectar. Además de sus características y propiedades, son importantes los volúmenes deseados, y los aspectos de costos, gastos e inversiones. Tratándose del gas, a veces e...

Algunas ventajas generales del mantenimiento de presión mediante la inyección de fluidos - Al inyectar fluidos para mantener alta la presión estática del yacimiento, también se mantiene alta la presión de flujo de los pozos, por ende disminuyendo los requerimientos de levantamiento artificial. - En los yacimientos que están produciendo mediante levantamiento artificial ya instalado, es ventajoso que al iniciarse la declinación de la presión de fondo se comience a inyectar fluidos, para mantener el valor cercano a la presión utilizada para diseñar el sistema de levantamiento artificial. Esta acción conduce a mantener la eficiencia del sistema instalado. - En general , mantener elevada la presión, en principio, debe mejorar la cantidad extraída del POES debido a que el fluido inyectado estaría barriendo una saturación de petróleo (So) que tiene un factor volumétrico (Bo) mayor. Algunas ventajas especificas para mantener la presión inyectando gas - Para aquellos yacimientos que originalme...

C. Producción de líquidos de yacimientos de gas Se define como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor (Py,Ty). Sin embargo, este tipo de yacimiento puede producir cierto volumen de líquidos por condensación, lo cual ocurre en las tuberías de producción y en las instalaciones de superficie. Esta condensación ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento . Las ecuaciones : y continúan siendo aplicables en estos casos. Sin embargo, hay que tener la precaución de convertir los líquidos producidos a su respectivo volumen gaseoso y agregar este a los volúmenes registrados de gas producido. Este procedimiento es indispensable porque los hidrocarburos producidos como líquidos también eran gaseosos a condiciones de yacimiento y procedieron de este, ocasionando la correspondiente disminución en el volumen o volúmenes de "gas producidos", medido o medidos como "gas seco" . FUENTE: Efraín E. B...

B. Yacimientos de gas con influjo de agua (no volumétricos) Generalmente, cuando se trata de evaluar cuantitativamente el comportamiento de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presión y de la producción. La recolección de esta información facilita la preparación de un gráfico de los valores P/Z vs Gp. Si se obtiene una línea recta, se puede concluir, según el análisis de la sección A, que el yacimiento es volumétrico. Inclusive, se puede proceder a la extrapolación de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicialmente en sitio en el yacimiento (Gi). Si la línea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto indica que el yacimiento no es volumétrico sino que, además de la energía que posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energía adicional al volumen de control, y la procedencia de esta energía es atribuible al empuje de un acuífero. Gráfico de un yacimiento típico de gas volumétrico(a) y de u...

Casos especiales A. Yacimientos volumétricos de gas (sin influjo de agua) En el caso de yacimientos volumétricos las expresiones We y Wp son descartables. De allí que la ecuación Se obtiene: Pce, Tce son fijas Vi es un valor constante por ser el yacimiento volumétrico Ty es constante Zi es un valor fijo se describen las condiciones iniciales. Al despejar Gp se obtienen: Luego: Sin embargo: y se obtiene: Esta expresión corresponde a la ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos Volumétricos de Gas. Observemos que la ecuación representa una recta cuya pendiente es m y se puede concluir que para una presión teórica de abandono de cero lppc ha de haberse producido la totalidad del gas inicialmente en sitio en el yacimiento (Gi). Fig. Representa el caso típico de un yacimiento volumétrico de gas. La extrapolación de la línea de Gp = Gi: Generalmente, la manera de utilizar las ecuaciones medidas de Pf durante el crecimiento de Gp, calcular los valores de Z correspondientes a cada...

POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las...

COEXISTENCIA DE PETRÓLEO SUBSATURADO CON UN CASQUETE DE GAS - EL DIÓXIDO DE CARBONO EN EQUILIBRIO CON PETRÓLEOS PESADOS Se analiza el caso de un reservorio con petróleo pesado ( El casquete gasífero está constituido mayoritariamente por CO2 y la subsaturación está documentada por tres muestreos PVT independientes realizados en distintos puntos de la estructura. La historia de producción también muestra numerosos pozos con bajas RGP, compatibles con fluidos subsaturados. En las primeras evaluaciones de la información termodinámica se planteó una posible falta de representatividad de todos los estudios PVT. Sin embargo existen suficientes razones para considerar que el casquete con CO2, la trampa con elevado buzamiento y la densidad del petróleo son compatibles con petróleos muy subsaturados en equilibrio termodinámico. En general, la existencia de fluidos más densos en niveles estructuralmente más elevados que los fluidos menos densos, resulta inestable. Esta situación genera corrientes...