Ingeniería de Petróleo

Método Muskat Muskat (1945) expreso la EBM para la declinación del yacimiento de manera diferencial que se muestra a continuación: (1) Con: Donde: So*, p* = saturación de petróleo y presión promedio al principio del paso de presión (valores conocidos). So, p = saturación de petróleo y presión promedio al final de paso de presión. Rs = solubilidad del gas a la presión p, SCF/STB. Bg = factor volumétrico de formación, bbl/scf. Swi= saturación inicial de gas. Craft (1991) sugirió que los cálculos pueden ser gratamente simplificados al computar y preparar en avanzada forma gráfica los siguientes términos dependientes de la presión. Introduciendo los valores en la ecuación (1) queda: (2) Dado: - Petróleo Original en sitio. - Presión actual del yacimiento (conocida). - Producción de gas acumulada actual Gp (conocida). - Rs actual (Rs*) - Saturación de petróleo actual So* - Saturación inicial de agua La ecuación (2) puede ser resuelta para predecir la producción acumulativa y la saturación d

Método Tracy Tracy (1995) sugirió que la ecuación general de balance de materials puede ser rearreglada y expresada en términos de tres funciones variables PVT, donde: N = NpΦo + GpΦg + (WpBw − We)Φw Donde Φo, Φg y Φw son considerados parámetros PVT en función de la presión, definidos como: Φo = Bo − RsBg Den Φg = Bg donde Den = (Bo – Boi) + (Rsi – Rs)Bg + mBoi [ Bg/Bgi – 1 ] Den Φw = 1 Den Para yacimientos con empuje de gas en solución la ecuación queda N = Np Φo + Gp Φg y Den = (Bo – Boi) + (Rsi – Rs)Bg Los cálculos de Tracy son hechos en series de caídas de presión que proceden de condiciones conocidas del yacimiento desde la una presión conocida p* hasta una nueva asumida p. Los resultados calculados de la nueva presión del yacimiento ahora serán conocidas a la siguiente caída de presión. En progreso de las condiciones p* a la nueva presión menor p, se considerará el incremento de Np y Gp como ΔGp y ΔNp o: Np = Np* + ΔNp Gp = Gp* + ΔGp Donde: Np* y Gp* son “conocidas” a la presión

Método de Estimación de Producción de Petróleo: Método Tarner Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción acumulada de petróleo (Np) y producción acumulada de gas (Gp) como función de la presión del yacimiento. El método está basado en la solución de la ecuación de balance de materiales y la ecuación del radio gas en solución petróleo instantáneo simultáneamente con una caída de presión desde una conocida p* a otra asumida p. Es acordemente asumido que tanto el Np como el Gp se incrementarán desde los valores de p* a la p propuesta. Para simplificar la descripción del proceso iterativo propuesto, el método se ilustrará para un yacimiento volumétrico y saturado; sin embargo, el método puede ser usado para predecir el comportamiento volumétrico del yacimiento bajo diferentes mecanismos de empuje. - Paso 1: Seleccione una presión de yacimiento futura (asumida) por debajo de la inicial (actual) y tome la data PVT a las condiciones conocidas, teniendo en c

Essenfeld y Barberii plantean varias situaciones posibles en las cuales no se cumplen los supuestos utilizados en la derivación de la EBM, esto se debe principalmente a que la suposición de equilibrio total e instantáneo entre las fases es bastante ideal y generalmente no ocurre. · Supersaturacion de hidrocarburos líquidos del yacimiento · Selección inadecuada de PVT · Presión promedio del yacimiento · Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos · Acuíferos activos y descensos leves de presión · Estimados de m Supersaturacion de hidrocarburos líquidos Existen ciertos casos en los que al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supe saturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera al

Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción. Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento. Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué t

Los yacimientos de crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco y los naturalmente fracturados del occidente son clasificados como no convencionales, nuestro país es pionero en el desarrollo de estos yacimientos. Estos yacimientos presentan una gran importancia debido a la creciente demanda de Hidrocarburos y a la declinación de los yacimientos convencionales. Desde el comienzo del desarrollo de los campos maduros, se ha enfocado en producir las reservas primarias y secundarias de los yacimientos convencionales, por ende prestándose una menor importancia a los yacimientos no convencionales. Sin embargo, actualmente la creciente demanda de Hidrocarburos y la declinación creciente y constante de los yacimientos tradicionalmente conocidos, han producido una firme búsqueda de alternativas a fin de satisfacer un mercado cada día más exigente, lo cual conducirá al desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación de este tipo de acumulaciones. La Concepción es un campo de petróleo loca

Yacimientos convencionales : Son todos aquellos que pueden ser producidos a tasas económicas de flujo y que producirán volúmenes económicos de hidrocarburos sin procesos especiales de recuperación, tratamientos mayores de estimulación o el uso de tecnología de punta. Presentan las siguientes características: • Buenas porosidades y moderadas a buenas permeabilidades. • Se les asocian reservas limitadas, explotables en muy pocos años. • Son fáciles de desarrollar. Yacimientos no convencionales : Son todos aquellos que no producen a tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de tratamientos intensivos de estimulación, fracturamiento y recuperación. Presentan las siguientes características: • Bajas porosidades y permeabilidades. • Pobres propiedades petrofísicas. • Su desarrollo requieren de alta tecnología. • Se les asocian muchas reservas y son capaces de producir por varias decanas. Los yacimientos no convencionales típicos incluyen: • Petró

GAS CONDENSADO (RETRÓGADOS) La temperatura de yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y La temperatura cricondentérmica (Tcdet, máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido). Condensado: Incoloro-Amarillo (se ha reportado negro) API 40-60 RCG (Relación Gas-Condensado)>3200 PCN/BN CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL MECANISMO DE PRODUCCIÓN Cuando el petróleo y el gas son llevados son desplazados hacia los pozos productores y la producción inicial de hidrocarburos esta acompañada por el uso de energía natural de éste, esto se conoce como producción primaria. El uso de gas natural o inyección de fluidos es llamado producción secundaria y su objetivo principal es mantener la presión del yacimiento (adición de energía). Existen otros procesos de desplazamientos llamados recuperación terciaria y, mejor referida como recobro realzado (Enhanced Oil Recovery, EOR) los cuales se aplican cuando los procesos secundarios resultan inefectivos. Adicional a la adición d

Mecanismo de recobro: Yacimiento de petróleo saturado: para un yacimiento saturado donde el único mecanismo de producción presente es el empuje por gas en solución, volumétrico y que no presenta inyección de fluidos, La EBM se puede expresar mediante la siguiente ecuación: Método De Tracy: Tracy sugirió que le EBM puede ser rescrita y expresada en función de tres parámetros PVT. Despejando N de la siguiente manera. se puede definir los parámetros Фo, Фg y Фw según las siguientes ecuaciones: En donde den es igual a: La EBM queda rescrita de la siguiente manera: Considerando un yacimiento con empuje por gas en solución y sin intrusión de agua se tiene que: En donde para Tracy la N=1 como base de calculo por lo cual el calculo o los cálculos correspondientes a Np y Gp son en base a una fracción entre aceite producido acumulado sobre aceite original en sitio.

1. Que es el método de Tracy: Es un método para predecir el recobro y el comportamiento de un yacimiento de petróleo de tipo saturado es decir yacimientos que se encuentran en el punto o debajo del punto de burbuja. Los datos necesarios para desarrollar este método son: Presión original de yacimientos (a partir en el Pb) Petróleo original en sitio Saturación de agua irreducible Saturación de gas* Factor volumétrico original de formación de petróleo Viscosidad del gas y aceite a condiciones de yacimientos, para presiones entre el punto de burbuja y la presión de abandono. La predicción del comportamiento de un yacimiento en función del tiempo puede dividirse en 3 fases principales: Comportamiento del yacimiento: Esta fase requiere del uso de la ecuación de balance de materiales de una manera predictiva, cuyo fin sería estimar la producción acumulada de hidrocarburos y la relación gas–petróleo instantánea (RGP) en función del agotamiento de presión del yacimiento. Comportamiento del pozo

Según CRAFT se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. Se exprese generalmente en barriles en el yacimiento (BY) por barril a condiciones normales (BN). P> Pb la celda es liquido (petróleo). P< Pb el volumen se expande. A medida que se disminuye la presión por debajo de la presión de burbujeo (Pb) aparece la primera burbuja de gas lo que implica que el volumen de hidrocarburos disminuye con respecto al aumento de gas que se libera. Para presiones por encima de la presión de burbujeo el volumen de petróleo se va aumentando hasta alcanzar la presión del burbujeo Cuando la presión de fondo fluyente es lo suficientemente elevada para vencer el peso de la columna hidrostática, y perdidas por fr

La ecuación de balance de materiales expresa la relación que debe existir a todo tiempo en un yacimiento de petróleo y gas que se produce en condiciones de equilibrio o en condiciones que se aproximen a tal estado. Np (βo+ (Rp- Rs) βg) + WpBw = N (βo-βoi + (Rsi-Rs) βg) + Nm βoi (βg/βgi- 1) + (1+m) Nβoi (CwSw+ Cr/1-Sw) ΔP+ We Suposiciones: • La ecuación de balance de materiales maneja un volumen de control. • Presiones son representativas del yacimiento. • Todas las fases están en equilibrio estático. • Máximo tres fluidos: Petróleo, Gas y Agua. • La ecuación de balance de materiales se maneja desde un tiempo t=0 inicial hasta un t=t cualquiera. Parámetros: N: petróleo original en sitio (POES). Np: petróleo producido. We: influjo de agua. Βoi: volumen de petróleo en el yacimiento. G: gas original en sitio. Gs: gas disuelto. Gf: gas libre. Gp: gas producido. Wp: agua producida. Casos particulares de la ecuación de balance de materiales Yacimientos subsaturados: cuando se present

Método Havlena y Odeh Desde el advenimiento de sofisticadas técnicas numéricas de modelados de yacimientos, la ecuación de balance de materiales de Schilthuis ha sido considerada por muchos ingenieros únicamente como de interés histórico; una técnica usada atrás en los años 1940 – 1950 cuando todavía se usaba las reglas de cálculo. Es por tanto interesante mencionar que a finales de 1963 Havlena y Odeh presentaron dos de los más interesantes papers jamás publicados en el tema de aplicación de la ecuación de balance de materiales e interpretación de los resultados. Sus papers describían una técnica de interpretación de la EBM como una ecuación lineal, el primero de ellos describía la técnica y el segundo ilustraba la aplicación y casos históricos de yacimientos. Para expresar la EBM en la forma en que Havlena y Odeh requiere la definición d elos siguientes términos: F = Np (Bo + (Rp Rs) Bg) + Wp Bw (la producción, BY) Eo = (Bo − Boi) + (Rsi − Rs) Bg (la expansión del petróleo

Consideraciones a tomar en cuenta en la EBM El principio fundamental de la ecuación de balance de materiales se basa en: La masa de hidrocarburos iniciales en sitio es igual a la suma de las masas producidas y remanentes en el yacimiento Mi = M+M. M= fluidos producidos M= remanentes Mi= masa inicial de fluidos En el cáculo de la ecuación de balance de materiales se considera implícitamente el yacimiento como un tanque de volumen consta∫Vi , cuya presión está definida por el average volumétrico de presiones P= 1/Vi ∫Vi pdV Donde Vi es el volumen inicial Y asumiendo la densidad del fluido constante durante el drenaje, se puede transformar el balance de materia en términos de conservación de volumen dando lugar a la igualdad Expansion= Producción Aun cuando la técnica del balance de materiales usa cruda aproximaciones del yacimiento, con limitada información local, su aplicación y uso ha probado ser de gran importancia en varias situaciones: Cálculo de POES Extrapolación de las curvas d

GAS HÚMEDO La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica (Ty>Tcdet). La mezcla de hidrocarburos se encuentra en estado o fase gaseosa en el yacimiento, pero cae en la región bifásica en la superficie. Presenta las siguientes características: • Liquido producido es transparente y tiene un API>60 • RGP entre 60-100 MPCN/BN Los gases húmedos se diferencian de lo gases condensados en: • No ocurre condensación retrógada durante el agotamiento de presión. • Tiene menos componentes pesados. • Existe menos cantidad de líquido condensado en el separador. GAS SECO Formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fase muestra una mezcla de hidrocarburos que se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la superficie. La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica (Ty>Tcdet). No hay presencia de líquidos ni en el yacimiento ni superficie, solo se puede extraer líquidos por procesos criogénicos (bajo 0 °F).

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL ESTADO DE LOS FLUIDOS PETRÓLEO NEGRO Consiste en una variedad de compuestos químicos que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El líquido producido tiene las siguientes características: • Color negro (los primeros crudos de este tipo fueron de ese color, de allí su nombre) o verde oscuro • API<40 • RGP (relación Gas-Petróleo) <2000 Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F y posee un alto porcentaje de heptano plus C7+. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. PETRÓLEO VOLÁTIL La temperatura crítica Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, Ty (Ty es ligeramente menor que la Tcr). La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en el estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fases de estos yacimientos es precario. Una pequeña reducción de pr

Ecuación General de Balance de Materiales El ingeniero de petróleo debe ser capaz de hacer estimaciones del POES (petróleo originalmente en sitio) de un yacimiento y predecir el comportamiento y rendimiento futuro así como también el factor de recobro, De estas tres principales tareas el método de balance de materiales se enfoca en las estimaciones de hidrocarburos iniciales en sitio. Numerosos procedimientos han sido propuestos y empleados para tal fin por métodos volumétricos, sin embargo se ha hecho tanto práctico como popular el confirmar dichas estimaciones por el método de balance de materiales. La costumbre ha establecido que la ecuación de balance de materiales (EBM) sea escrita en bases volumétricas, mas no es necesario. En la forma más simple la EBM puede ser escrita como: Volumen inicial = Volumen remanente + Volumen removido Como el petróleo, gas y agua están presentes en los yacimientos petrolíferos, es visto que la EBM puede ser propuesta para el total de fluidos o por cu

Como conocemos los yacimientos son concentraciones significativas de materiales o elementos interesantes para algún tipo de ciencia, en el caso que nos compete que es el de los hidrocarburos, entonces la definición de yacimientos seria la de yacimientos de hidrocarburos el cual definiríamos como el cuerpo de roca porosa y permeable en el que se encuentra acumulado cierto volumen significativo de hidrocarburos. Ahora bien su clasificación depende de ciertos factores los cuales desarrollaremos de la siguiente manera: CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA Antes que todo recordemos que el punto de burbuja o de burbujeo es una fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, es otros términos es cuando aparece la primera burbuja. De acuerdo a este punto se obtiene la siguiente clasificación: SUBSATURADOS En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por ende el gas se encuentra aun disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de capa de gas. Inici

CAMBIO EN EL VOLUMEN DE AGUA DENTRO DEL VOLUMEN DE CONTROL • W: Volumen inicial de agua, a condiciones de yacimiento. • W + We –WpBw: Volumen final del agua, a condiciones de yacimiento. • We – WpBw: Aumento del volumen de agua, a condiciones de yacimiento. Al igual la disminución en las zonas de petróleo y gas libre con el aumento de agua dentro del volumen de control se obtiene: Sumando y restando los términos Np, Bg y Rsi al lado izquierdo de la ecuación, para posteriormente reagrupar los términos y obtener: Donde: Bt = Bo +Bg (Rsi – Rs) Bti = Boi Ahora haciendo estas susticiones en la ecuación anterior y sacando factor común mNBti, obtenemos la siguiente ecuación: Reagrupando los términos y multiplicando ambos miembros de la ecuación por menos uno (-1), para obtener la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales en su forma base: Sin embargo la ecuación anterior se puede reordenar para reflejar así los diferentes procesos que están ocurrieron para luego cuantificar la importa

CAMBIO DE VOLUMEN EN LA ZONA DE GAS Expresados a condiciones de yacimiento Donde: • mNBoi: Volumen inicial de gas libre en la capa de gas. Para calcular el gas libre dentro del volumen de control a un tiempo (t) se hace un balance de los pies cúbicos estándar (PCN) totales (gas libre + gas en solución): Al expresar esta ecuación en cada uno de sus términos a condiciones estándar o normales (PCN) observamos lo siguiente: • mNBoi/ Bgi: Volumen inicial de gas libre en la capa de gas . • NRsi: Gas en solución inicial. • NpRp: Gas producido. • (N-Np) Rs: Gas en solución a un tiempo (t). En la que: En donde: • Gp: todo el gas neto producido a condiciones estándar Ahora utilizando el factor volumétrico de gas (Bg) en PCY/PCN, podemos expresar el gas libre pero ahora a condiciones de yacimiento: Por lo tanto la disminución en el volumen de gas libre a un tiempo (t) es igual a la diferencia entre volumen inicial de gas libre en la capa de gas y el gas libre a un tiempo (t), el cual se ex

A continuación estudiaremos el caso más común y complejo que es el de yacimiento saturado que posee un casquete de gas, y un acuífero que puede contribuir al mecanismo de producción. Pero antes de seguir con el desarrollo de este tema es necesario conocer: m : Es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas con respecto al volumen inicial de petróleo más el gas disuelto, es decir, es el tamaño inicial del casquete de gas de un yacimiento con respecto al tamaño inicial de la zona petrolífera, expresados a condiciones de yacimiento. Por tanto m es un valor adimensional y constante. Constante debido al hecho de que se trabaja con valores iniciales, por ende m se mantendrá sin variaciones a pesar de que haya cambios en los tamaños de las zonas de petróleo y de gas. Bo: Factor volumétrico de formación de petróleo [BY/BN] N: Volumen inicial de petróleo en sitio, a condiciones estándar (POES). Np: Petróleo acumulado, a condiciones estándar. Bg: Factor Volumétrico de forma

Según CRAF, define la solubilidad de gas como la cantidad de gas que se encuentra en solución en petróleo crudo a determinada condiciones de presión y temperatura. Generalmente se expresa po9r los pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo, también a condiciones normales (BN) y se denomina Rs = PCN/BN. La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: a) Presión. b) Temperatura. c) Composiciones de gas y de petróleo. Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante la cantidad de gas en solución aumenta proporcionalmente con la presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Cuando tenemos una presión por debajo de la presión de burbujeo el gas comienza a liberarse y por ende la relación Rs va a disminuir. La cantidad de gas que existe en el petróleo va hacer siempre la misma a menos que se iny