INYECCIÓN DE HIDROCARBUROS

El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es la ausencia de la interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El fluido inmiscible hace la función particular de un pistón.

Inyección de gas enriquecido:

Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto con el hidrocarburo.

Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

Inyección de gas Pobre:

Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.

Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto mas alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 de crudo para formar la zona miscible.

Es importante destacar que este proceso se usa para crudos livianos con una gravedad API > 30

Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es más económico que el proceso de l tapón de propano o gas enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.

Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad) y es costoso

ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)

La ecuación de balance de materiales (EBM) 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.

Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante

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.

Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas consideraciones importantes, tales como:

1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.
2. El PVT es representativo del yacimiento
3. Proceso isotérmico
4. Cw y Cf son despreciables
5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento
6. Dimensión cero.

Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro


Método de la línea recta.

La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con respecto a otro. Para ello definimos los siguientes términos:

F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw

Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg

Eg = Bo(Bg/Bgi – 1)

Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp

Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw

Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas y de la formación respectivamente.

Quedando la ecuación de la siguiente forma:

F = NEt +We

Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:

F − We = NEt

Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en sitio) y debe pasar por el punto (0,0).

De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse, entre estos casos tenemos:

a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso (m=0, We=0):

F = N[Eo + Efw]

b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:

Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:

F/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.

c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso:

F – We = N[Eo + Efw]

Al graficar se obtiene que la pendiente es N.

d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:

(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.

e.- Empuje por agua y gas disuelto:

F/Eo = N + We/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es igual a 1.

Índices de Producción

Los índices de producción de un yacimiento corresponden a la contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanismos de producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y a unas determinadas condiciones. De aquí que la EBM se puede modificar para determinar cuál es la contribución de cada mecanismo de producción natural a la producción del pozo, por lo que están clasificados en:

Contribución por expansión del petróleo y su gas disuelto:

Contribución por expansión del Gas en la capa de gas



Contribución por Influjo de Agua.

Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. José R. Villa. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

TERMINOS DE LA EBM

Es necesario conocer los elementos que forman parte de la ecuación de balance de materiales antes de definirla y comenzar a explicar sus aplicaciones, entre estos tenemos:


Np: Petróleo producido acumulado a condiciones estándar [MSTB]

Rp: Relación gas-petróleo acumulado [MSCF/STB]

Wp : Volumen de agua producido [MSTB]

N : Volumen inicial de petróleo a condiciones estándar (POES)[MMSTB]

m: Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo +gas disuelto en la zona de petróleo (m es constante y adimensional)


w : Saturación de agua ( es adimensional).

Cw: Factor de compresibilidad del agua [psi-1].

Cf : Factor de compresibilidad de la formación [psi-1].

Nβoi: Volumen de petroleo + gas disuelto inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl].

NRsiβgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo a condiciones de yacimiento [MMbbl].

G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones estándar (GOES) [MMMSCF].

N(βo-βoi ): Volumen producido por expansión del líquido (Expansión del petróleo) [MMBbl]

Expansión del gas en solución:

NRsi Gas en solución inicial a condiciones normales [MMMPCN].

NRsi∙βg Gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMBbl].

NRs∙βg Gas en solución condiciones de yacimiento [MMBbl].

Nβg(Rsi-Rs) Volumen por expansión del gas en solución [MMBbl].

Expansión del petróleo + gas en solución:

Expansión de la capa de gas:

Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]


Volumen de gas en la capa de gas [MMBbl]


Volumen por expansión del gas en la capa de gas [MMBbl]

Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:

Compresibilidad del agua

Volumen total debido a la expansión del agua connata

Volumen total debido a la reducción del volumen poroso

Volumen total por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso

Influjo de agua del acuífero:

We Influjo acumulado de agua en el yacimiento [MMBbl]

Vaciamiento:

Sabiendo que:

Vaciamiento =
{Expansión del petróleo + gas en solución}
+ {Expansión del gas de la capa de gas}
+ {Expansión del agua connata + reducción del volumen poroso}
+ {Reducción del volumen poroso} + {Influjo de agua de acuífero}

Todo esto de acuerdo con ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante.

De acuerdo con esta relación se puede acoplando todos los elementos anteriores, de acuerdo al principio de conservación de la materia nos queda que la ecuación general de balance de materiales para yacimientos de petróleo es:



Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. José R. Villa. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Para la extracción del petróleo que se encuentra en los yacimientos es necesario perforar pozos, estos constituyen la unidad fundamental de drenaje. Una vez perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores. Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, y es a partir de allí donde se aplican los mecanismos de producción inducidos. De allí su clasificación:

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN NATURAL:

1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos:

Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes.

Este tipo de mecanismo no importa si la presión del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Este se ve influenciado principalmente por fuerzas como: fuerzas capilares, fuerzas gravitacionales, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo.

2. Liberación de gas en solución:

Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de burbuja (Yacimiento Saturado). Iniciando la movilización del gas hacia los pozos productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas critica, haciéndose este móvil.

3. Segregación gravitacional:

Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así una fácil migración del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes

4. Empuje por capa de gas:

Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse

5. Empuje hidráulica:

Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN INDUCIDOS:

• Inyección de fluidos:

Este mecanismo se aplica cuando los mecanismos de producción natural ya no son eficiente (perdida de la presión del yacimiento), por lo que constituye un mecanismo secundario (artificial) para restablecer la presión del yacimiento que se ha perdido debido al tiempo de producción. Este consiste en inyectar agua por debajo de la capa de petróleo o inyectar gas por encima de la misma o en algunos casos ambas, de manera tal que funcione como un mecanismo de desplazamiento y mantenga la presión.

Fuentes:

Escobar Macualo, Freddy Humberto; "Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos", Clases de Ingeniería de Yacimientos II Ing. Angel Da Silva, Escuela de Ingeniería de Petróleo UCV, Paris Ferrer, Magdalena . Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos. Segunda Edición. Maracaibo, Venezuela (2001) Versión pdf. Pags 4, http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/10/mecanismos-de-produccon.html, https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEjGDdjWtztA4g4x-cJqWrL1UptGVv4xlq-gsen7zUtPKL3NqfKs0LXuAk3ymGg77emQquJ8x6LEZTmraDTMDGH4v3Ozvtx5Y3QwuxVWkC7UYfQpQJbdJM7m9lt_YjXfnTgaUAzDP1EH61f5/s320/Dibujo.jpg, https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEhe1FKBboeoc3qeep3c0viNG3t-bXYfoit5pZLPV7YXSrUImx2yGHpHbnUkOBC-alLDEDComRC4oU0VJYtA2U0_ZknsESI2KYE7L0IqmHFCG1tHK3otp96Mj0fzaNAqbPjf3nJLG7CV0b1s/s400/Segragacion.bmp, https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEgLqZV6eW7lwt699qmdXXU8UV5QsYLMl7dGP_g8WzuYBxElp933qCiNZydvS_VzzH1A1mEERqAJ_cS_9zUo_yOH9UGrrWkzGDZeZNJROp-3LZu2xX6-NPbBMAlMNADD4BfFYxDSbZfB4mNu/s320/Empuje.bmp, https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEgVa1V57AR_i6dkn1hvmE9DNi97aJFrQ3Fz8F-GDbuywp_HPCnrjqGw6FFghw2VIs503PqNUdPB_FPBaDKdhFEEoVkW0Imt7Za12Ux0j0TgHOzmTOqP2_kdxzv76gv-NqqOfgH691LB7wcz/s400/Empuje+por+agua.bmp, http://www.textoscientificos.com/imagenes/petroleo/recuperacion-asistida-co2-g.jpg, http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/thai/thaiprocesss.jpg

GELES

El agua es el fluido más abundante en los campos petroleros, la misma puede acarrear problemas cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar los gastos asociados con el manejo del agua cuando su producción es excesiva, entonces con el fin de minimizar el efecto de las canalizaciones de agua y mitigar las heterogeneidades de las formaciones se aplica la inyección de geles debido a que el taponamiento de canalizaciones por otros medios como los mecánicos, cementaciones o silicatos no han sido eficaz ya que no pueden circunscribirse estrictamente los niveles canalizados, lo cual convierte a la inyección de geles en un método mas efectivo para el control de producción de agua en los yacimientos, siempre y cuando éstos se inyecten apropiadamente, tanto en pozos productores como en inyectores.

Los geles son polímeros mezclados con un gelificante. Estos pueden ser inyectados a la formación con dos objetivos y características diferentes:

a) Geles de alta viscosidad u obturantes, principalmente aplicados para mitigar los efectos de las heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros que muestran fuerte canalización de agua.

b) Geles de baja viscosidad, comúnmente utilizados para mejorar la eficiencia volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o, como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.

Básicamente la inyección de geles consiste en taponar una canalización de agua, lo que se traduce en gradientes de presión favorables para mejorar la eficiencia areal de inyección (Imagen Izquierda). Si el tratamiento se efectúa en un pozo inyector, con baja eficiencia de distribución vertical, se podrá corregir el perfil de inyectividad. Esta corrección traerá aparejado un aumento de eficiencia areal de las capas que comenzarán a recibir inyección de agua (Imagen Derecha).

Además, el hecho de que sea posible inyectar geles en volúmenes de cientos o miles de barriles incrementa las posibilidades de que, a posteriori, la inyección contacte partes no barridas del reservorio y aumente la recuperación de hidrocarburos. En fin con este método se puede:

• Modificar la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad (Puede aplicarse a una permeabilidad máxima de 2.256 md.)

• Taponar las zonas de alta producción de agua en pozos productores

• Reducir la permeabilidad de las zonas“ladronas” en pozos inyectores, mejorando la eficiencia volumétrica, aumentando de esta manera el factor de recobro de petróleo
  

Los criterios de selección de pozos candidatos a ser tratados se resumen en:

Productores:

a) Alta Relación Agua Petróleo.
b) Acuífero de Fondo.
c) Pozos que operan en gas-lift, a fin de evitar el costo de pulling y alquiler de herramientas.

Inyectores:

a) Pozos con antecedentes de pobre distribución vertical de la inyección.
b) Pobre Factor de Recobro (Comparado con el pronostico y/o otros patrones)
c) Baja eficiencia de recuperación secundaria en la malla.
d) Baja presión de inyección.

Los proyectos de inyección de geles deberían implementarse tempranamente en los pozos productores canalizados y el caso de inyectores, cuando la acuatización haya alcanzado a dos o más pozos de una malla, ya que la demora en la ejecución de estos proyectos solo podría contribuir negativamente, aumentando los costos operativos (mayor consumo de energía y productos químicos por el alto caudal de líquido) e impidiendo que la eficiencia de barrido alcance un valor razonable.

Entre algunos resultados de la aplicación de geles es que se pueden obtener una recuperación final de 783 Mbbl a 30 años o 962 Mbbl en igual período de tiempo, la reducción de permeabilidad oscila entre un rango de 50 a 75%, presumiblemente, el gel se ha alojado en las zonas más permeables. Este rango podrá variar en función de la concentración utilizada, mientras que la distribución del tratamiento en las capas será función de la permeabilidad, de la presión y de la saturación de agua. Puede esperarse menor espesor contactado y más elevadas permeabilidades taponadas cuanto menor sea el régimen de inyección. Esto implicará un menor volumen de tratamiento para un costo operativo dado. En pozos productores la inyección se debe realizar al menor régimen esto es necesario para evitar producir daño a los niveles que deberían quedar en producción. En el caso de pozos inyectores, también se requiere un bajo caudal de inyección, siempre teniendo en cuenta de no superar el gradiente de fractura de la formación. En general no hay un método exacto que permita establecer cuál será el volumen y concentración que deberán aplicarse tanto en inyectores como productores. En pozos inyectores, el tratamiento deberá ser suficientemente grande para minimizar la posibilidad de canalización de agua que podría circular en proximidades del banco generado para terminar retomando las vías de la canalización existente, por lo que puede decirse que los tratamientos en pozos inyectores pueden tener un volumen entre 5 y 15 veces más del que debería aplicarse en un pozo productor de la misma formación.

La inyección de geles se ha convertido en una tecnología aceptada y comprobada con la que se ha trabajado durante los últimos 15 años, la misma no requiere de complicados equipos y enormes volúmenes de tratamiento, por lo que puede resumirse como una tarea sencilla. El equipamiento de superficie consiste de una unidad de bombeo tipo triplex, una tolva alimentadora de polímero, un mezclador de polímero y un sistema dosificador de gelificante. Todo este equipamiento puede estar contenido en un tráiler montado en un semirremolque de mediana dimensión. La operación está controlada electrónicamente. El seguimiento del proceso de inyección se realiza con una frecuencia de 30 minutos.

Se ha aplicado en los siguientes países:

• Argentina
• Venezuela
• China
• Canadá
• India
• Rusia
• Surinam

Fuentes:

FALCIGNO, Esteban; NORMAN, Chuck; WOUTERLOOD, Carlos : METODOLOGÍA Y RESULTADOS DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE GELES PARA INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN EN UN RESERVORIO HETEROGÉNEO Y MULTICAPA DE LA CUENCA NEUQUINA DE ARGENTINA.

ROMANO, Christian: CONTROL DE AGUA.

TIORCO, inc.: TECNOLOGÍAS PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO & CONTROL DE AGUA.

Parámetros PVT

Los parámetros de presión, volumen y temperatura (PVT), no son más que una serie de análisis que se realizan en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento.
A través del análisis de estos tres parámetros se pueden identificar cuáles son los mecanismos más adecuados para mantener una taza de producción constante e identificar el petróleo originalmente en sitio (POES), entre otros elementos, para así iniciar la producción del yacimiento. Para estos análisis se requieren muestras representativas.


• Factor volumétrico de formación del petróleo (βo).

Se define como el volumen en barriles de petróleo a las condiciones del yacimiento ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.

Gráfico βo vs. Presión

Del grafico se observa que a presiones mayores a la presión de burbuja (Pb) existe una región monofásica (únicamente petróleo). A medida que va disminuyendo la presión el petróleo se va expandiendo (mayor volumen de petróleo), hasta que alcanza la Pb que es cuando aparece la primera burbuja de gas y pasa a ser una región bifásica. Al seguir la disminución de la presión el petróleo continua expandiéndose al igual que el gas que se libera de él, pero este se expande a una proporción menor que a la liberación del gas, es decir, después que la presión es menor que la Pb el volumen de petróleo va disminuyendo debido a su comprensibilidad.

• Factor volumétrico de formación del gas (βg).

Se define como la relación del volumen de una masa de gas a las condiciones del yacimiento entre el volumen de esa misma masa de gas a condiciones normales.
Para que pueda existir un βg se tiene que estar en presencia de un yacimiento de gas (existe únicamente gas) o en un yacimiento de petróleo cuya presión es inferior a la presión de burbuja.

• Relación gas en solución – petróleo (Rs)
  

Se define como el volumen de gas en solución en pies cubicos normales que pueden disolverse en un barril normal de petróleo a determinada condición de presión y temperatura.

Del grafico se observa que el Rs permanece contante antes de la presión de burbujeo debido a que el gas todavía no se ha liberado. Una vez que alcanza la presión de burbujeo el gas en solución comienza a liberarse, por lo que el gas en solución comienza a disminucion resultando una disminución del Rs.

• Factor volumétrico de formación total (Bt).

Es el volumen en barriles normales que ocupa un barril de petróleo más el volumen de gas que se encuentra disuelto inicialmente a cualquier presión y temperatura.

Del grafico se observa que a medida que se va disminuyendo la presión el volumen de petróleo se va expandiendo; al llegar a la presión de burbuja se comienza a liberar gas, por lo que ahora no solo se toma en cuenta la disminución del volumen de petróleo debido al aumento del gas libre, sino que tambié se toma en cuenta el volumen de gas formado, por lo que se puede decir que después de pasar la presión de burbuja se toma el volumen total de ambos fluidos.

• Relación gas – petróleo de producción (Rp)

Este parámetro se define como el volumen en pies cúbicos normales de gas producidos entre los barriles normales de petróleo producidos.

Del grafico se observa que la relación gas-petróleo de producción permanece contante hasta que llega al punto de burbujeo, al llegar a la presión de burbujeo se comienza a liberar gas pero este se queda atrapado en el yacimiento ya que su saturación es menor que la saturación critica, por lo que solo se está produciendo petróleo con gas en solución (pequeña disminución del volumen de producción) por eso se observa una peque disminución del Rp después del punto de burbuja, al gas alcanzar la saturación critica comienza a producirse junto con petróleo con gas en solución (aumento del Rp) formando una fase continua, hasta que el gas disminuye.



Tipos de Liberación de Gas

• Liberación instantánea o flash

En esta prueba la composición total del sistema permanece constante durante la disminución de presión.

• Liberación Diferencial

Para esta prueba la composición total del sistema va variando durante el proceso de disminución de presion, esto debido a que el gas liberado va siendo extraido totalmente o parcialmente del contacto con el petróleo.

Clasificación de los yacimientos en función a la mezcla de hidrocarburos que contienen.

• Yacimiento de Gas

a) Yacimientos Gas Seco: Los componentes del gas suelen ser livianos, principalmente metano. En este no hay presencia de petróleo.

b) Yacimientos de Gas Húmedo: Los componentes de este gas suelen ser un poco más pesados que los del gas seco. En este solo hay gas con un porcentaje pequeño de líquido o gas seco.

c) Yacimientos de Gas Condensado: Los componentes de este gas suelen ser los más pesados. En este solo hay gas con un alto porcentaje de liquido.

• Yacimientos de Petróleo:

a) Yacimientos de Petróleo Negro: Están formados por los compuestos más pesados. Cuando aplicamos pequeños diferenciales de presión la calidad no varía mucho (Bajo encogimiento).

b.- Yacimientos de Petróleo Volátil: Están formados por los compuestos más livianos. Este es de Alto Encogimiento.




Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II Ing. Angel Dasilva, Guia de Ingeniería de Yacimientos I Ing. gustavo Prato, Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de Venezuela

http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/03/factores-volumetricos-de-formacion.html, http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/10/relacin-gas-petrleo-de-produccin-rp.html, http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2008/09/parmetros-pvt-de-yacimientos-de-gas-y.html, http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/search?q=Liberaci%C3%B3n+instant%C3%A1nea+o+flash,https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEjtTpTGwD6skaPwMtHpgm2rbuhqh518Ci0vELK8ktxL9XDWBifMX-bYf5krQc71EQNblAPsYZTE_NiSEUaTf9rP-nKgToYtM57pRhbA8Xgu3UrbThjt2oDEkFpvihO-QQskyQWwQL47qu8/s320/Imagen+4+del+blog+4.bmp

Conocimientos Básicos de Yacimientos de Hidrocarburo

Antes de inicia hablar de yacimientos de hidrocarburo y todo lo relacionado a esto, hay que tener claro una serie de conceptos básicos necesarios para aquellos que tengan poco conocimientos sobre los yacimientos de hidrocarburos. Entre estas definiciones se tienen:

• Hidrocarburo: Estos son compuestos orgánicos que únicamente contienen carbono e hidrógeno en sus moléculas. El petróleo y el gas natural están constituidos casi por completo por una mezcla de numerosos compuestos de hidrocarburo.

De ahora en adelante cuando nos refiramos a hidrocarburo, nos estaremos refiriendo al petróleo y al gas natural.

• Yacimiento de Hidrocarburos: Genéricamente es un cuerpo rocoso con una serie de características peculiares (porosidad, permeabilidad, etc.), donde se encuentra acumulado un volumen significativo de hidrocarburo.

• Sistema Petrolero: Comprende una roca madre madura y todas las acumulaciones de hidrocarburo relacionadas genéricamente. Incluye todo los elementos y procesos geológicos que participaron en la acumulación del hidrocarburo (petróleo y/o gas).

Los sistemas describen los elementos y procesos interdependientes que forman la unidad funcional que crean acumulaciones de hidrocarburos. Estos elementos están constituidos por: roca madre, roca reservorio, roca sello y roca de sobre carga.

• Roca Madre: Composición litológica (roca sedimentaria) que contiene material orgánico que puede generar acumulaciones de hidrocarburo.

• Roca Reservorio: Unidad litológica permeable que físicamente es capaz de almacenar hidrocarburos.

• Roca Sello: Roca de carácter sellante (impermeable) que permite la retención de fluidos en la trampa.

• Roca de Sobre Carga: Es aquella que comprime el estrato.

• Porosidad (Ø): Es una de las características más importante de un yacimiento, ya que esta es la capacidad de almacenamiento de fluidos de la roca. Esta se define como el volumen total de la roca que corresponde a al volumen poroso, es decir, el espacio que no está ocupado por el esqueleto mineral de la roca. La porosidad se le clasifica según la conexión entre sus poros (total, efectiva, no efectiva) y según su origen (primaria y secundario).








































• Permeabilidad: Es la capacidad que posee la roca para permitir el flujo de fluidos a través de ellas, es decir, a través de sus poros interconectados. Esta se clasifica en:

1. Permeabilidad Absoluta: Esta es independiente de la naturaleza del fluido. Y está caracterizada por que la saturación del medio consiste en un 100% de un único fluido.

2. Permeabilidad Efectiva: En este caso el medio está saturado por más de un fluido (agua, petróleo y/o gas).

3. Permeabilidad Relativa: Nos es más que una relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

• Saturación: Es la fracción del volumen poroso del yacimiento que está ocupado por un determinado fluido o lo que es lo mismo el porcentaje del espacio poroso de una roca que está ocupado por un fluido.


• Viscosidad: Propiedad de los fluidos que caracteriza su resistencia a fluir, debida al rozamiento entre sus moléculas.

• Gravedad API: es un término que se utiliza para clasificar el petróleo de acuerdo a sus características y viene dado por la ecuación:

• Reservas: Se define como el volumen de hidrocarburo presente en el yacimiento el cual puede ser recuperado. Estas se clasifican en:

1. Reservas Posibles: Es el estimado de reservas de hidrocarburo en base de datos geológicos, de áreas no perforadas o no probadas.

2. Reservas Probables: En este caso las reservas se estiman en base a estructuras penetradas, pero se requieren de la obtención de más datos para poderles clasificar como reservas probadas.

3. Reservas Probadas: La cantidad de hidrocarburo que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existente.

Fuentes:Guia de Ingeniería de Yacimientos I, UCV Ing. Gustavo Prato, Guia de Ingeniería de Yacimientos II, UCV Ing. Angel Da Silva