Balance de Materiales en Yacimientos de Gas

Yacimientos de Gas: Son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo.

A continuación partiendo de la ecuación para gases ideales iremos modelando la situación para los gases reales, tal cual como se encuentran en el yacimiento.

Ecuación de gases ideales:

Para el caso de los gases reales a condiciones de yacimientos estos gases debido a elevadas presiones y temperaturas pierden su comportamiento ideal y aparece una nueva ecuación

Este valor de Z es necesario para poder hallar el factor volumétrico de formación de gas Bg

Luego por medio de un balance de las moléculas considerando (Np= Ni- Nf) y (PV= ZnRT), llegamos a la siguiente ecuación:


Donde:

Esta última ecuación representa una función lineal

Cálculo de Reservas

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (POES)

La reserva de un yacimiento es una fracción del POES, ya que nunca se recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento agua/gas, su presión, la permeabilidad de la roca, entre otros. Para la obtención de estos datos se efectúa un seguimiento del comportamiento del yacimiento a través de diversas pruebas y ensayos.

El valor resultante de esta fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.

Reservas Mundiales de Petróleo (Total: 1.068.556 106 bbl )

Clasificación de las Reservas

- En función del grado de seguridad

Reservas Comprobadas: Pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos con que se cuentan en el momento de la evaluación.

Reservas Probables: Pueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

Reservas Posibles: Demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, por lo que se expresan en intervalos y responden al conocimiento geológico de una cuenca sedimentaria.

- En función de la facilidad de producción

Reservas Probadas Desarrolladas: son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables en los yacimientos con las instalaciones de pozos disponibles. Esta definición también abarca los hidrocarburos que se esperan recuperar según los mecanismos instalados en dichos pozos.

Reservas Probadas No Desarrolladas: Son los volúmenes de hidrocarburos probados los cuales no pueden ser recuperadas mediante los pozos e instalaciones de producción disponibles. También los hidrocarburos que no necesitan instalaciones nuevas o perforaciones nuevas dentro de los pozos ya existentes.

- En función del del método de recuperación:

Reservas Primarias: Son las acumulaciones de hidrocarburos que pueden ser recuperadas con la energía natural del yacimiento.

Reservas Suplementarias: Son los volúmenes que se adicionan si se pudieran recuperar, según el éxito al introducir una energía suplementaria al yacimiento pro métodos de recuperación secundaria.

Metodo de Schilthuis

Schilthuis

La ecuación de Schilthuis es una modificada a la de Coleman, Wilde y Moore. Esta ecuación de Schilthuis pude describirse como un balance volumétrico entre las cantidades de petróleo, gas y agua producida, con la declinación de presión del yacimiento, el volumen de agua total que pudo haber entrado al yacimiento y la cantidad de petróleo y gas presente en el mismo

Una de las mejoras de la ecuación de Schilthuis sobre la de Coleman, Wilde y Moore es la simplificación de cálculos a realizar. La mayoría de los términos usados en la ecuación de Schilthuis pueden ser directamente leídos de curvas provenientes del laboratorio

La ecuación de Schilthuis no toma en cuenta la disminución en el volumen poroso debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso del yacimiento. Schilthuis también propuso un modelo de influjo de agua el cual expresa la tasa de influjo de agua dentro del yacimiento a un tiempo cualquiera, proporcional a la diferencia de presión entre la presión original del yacimiento y la presión en el yacimiento en un instante dado.

Coleman, Wilde y Moore

Dentro de los primeros trabajos realizados acerca de Balance de Materiales se encuentra el de Coleman, Wilde y Moore. Su estudio se basó en la declinación de la presión del yacimiento posterior a la producción de petróleo y gas. Presentaron una ecuación que relaciona la presión del yacimiento, la cantidad de petróleo y gas producido, la cantidad de gas en el yacimiento y las propiedades de los fluidos del yacimiento.

Pasos para aplicar el Método de Schilthuis

1) Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va a trabajar.

2) Asumir un incremento de producción (ΔNp/N) para decremento de presión de trabajo.

3) Calcule la producción acumulada de petróleo, sumando todos los incrementos de producción (ΔNp/N).

4) Con (Np/N) se determina la saturación de líquidos SL utilizando:


5) Se determina el valor de la relación de permeabilidades (Kg/Ko) en el caso que no nos la den directamente en el problema.

6) Utilizando la relación de permeabilidades, calcule la relación gas – petróleo instantánea mediante la siguiente ecuación:

7) Se calcula el incremento de la producción de gas (ΔGp/N).


8) Se calcula la producción de gas acumulada.


9) Calcular la relación gas – petróleo de producción Rp


10) Conocidos Rp y Np/N solucione la ecuación.


Si el resultado es aproximadamente 1 (puede estar comprendido entre 0,995 y 1,01 el procedimiento fue correcto y se puede continuar con el siguiente paso, de lo contrario debe volver al paso 2, asumiendo un nuevo valor de ΔNp/N, descuente las acumulaciones hechas con el procedimiento erróneo.

11) Determine la recuperación de petróleo acumulada Np .

Análisis de Balance de Materiales

Ecuación Balance de Materiales (EBM)

Definición: Esta ecuación 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.

Características

1) Representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control (Zonas ocupadas por hidrocarburos).

2) La suma de todos los cambios volumétricos que ocurren en cada una de las zonas definidas dentro del volumen de control es igual a cero.

3) 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.

4) Una de las principales suposiciones es que las tres fases (petróleo, gas y agua) siempre están en un equilibrio instantáneo dentro del yacimiento.

5) Los cambios de volúmenes ocurren a partir de un tiempo t=0 a un tiempo t=t cualquiera. Primero se procede a definir los volúmenes iniciales en cada una de las zonas, luego los volúmenes remanentes al tiempo t=t, y por último la diferencia entre estos representa la disminución en cada zona.

6) Posteriormente se realizará una serie de operaciones matemáticas para llegar a la ecuación generalizada de balance de materiales. Todos los volúmenes están expresados a condiciones de yacimiento.

Aspectos relevantes de la EBM

1)Sólo se evalúa en un punto del yacimiento

2)Muestra independencia del tiempo

3)La presión aparece sólo explícitamente en el término de la expansión de la roca y el agua connata, se encuentra implícita en los parámetros PVT (Bo, Rs, y Bg).

4) No tiene forma diferencial.

Balance Volumétrico (EBM)

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

Expansión del petróleo + gas en solución>

Expansión del gas de la capa de gas


Reducción del volumen poroso (DVf )

Expansión del agua connata (DVw )

Influjo de agua (We)

Métodos de Balance de Materiales

Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas (N, m) con base en los datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación lineal de balance de materiales. Entre los principales método de resolución de la EBM se encuentran:

1) Método F vs. Et

F- We = N*Et

2) Método de la capa de gas (F/Eo vs. Eg/Eo)










3) Método del acuífero (F/Et vs. We/Et)

Mecanismos de Producción

Introducción

Es importante destacar que para la producción o extracción de hidrocarburos desde un yacimiento hasta la superficie es necesario que el sistema tenga energía suficiente para que estos sean expulsados desde el espacio en el que yacen hacia el pozo productor.

Los mecanismos que suplen la energía para mantener para mantener los pozos produciendo comercialmente durante el tiempo más largo posibles son: la compresibilidad de la roca y los fluidos, liberación del gas en solución, gravedad y segregación gravitacional, empuje por gas y empuje por agua. Hay dos o más mecanismos naturales de producción que frecuentemente se presentan durante el agotamiento de un depósito; uno de estos mecanismos generalmente predomina, pero el mecanismo predominante puede cambiar gradualmente según el depósito de producción. El tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del depósito que serán recuperables.

Comprensibilidad de la Roca y de los Fluidos

La comprensibilidad de cualquier material denota un cambio del volumen original, ocasionado por la variación de la presión y de la temperatura. Al iniciarse la producción del yacimiento y manifestarse la caída de la presión, se expanden la roca y los fluidos. La expansión de la roca provoca una disminución del volumen agregadote poros interconectados; mientras que la expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de los fluidos, la cual causo la caída de presión. Ambos efectos concurrieron en la misma dirección. Este mecanismo de expulsión es muy importante la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua, siendo en este caso la compresibilidad y bajo estas condiciones la única fuente de energía que hace producir al yacimiento

Liberación de Gas en Solución

En este caso la fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. El empuje por gas disuelto es el que resulta en menores recuperaciones, las presiones de fondo disminuyen rápidamente y la recuperación final suele ser menor al 20%.

Segregación Gravitacional

El gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical.

Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %.. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

• Variaciones del RGP con la estructura.
• Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo.
• Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Empuje por Capa de Gas

Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del tope de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. (RGP constante)

Empuje Hidráulico

La fuerza más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con empuje hidrostático explotado racionalmente puede llegar al 60%.

Inyección de fluidos

Este mecanismo se basa en estabilizar el pozo mediante el mantenimiento de la presión y desplazar al petróleo mediante la reducción de su viscosidad para romper la resistencia a fluir.

Parámetros PVT

Introducción

Los análisis PVT son necesarios para conocer las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento. El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son netamente necesarios para llevar a cabo actividades de la ingeniería de yacimientos, análisis nodales y diseño de instalaciones para la producción.

En este tema nos basaremos en mencionar y definir algunos parámetros que se obtienen en esta prueba, los cuales mencionaremos a continuación.

Relación gas en solución – petróleo (Rs)

Esta representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas en solución o disueltos en un barril normal (BN) de crudo a condiciones de P y T determinadas.

Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo)

Representa el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo mas su gas disuelto a (14,7 lpca y 60 ºF), en el yacimiento con sus determinadas condiciones de P y T.

Factor volumétrico de formación de gas (Bg)

Representa la relación que existe entre el volumen de gas a condiciones (P y T) del yacimiento y el volumen de esa misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F).

Factor volumétrico de formación total (Bt)

Representa el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo junto con su volumen de gas disuelto inicial a cualquier condición (P y T).

Relación gas – petróleo de producción (Rp)

Representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas que se producen entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.

El análisis PVT se basa en un conjunto de pruebas que se realizan en un laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero. Es por ello que mencionaremos a continuación dos tipos de pruebas muy usadas para este análisis.

Prueba de liberación instantánea o flash

Consiste en ir disminuyendo gradualmente la presión al sistema (a temperatura constante) manteniendo su composición total, es decir, el gas que se va liberando posterior a la presión de burbuja (Pb) permanece en contacto intimo con el liquido.

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Presión de Burbuja (Pb): Es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas disuelto en el liquido (Petróleo).

2) Volumen Relativo en Función de la Presión, (V/Vb): Donde Vb es el volumen correspondiente a la Pb.

3) Compresibilidad del Petróleo.

4) Función “Y”

Prueba de Liberación Diferencial

Consiste al igual que la prueba anterior en disminuir gradualmente la presión del sistema (a temperatura constante). Pero a diferencia de la prueba anterior, el gas que se va liberando posterior a su respectiva presión de burbuja (Pb) se extrae del sistema, para luego tener únicamente liquido y posteriormente se vuelve a disminuir la presión (hasta una inferior a la nueva presión de burbuja) y se vuelve a repetir el proceso (se extrae el gas del sistema).

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Factor de Compresibilidad del gas (Z)
2) Relación Gas Petróleo en solución (Rs)
3) Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
4) Factor Volumétrico del Gas (Bg)
5) Factor Volumétrico Total (Bt)
6) Densidad del Petróleo
7) Gravedad Específica del Gas
8) Gravedad API del crudo residual (°API)

Diagrama de fases para fluidos en el yacimiento

En el siguiente diagrama puede observarse algunos tipos de yacimientos de acuerdo a sus condiciones de P y T.

Punto Crítico: Es el punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío.

Punto de Burbujeo: Es el punto en el cual aparece la primera burbuja de gas en el liquido.

Punto de Rocío: Es el punto en el cual aparece la primera partícula de liquido en el gas.

Punto de temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura donde hay un equilibrio entre el vapor y líquido.

Tipos de Yacimientos

Yacimientos de Gas Seco: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica y se mantiene en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en la superficie.

Yacimientos de Gas Húmedo: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica pero a diferencia del anterior este de fase seca en el yacimientos pasa a superficie a una fase bifásica (gas mas liquido).

Yacimientos de Gas Condensado: Presenta una temperatura entre la crítica y la cricondentérmica, este a condiciones de yacimiento puede definirse en una fase gaseosa o en el punto de rocío pasando a la superficie a una zona bifásica (gas con liquido disuelto).

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad: Presenta una temperatura ligeramente inferior a la critica. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El crudo presenta un alto encogimiento cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la Pb.

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad): Presenta bajo encogimiento.

Mi Primera Publicación

Hola soy Frederick Lárez, estudiante de la Escuela de Ingeniería de Petróleo de la UCV.

Espero que mis posteriores publicaciones relacionadas con la Ingeniería de Yacimientos (las que agregaré en los próximos días), sean de su máximo agrado y aprovechamiento.