mecanismo de produccion

Mecanismo de produccion
la sola existencia de hidrocarburo no basta en un yacimiento, es indispensable que el sistema de yacimiento tenga una energia suficiente que sea capaz de llevar a los fluidos hacia el pozo productor, que es la conexion del yacimieto con el medio exterior.Al considerar las diferentes fuerzas del yacimiento hay que definir los diferentes mecanismo que generan energia para mantener los pozos produciendo comercialmente por el tiempo mas largo posibles, los cuales son :


compresibilidad de los liquidos

esta fuerza de expulsion tambien se debe a una disminucion de la presion donde los liquidos se expanden, para los liquidos que son ligeramente compresibles y para otros que sean mas compresibles, si el cambio de presion es pequeño se puede suponer una compresibilidad promedio constante, para el intervalo de presion escojido.
compresibilidad de los gases

los gases son mas compresibles que los liquidos por lo tanto la ecuacion queda:
esto para gases reales los cuales no solo dependen de la presion si no tambien del factor Z.
Hay que tener en cuenta que este factor z a bajas presiones se puede asumir constante, igual a 1.
liberacion de gas en solucion

los hidrocarburos estan comformados por compuestos pesados y livianos los cuales a altas presiones se encuentran en solucion,al disminuir la presion hasta la presion de bubuja los compuestos livianos(GAS) empiezan a separarse ocupando espacio en los poros de la roca el cual expulsa al petroleo ya que no pueden mezclase debido a que la presion es ms baja, es decir la diferencia entre el volumen liquido y el volumen gaseoso en la poros de la misma masa de ambos, a la misma presion y temperatura es lo que causa el empuje por liberacion de gas en solucion.

compresibilidad de la roca
la compresibilidad de cualquier material denota un cambio de volumen original, ocasionado por variacion de la presion y de la temperatura ejercida sobre el material.
el signo negativo en la ecuacion corresponde a la conveniencia necesaria para la compresibilidad sea positiva al aumneto de presion y la disminucion de volumen.
La compresibilidad de las rocas como de los fluidos se convierten en un mecanismo de produccion al iniciarse la produccion del yacimiento ya que cae la presion y se expande la roca y los fluidos .
Este mecanismo es importante para yacimientos subsaturados.

segregacion gravitacional

las diferentes densidades de los fluidos actua tambien como mecanismo, donde se acomodan de arriba hacia abajo, gas,petroleo y agua respectivamente.
Este drenaje es un proceso lento porque el gas debe llegar al tope de la formacion para ocupar el espacio antes ocupado por el petroleo y crear una capa de gas.
Este es uno de los mecanismos primarios mas eficientes y pueden llegar a extraer hasta un 60% del petroleo original en sitio.






empuje por capa de gas

ocurre en yacimientos con presiones iguales o menores a la presion de burbuja.
Esta capa de gas representa por su gran compresibilidad energia acumulada para inducir la produccion.
La capa de gas se expande al producir petroleo en el yacimiento, la cual trabaja en forma parecida a la de un piston.
Cuando una capa de gas se expande, se controla para evitar la produccion de gas libre, y adicionalmentese permite la segregacion del gas liberado buzamiento abajo de la capa y se logra la extraccion excepcionalmente alta de liquidos.

empuje hidraulico

muchos yacimientos muestran contacto con un cuerpo de agua o acuifero, este puede ser confinado o infinito. El agua acumulada es capaz de expandirse y tramsmitir parte de su energia al yacimiento.
La expancion del agua barre o desplaza los hidrocarburo hacia los pozos que drenan el yacimiento.
inyeccion de fluidos

en la practica se explotan las condiciones originales del yacimiento, si existe un acufero en el yacimiento se inyecta agua para rendir la eficiencia de este mecanismo primario, de igual forma se realiza con una capa de gas inyectando gas.
Tambien se puede inyectar otros fluidos de acuerdo al tipo de yacimiento estudiado, tales como vapor acidos,otros gases etc.

balance de materiales


Vaciamiento =
+ {expansión del petróleo + gas en solución}
+ {expansión del gas de la capa de gas}
+ {expansión del agua connata}
+ {reducción del volumen poroso}
+ {influjo de agua del acuífero}

Definición de términos

m= Relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de
petróleo + gas disuelto en la zona de petróleo (m es un valor constante y
adimensional).
N= Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones estándar [MMBN]

Np= Petróleo acumulado a condiciones estándar [MBN]

Rp= Relación gas – petróleo acumulada [MPCN/BN

Nboi= Volumen de petróleo y gas en solución inicial a condiciones de yacimiento
[MMBY]

mNBoi = Volumen inicial de gas libre en la capa de gas [MMBY]

NRsiBgi=Volumen de gas inicial disuelto en el petróleo [MMBY]

G=Volumen de gas total [MMMPCN]

REFERENCIAS

Clases yacimientos 2 prof Angel Da Silva

Yacimientos de hidrocarburos ,martin essenfeld, efrain barberii

c lase 1 yacimientos 2

PARAMETROS PVT
RAZON DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO O RAZON GAS-DISUELTO-PETROLEO, (Rs)
La razón gas disuelto-petroleo es una función de la presión y temperatura del yacimiento así como de la
composición del gas y del petroleo. La dependencia de este parámetro con las variables mencionadas, se explica de la manera siguiente: para un petroleo y un gas, de composiciones conocidas, a temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta al incrementarse la presión. Para cualquier presión y temperatura la cantidad de gas disuelto aumenta al parecerse más las composiciones del gas y del petroleo.
entonces
RELACIÓN GAS DISUELTO (Rs)
Es la cantidad de gas medida en pies cúbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de
petróleo, medido a condiciones (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presión y
temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN.
Depende de :
• Presión
• Temperatura
• Composición del gas y del petróleo
• Tipo de Liberación
Rs = (Vol. De gas disuelto a Py, Ty @ c.s.) entre (Vol. De petroleo a Py,Ty @c.s.)
Del comportamiento de la Rs vs. P, ilustrado en la figura que se muestra a continuación se observa que al aumentar la presión hasta la presión de saturación Pb(presion de burbuja), aumenta la cantidad de gas en solución, hasta incorporarse completamente a la fase liquida. Para cualquier presión, arriba de la presión de saturación Pb , la cantidad de gas en solución se mantendrá constante.

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
El factor volumétrico de formación del petróleo, Bo, es el volumen de la masa de petróleo a
presión y temperatura de yacimiento dividido por el volumen de la misma masa a condiciones de
superficie.
Bo = (Vol. (aceite + gas disuelto) @c.y.)) entre (Vol. de petroleo @c.s.)
El volumen de petróleo es menor en superficie comparado con el de la formación
debido a diversos factores. El factor de merma (shrinkage) (1/Bo) es el recíproco del factor
volumétrico del petróleo.
Uno de los factores que más influye en el Bo es la cantidad de gas que viene de solución cuando
la presión y la temperatura caen de las condiciones del yacimiento a condiciones de superficie.
Se entiende por presión de saturación (Pb) o de burbujeo, a aquella presión a la cual todo el gas ha
sido incorporado a la fase liquida, es decir, todo el gas ha sido disuelto por el petroleo.
La variación típica del factor de volumen del petroleo con la presión, a la temperatura del yacimiento y para
una muestra dada, se presenta en la figura .

Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)
El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es el volumen de la masa de gas a presión y
temperatura del yacimiento dividido por el volumen de la misma masa de gas a condiciones de
superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formación. El gas
se expando debido a la reducción de temperatura y presión de condición de reservorio a
superficie. Adicionalmente, cualquier fluido producido puede contener gas inicialmente disuelto
en el mismo, pero con la reducción en presión y temperatura el gas saldrá de solucion.
El factor de volumen del gas es una razón que permite comparar el volumen unitario ocupado por el gas
en la superficie con el volumen que ocuparía al pasar a las condiciones del yacimiento. Es decir; se
define como sigue:
Bg = (Vol. de gas @c.y.) entre (Vol. de gas @ c.s.)
Bg =0.003526Ty Zy …
Py
Donde Zy es una función de Ty, Py y de la composición del gas.
Transformacion a unidades inglesas Bajo condiciones normales, Vsc=1, Psc=14.7 pci, Tsc=60 oF, donde T, P y Z están a
condiciones de yacimiento, Bg, puede ser estimada como:
Bg = 0.00504 ZyTy (cf/scf)
Py
La variación de Bg vs. P, tiene una forma típica tal como se ilustra en la figura.


Se observa que el factor de volumen del gas tiene valores muy inferiores a la unidad, lo cual se explica
por el gran efecto de compresibilidad de los gases y por la misma definición.

Factor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)
El factor volumétrico total o bifásico, Bt, se define como el volumen que ocupa a condiciones
de yacimiento un barril fiscal de petróleo y el gas que contenía inicialmente en solución. Puede
ser estimado como :
Bt = Bo + Bg(Rsi − Rs)
Cuando se estudian yacimientos de petroleo en la etapa de saturación, se ha encontrado conveniente
utilizar el término de factor de volumen de la fase mixta.
La representación gráfica del factor de volumen de la fase mixta como una función de la presión, se
ilustra en la figura
De la figura y de la expresión de Bt, se observará que arriba de la presión de saturación, donde Rs = Rsi,
el factor do volumen de la fase mixta es igual al factor de volumen del petroleo,donde
Se entiende por saturación crítica de un fluido, a la saturación mínima y necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Relación gas – petróleo de producción (Rp)
La relación gas – petróleo de producción (Rp) está dada por los pies cúbicos normales de
gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.






El punto de inflexion despues de la presion de burbujeo se debe a que la cantidad de gas que se libera no ha logrado en ese punto una fase continua la cual alcanza en poco tiempo,logrando una saturacion adecuada.

Liberacion instantanea o Flash y liberacion diferencial
Cuando una muestra de petrolelo representativa del yacimiento se somete a pruebas de liberación del gas
asociado disuelto, con el objeto de determinar sus propiedades físicas (Bo, Bg, Rsi, etc.) (análisis PVT)
la “cantidad de gas liberado" dependerá sobre todo del tipo de liberación que se utilice.

Liberacion flash

Existen Dos métodos básicos de liberación de gas son reconocidos. Comúnmente, ellos son conocidos como: 1) Liberación Flash o Instantánea" y 2) Liberación diferencial o por etapas”.

De la gráfica se puede apreciar que para una liberación Flash' se tiene menor cantidad de gas liberado y
mayor cantidad de petroleo. Para una liberación diferencial, se tiene mayor cantidad de gas liberado y
menor cantidad de petroleo. En el yacimiento el petroleo es sometido a una reducción en su presión a
temperatura constante y a un posible cambio en su composición total, a medida que el gas es liberado
del Líquido. Debido a los efectos de permeabilidades relativas y viscosidad, el gas liberado de la fase
liquida es generalmente producido con petroleo de diferentes composición que el que lo liberó. Este
resultado neto es un cambio en la composición de los fluidos del yacimiento. Este comportamiento es
simulado en el laboratorio por un proceso de "liberación instantánea” en el laboratorio reproducen las
condiciones donde la "composición de los hidrocarburos" no cambia y el gas liberado permanece en
contacto con su liquido asociado originalmente.
Realmente las pruebas de liberación instantánea y diferencial simulan los casos extremos del
comportamiento de los fluidos en el yacimiento. En algunos casos, sin embargo, la liberación del gas en
el yacimiento se realizará en forma intermedia entre los procesos diferencial e instantáneo. En la
aplicación los datos de laboratorio, puede en este caso ser necesario interpolar estos datos para obtener
propiedades de los fluidos representativos de su comportamiento real.
El proceso de liberación diferencial a temperatura en yacimiento es simulado en el laboratorio por una secuencia de etapas que se inician a la presión inicial del yacimiento (Pi). Después de cada decremento de presión, los volúmenes
de gas y petroleo se miden y el gas en equilibrio es removido de su contacto con el líquido. La densidad
relativa y el volumen del gas removido al final de cada abatimiento de presión, se determinan a la presión
y temperatura estándar (Pcs, Tcs). También se mide la viscosidad del líquido a dicha presión, por medio
de un viscosímetro incorporado al sistema de presión.
El proceso de liberación diferencial simula el comportamiento de los hidrocarburos en yacimientos donde
la mayor parte del gas liberado se separa de la fase líquida asociada. Esta separación en el yacimiento
puede presentarse de diversas formas. En algunos yacimientos, la segregación gravitacional del líquido y
del gas causa que la liberación se asemeje al proceso diferencial.
En otros la producción de cantidades considerables de gas liberado del petroleo, después de que se
alcanza la saturación de gas critica*, puede remover del yacimiento una gran parte del gas liberado. En
los yacimientos donde predomina la liberación diferencial durante la mayor parte de su vida productiva se
utilizan generalmente los datos del laboratorio de separación diferencial. El error involucrado en esta
suposición es despreciable en la mayoría de los casos, aunque existe un período antes de que se
alcance la saturación de gas crítica, durante el cual, el proceso de liberación instantánea es más
apropiado.

Liberacion diferencial

la liberacion de gas en el yacimiento se puede modelar de dos maneras la flash y la diferencial, en la primera la saturacion de gas va a estar igual o por debajo de la saturacion critica del gas (Sgc), donde la permiabilidad del gas va a ser 0 y por lo tanto el gas no se mueve. En la segunda la saturacion de gas va a ser mayor que la Sgc y la permiabilidad del gas va a ser mayor que 0 y el gas se va a mover.
En la superficie tambien se da una liberacion de gas, esta puede suceder en las tuberias, en los separadores entre otros dspositivos.

Clasificacion de los yacimientos
GAS
Gas Seco
Gas Húmedo
Gas Condensado
PETROLEO
Petróleo Volátil
(Alto encogimiento)
Petróleo Negro
(Bajo encogimiento)
Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la temperatura inicial del
yacimiento está entre la temperatura crítica y cricondertérmica, y la presión inicial de yacimiento
es igual o mayor que la presión de rocío. A medida que va produciendo el reservorio, la presión
disminuye hasta que el punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido comienza a
condensar. A medida que la presión se va reduciendo el porcentaje de líquido se incrementa
hasta un punto donde cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas. Cuando se
tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presión es fundamental para optimizar la
producción. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos
presentes son líquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que
se producen.
Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado ó Wet Gas Reservoirs, en inglés)
Un yacimiento de gas mojado está compuesto menor porcentaje de componentes pesados que el
de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico
esté a menor temperatura que en el caso anterior. La temperatura de yacimiento excede la
temperatura crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola
fase a pesar de que disminuya la presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el
yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se
pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos
el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en el separador. Las diferencias básicas con
los yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensación Retrograda Isotérmica no ocurre en
este tipo de yacimiento con declinación de la presión. 2.-La producción de líquido del separador
en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos
componentes pesados están presentes en la mezcla de gas rico.La RGL está entre 60000 scf/bbl
y 100000 scf/bbl, con gravedades superiores a los 60º API.
Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y etano con pequeños
porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las
condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola región. Los hidrocarburos
líquidos no se condensan de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco,
en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros líquidos que se puedan
condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separación.
Yacimientos de Petróleo
Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado líquido a condiciones de yacimiento son
clasificados como yacimientos de petróleo. Estos líquidos estan divididos en yacimientos de
petróleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo encogimiento (low shrinkage), en base a la
cantidad de líquido que se produce en superficie. Además de esa clasificación existe los
yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las condiciones iniciales del yacimiento.
El petróleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del punto de burbujeo. Con una pequeña
caída de presión el gas se produce del petróleo saturado. Cuando se necesita una gran caída de
presión para producir gas del petróleo, el yacimiento se considera subsaturado. A medida que se
drena el yacimiento, la presión va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza, permitiendo
así que se produzca el gas que estaba en solución.

REFERENCIAS
clases yacimientos 2 prof Angel Da Silva.
recopilacion tecnica, ingenieria de yacimiento Halliburton
craft y hawkins”ingenieria aplicada de yacimientos petroliferos ”
schlumberger “reservoir and production fundamentals”