CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOSTIPOS DE YACIMIENTOS

1.- yacimientos de petroleo

2.- yacimientos de petroleo volatil

3.- yacimiento de gas condensado

4.- yacimiento de gas seco

5.- yacimiento de gas humedo1.-. YACIMIENTO DE PETROLEO.- ESTOS yac. producen un liquido negro o verde negruzco con una densidad relativa mayor de 0.800 y una relacion gas-petroleo instantanea menos de 200 mg/mo.

2.- YACIMIENTO DE PETROLEO VOLATIL.- Estos yac. producen un liquido cafe oscuro con una densidad relativa entre 0.740 y 0.800 y una relacion gas-petroleo instantanea entre 200 y 1500 mg/mo.

3.- YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO.- Produce un liquido ligeramente cafe o rojizo, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones gas-petroleo instantanea que varia entre 1500 y 12000 mg/mo.

4.- YACIMIENTO DE GAS HUMEDO.- Estos yac. producen un liquido bien transparente con una densidad relativa menor de 0.740 y con relacion gas-petroleo entre 10000 y 20000 mg/mo.

5.- YACIMIENTO DE GAS SECO.- Estos yac. producen un liquido muy transparente (si hay) y con relacion gas-petroleo mayores a 20000 mg/mo.La clasificacion anterior no es muy precisa ya q con la unica base de la relacion gas-petroleo instantaneo y el color del petroleo producidos no siempre se puede definir un yac. dentro de ellos.

La tabla No 1 presenta resultados analisis composicional efectuado en fluidos tipicos representativos de 4 de los tipos de yac. descritos

Tabla No 1, caracteristicas y propiedades de los diferentes tipos de yac.

DEFINICIONES PREVIAS.- Antes de describir los diagramas de fases y su construccion, se define algunos conceptos basicos asociados con los diagramas basicos.

PROPIEDADES INTENSIVAS.- Son aquellos q son independientes de la cantidad de materia considerada, por ejemplo la viscosidad (viscosidad del petroleo, gas y agua) o porcentajes molar, de densidad (densidad de petroleo, gas y agua), temperatura, etc.

PUNTO CRITICO.- Es el estado o condicion de presion y temperatura para el cual las propiedades intensivas de la fase liquida y gaseosa son identicas.

PRESION CRITICA.- Es la presion correspondiente al punto critico.

TEMPERATURA CRITICA.- Es la temperatura correspondiente al punto critico.

CURVA DE BURBUJEO.- (ebullicion) es el lugar geometrico de los puntos presion y temperatura; En los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la presion de 2 fases.

CURVA DE ROCIO O CONDENSACION.- Es el lugar geometrico de los puntos presion y temperatura rn la cual se forma la primera gota de liquido al pasar de la region de vapor a la region de 2 fases.

REGION DE 2 FASES.- Es la region comprendida entre la curva de burbujeo y la curva de rocio. En esta region coexisten, en equilibrio las fases liquidas y gaseosas.

CRICONDERVAR.- (crivaporbar) es la maxima presion a la cual puede coexistir en equilibrio un liquido y su vapor.TRICONDENTERMA.- Es la maxima temperatura a la cual puede coexistir en equilibrio un liquido y su vapor.

ZONA DE CONDENSACION RETROGRADA.- La zona de condensacion retrograda es aquella en la cual bajar la presion, a temperatura constante, ocurre una condensacion.

PETROLEO SATURADO.- El petroleo saturado es aquel q a las condiciones de P y T a la q se encuentra esta en equilibrio con su gas.

PETROLEO BAJO SATURADO.- Es aquel q a las condiciones de P y T se encuentra, es capaz de disolver mas gas.

PETROLEO SUPER SATURADOS.- Es aquel q a las condiciones de P y T a q se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto q el q le corresponderia en condiciones de equilibrio.

SATURACION CRITICA DE UN FLUIDO.- Es la saturacion minima necesaria para q exista escurrimiento de dicho fluido en el yac.

GAS SECO.- Son HC en estado gaseoso compuesto casi exclusivamente de metano (generalmente mas del 90%). Este gas seco puede provenir directamente de yac. de gas al cual tambien se lo denomina gas no asociado, osea HC gaseoso q ocurre como gas libre en el yac., o tambien puede provenir de plantas de gasolina natural, donde el gas humedo (condensado de gas) ha sido despojado de su producto mas pesado en forma liquida.Los yac. de gas seco se conoce simplemente como yac. de gas. Se caracteriza porque tanto a las condiciones de yac. como a la condiciones de superficie, el gas siempre se encuentra como gas. Tambien estos yac. se conoce con el nombre yac. de gas no asociado, osea yac. q produce gas no asociado. En algunos casos, el gas seco puede producir una minima de liquido (condensado) pero muy bajas cantidades menor de 10 barriles normales/MMPCN (millar de pies cubico normales), osea razones gas-petroleo mayores a 100000 PCN/BN.

GAS ASOCIADO.- Son HC gaseosos q ocurre como gas libre en un yac. a condiciones racionales, en contacto con el petroleo crudo comercialmente explotable.GAS LIBRE.- Cuando determinada cantidad de gas se introduce a un yac. De petroleo, cierta puede entrar en solucion en el petroleo y cierta cantidad permanece como gas. E l gas existe como tal en el yac., se denomina gas libre.

GAS HUMEDO.- Son HC en estado gaseoso en cuya composicion aun predomina en alto porcentaje de metano (generalmente de 75 a 90%), aunque las cantidades relativas de los componentes pesados son mayores q en el caso de gas seco.Gas humedo es mas o menos equivalente a condensado de gas, fluido existente en yac. denominado yac. de condensado de gas o simplemente yac. de condensado.

El fluido de yac. (Condensado de gas se encuentra en estado gaseoso en el momento de su descubrimiento). Con posterioridad generalmente exhiben el fenomeno denominado condensacion retrograda, osea la formacion de condensado (liquido en el yac. debido a la reduccion de P y T. Si la temperatura es constante se denomina condensacion retrograda isotermica.

CONDENSADO.- Es un producto liquido compuesto principalmente con productos de baja presion de vapor, obtenido a traves de equipos de separacion normalmente usados en el campo para separacion de petroleo crudo.

En general es un producto claro, muchas veces practicamente incoloro a condiciones normales, con API mayores a 45 razon gas-liquido 5000 y 100000 PCN/BN.

Proviene generalmente de yac. intermedios entre petroleo y gas y de yac. de condensados, aunque en este ultimo caso generalmente se instala equipos especiales de separacion en superficie y el condensado se produce a traves de planta de gasolina natural.

GASOLINA NATURAL.- Es un condensado compuesto primordialmente por productos de presion de vapor intermedio obtenido a traves de una planta de gasolina natural con equipo especial de separacion. Proviene especialmente de yac. condensados sometidos a un proceso de reciclo o tambien de yac. de petroleo. En este caso el gas cargado de productos intermedios es despojado de estos productos y el gas resultante se usa para inyeccion o para uso domesticos industrial.

GLP.- Comunmente en ingles se denomina LPG. Son productos de HC primordialmente de alta presion de vapor (principalmente de etano, propano, butano), obtenido por equipo especial de planta de gasolina y mantenido en estado liquido a alta presiones.SATURACION CRITICA DE GAS.- Tambien se conoce como saturacion de gas en equilibrio. Es la saturacion de gas maxima alcanzada en el yac. al disminuir la presion por debajo del punto de burbujeo, antes q la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definido, es decir, antes d q el gas libre del yac. comience a fluir entre los canales de la roca.

SATURACION RESIDUAL DE GAS.- Es la saturacion del gas en el yac. en el momento de abandonar el yac.

PUNTO DE BURBUJEO.- Es el estado en equilibrio de un sistema compuesto de petroleo crudo y gas, en la cual el petroleo ocupa practicamente todo el sistema, execto en una cantidad infinitesimal de gas. Para proposito practico puede considerarse 100% de liquido y la composicion de liquido es la misma composicion del sistema.

PRESION DE BURBUJEO.- Tambien se traduce como presion en el punto, es la presion del sistema en el punto de burbujeo.PUNTO DE ROCIO.- Es analogo al punto de burbujeo. Es el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petroleo y gas, en la cual el gas ocupa practicamente todo el sistema, execto en una cantidad infinitesimal de petroleo. Para proposito practico puede considerarse 100% de gas y la composicion del gas es la misma en todo el sistema.

PRESION DE ROCIO.- Tambien se introduce como presion en el punto de rocio. Es la presion del sistema del punto de rocio.

LIQUIDO SATURADO.- Este nombre particularmente se emplea en caso de petroleo: Petroleo saturado, es un liquido en equilibrio con su vapor (gas) a una determinada P y T. En forma similar se emplea el termino vapor saturado.

VAPOR SATURADO.- Es el vapor en equilibrio o liquido a una determinada temperatura.

PRESION DE SATURACION.- Es la presion a la cual el liquido (petroleo vapor) estan en equilibrio. A menudo la presion de saturacion se usa sinonimamente con presion de burbujeo o presion de rocio.

FLUIDO NO SATURADO.- Tambien se denomina fluido subsaturado.

S e aplica en particulas para el petroleo y se dice petroleo no saturado. Es el material (fluido, petroleo) con capacidad de llevar en solucion a las condiciones de presion y temperatura existente, cantidad adicional de gas. En otras palabras, hay diferencia de gas a las condiciones existentes, la presion del sistema seria la presion de saturacion. En el fluido no saturado, distribucion de presion, no causa liberacion de gas existente en solucion de fluido.LIBERACION INSTANTANEA.- A veces se denomina liberacion en equilibrio. Se define como el proceso en el cual un petroleo crudo de yac. se expande a T ctte y el gas desprendido permanece en contacto con el petroleo durante todo el tiempo de expansion. La composicion total de todo el sistema permanece ctte, pero la composicion de las fases del sistema gas liquido cambia por la disminucion de la presion.

SEPARACION INSTANTANEA.- A veces tambien se denomina separacion en equilibrio. Se define como el proceso dinamico (proceso de separacion continua en varias etapas) por el cual el gas se separa del petroleo crudo del yac. a P y T menores q las existente en el yac. Por ejemplo un proceso de separacion instantanea consiste en varias o una etapa de separacion instantanea.

Una etapa es un paso de separacion instantanea en una corriente de petroleo a P y T ctte. El volumen de petroleo final se denomina petroleo a condiciones de tanque.

LIBERACION DIFERENCIAL.- Se define como el proceso por el cual el gas se separa del petroleo del yac. por deduccion en presion en tal forma q a medida del gas se desprende del liquido se remueve el sistema, es decir, del contacto con petroleo. En el laboratorio, la disminucion de presion se hace por paso, como un sustituto de la remocion continua de gas en un proceso verdaderamente diferencial.La liberacion diferencial se hace a condiciones de yac. y el volumen de petroleo final se denomina petroleo residual.

SEPARACION DIFERENCIAL.- Es una liberacion diferencial, pero a condiciones de superficie. Sin embargo este proceso tiene poca importancia desde el punto de vista de la ingenieria de yac.

CONSTRUCCION Y SIGNIFICADO DE UN DIAGRAMA DE FASES.-Presion inicial 240 Kg/cm=3413 Psi

Temperatura 87 C = 188.6 F

Presion inicial = 250 Kg/cm=3556 Psi

Presion de rocio = 160 Kg/cm=2276 Psi

Temperatura 145 C = 293 F

Tema PROCESO DE DESPLAZAMINETO DE LOS FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS

La produccion de petroleo se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de presion obliga a fluir hacia los pozos, pero ese momento se dedica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el petroleo y mantiene, en dicho espacio, la presion requerida para continuar el movimiento de los fluidos.

En cierto moto el petroleo no fluye del yac., si no q es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazando el agua y el gas.

Los procesos desplazamiento son:

1.- EXPANSION DE LA ROCA EN LOS FLUIDOS.- Este proceso de desplazamiento ocurre en yac. bajo saturados, hasta q se alcanza la presion de saturacion. La expulsion del petroleo se debe a la expansion del sistema. El petroleo, el agua congenita y la roca se expande, desalojando asia los pozos productores el petroleo contenido hacia los yac. Dado la baja comprensibilidad del sistema, el ritmo de declinacion de la presion con relacion a la expansion es muy pronunciado.La liberacion del gas disuelto en el petroleo ocurre en la tuberia de produccion, al nivel q se obtiene la presion de saturacion. La relacion gas-petroleo producida permanece por lo tanto ctte y aunque esta estada de explotacion es igual a (Rsi) relacion de solubilidad inicial.

La saturacion de petroleo no varia, la porosidad y la permeabilidad absoluta no varia facilmente, asi como la viscosidad del petroleo. E l factor del volumen aumenta en forma muy ligera. Debido a esta circunstancia, como nos puede indicar el indice de productividad siguiente:

2.- EMPUJE DE GAS DISUELTO LIBERADO.-

Una vez iniciada la liberacion en el yac. la liberacion del gas q estuvo disuelto en el petroleo, a alcanzarse la presion de saturacion, el mecanismo de desplazamiento de petroleo se debera, primordialmente al empuje de gas disuelto liberado, ya si bien es cierto q en tanto q el agua intersticial y la roca continuara expandiendose, pero su efecto resulta despreciable, puesto q la expancionabilidad del gas mucho mayor q los otros componentes de la formacion.El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino q se acumula en forma de pequenas burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinacion de la presion, llega a formar posteriormente una fase continua, q permitira el flujo de gas hacia los pozos. La saturacion de gas minima para q ocurra flujo del mismo se denomina saturacion de gas critica.

Durante esta etapa, en la q la saturacion de gas es menor q la saturacion critica, la relacion gas-petroleo producida disminuye ligeramente, ya q el gas disuelto en el petroleo q se libera, queda atrapada en el yac. El gas liberado llena totalmente el gas desocupado en el espacio ocupado por el petroleo. La saturacion de petroleo disminuira constantemente dentro de la roca o en la arenisca a causa de su produccion y encogimiento por la liberacion de gas disuelto, mientras q la permeabilidad al petroleo disminuye continuamente y a la permeabilidad del gas aumentara. E l gas fluira mas facilmente q el petroleo, debido a q es mas ligero, menos viscoso ya q en su trayectoria se desplaza por la parte central de los poros (bajo condiciones equivalentes, su movilidad es mucho mayor q la del petroleo).De esta manera la relacion gas-petroleo q fluye en el yac. aumentara cttemente y la relacion gas-petroleo producida en la superficie mostrara un progresivo incremento, hasta q la presion del yac. quede abatida sustancialmente. Cuando esto ocurra la relacion medida en la superficie disminuira, debido a q a presiones bajas los volumenes de gas en el yac. se aproxima a los volumenes medidos en la superficie.

Debido a q este tipo de mecanismo de desplazamiento se presenta generalmente en yac. Cerrados, la produccion de agua es muy pequena o nula. Por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variando generalmente entre 5 y 35% del petroleo contenido a la presion de saturacion.

Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yac. q no presenta condiciones favorables de segregacion la recuperacion de petroleo es totalmente independiente del ritmo de extraccion.

Se acostumbra representar graficamente el comportamiento de los yac. indicando la variacion de presion y la relacion gas petoleo con la produccion acumulativa de petroleo.

3.- EMPUJE POR CAPA O CASQUETE DE GAS.-

El empuje por capa de gas cosiste en una invasion progresiva en la zona de petroleo de gas, acompanado por un desplazamiento direccional de petroleo fuera de la zona de gas libre y asia los pozos productores.Los requerimientos basicos para q esto suceda son:

1.- Que la parte superior del yac. contenga una alta saturacion de gas.

2.- Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede representarse por 3 maneras:

a) Que exista inicialmente en el yac. como casquete.

b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulacion de gas liberado por el petroleo a presion de yac. a consecuencia de la segregacion gravitacional.

c) La capa de gas puede crearse por inyeccion de gas en la parte superior en el yac., si existe condiciones favorables para su segregacion.

El mecanismo por el cual el petroleo se recupera bajo este proceso, se entiende facilmente considerando primero la naturaleza de desplazamiento cuando la presion de yac. se mantiene ctte.

Por inyeccion de gas, y analizando a continuacion la diferencia q surge cuando se permite la declinacion de la presion del yac. es obvio q si la presion del yac. se mantiene en su valor original, el gas inyectado no tiene acceso a la zona de petroleo, execto otras o en el frente de avance del gas libre y por lo tanto la parte inferior de la estructura conserva sus condiciones originales de saturacion de petroleo hasta cuando se invade por el gas inyectado.La produccion de petroleo por este mecanismo proviene de los pozos localizados en las zonas de petroleo, pero el petroleo producido es reemplazado por el q se mueve adelante del frente de gas. En esta forma el proceso obliga al petroleo a moverse en la parte inferior del yac.

La ventaja de este mecanismo consiste en q propicia, mediante una adecuada localizacion y terminacion de los pozos, la obtencion de produccion de petroleo de la seccion de yac. q no contiene gas libre, reteniendose, en la parte superior del yac. el gas libre q se utiliza para desplazar el petroleo.

Sin inyeccion de gas el empuje o capa de gas tendra lugar en virtud de la expansion del gas del casquete, debido a la declinacion del gas en la expansion.

Si el volumen de gas libre inicialmente presente en el yac. es grande, comparado con el volumen total de petroleo, y si no se produce gas libre en nuestra explotacion , la declinacion de presion requerida para la invasion total de la zona de petroleo sobre el casquete de gas sera ligera y el comportamiento del yac. se aproximara al obtenido por inyeccion de gas.

Si por otra parte el volumen de la capa de gas es relativamente pequena, la presion del yac. declinara a mayor ritmo, emitiendo la liberacion de gas disuelto y el desarrollo de una saturacion libre de gas en la zona de petroleo.Cuando la saturacion de gas libre forma una fase continua su exclusion de pozos productores sera imposible y el mecanismo de desplazamiento se aproximara al empuje por gas disuelto.

Sin embargo la recuperacion de petroleo en yac. por capa de gas en el casquete varia normalmente del 20 al 40% del petroleo obtenido originalmente en los reservorios, pero si existe condiciones favorables de segregacion se puede obtener mediante este mecanismo de recuperacion del orden del 60% o mas.

4.- EMPUJE POR AGUA.-

El desplazamiento por invasion de agua es en mucho sentido similar al casquete de gas.El desplazamiento de los HC tiene lugar en este caso atras en la interface agua-petroleo movil. En este proceso el agua invade y desplaza al petroleo, progresivamente desde las fronteras exteriores hacia los pozos productores.

Si la magnitud del empuje hidrostatico es la suficientemente fuerte, para mantener la presion de yac. o permitir un ligero abatimiento de ello, el petroleo sera totalmente recuperado por desplazamiento con el empuje del agua, puesto q no habra liberacion en gas en solucion y dicha liberacion sera pequena asi mismo el desplazamiento del yac. q ocasiona los requerimientos basicos para este tipo de empuje son:1.- En primer lugar una fuente adecuada q suministre agua en forma accesible al yac.

2.- En segundo termino q exista una presion diferencial entre la zona de petroleo (yac.) y la zona de agua (acuifero), q induzca y mantenga la invasion.

Sin embargo el empuje hidraulico puede ser natural o artificial.

Para q se presente en forma natural debe existir, junto a la zona productora un gran volumen de agua en la misma formacion, sin barreras entre el petroleo y el agua, y la permeabilidad K de la formacion debe facilitar su filtracion adecuada la formacion acuifera puede algunas veces alcanzar la superficie.

En este caso la fuente de agua de invasion podra disponerse a traves de la entrada de agua superficial por el aprobamiento.

Esta condicion es muy comun generalmente la invasion de agua tiene lugar por la expansion de la roca del agua en el acuifero, como resultado de la declinacion de presion transmitida de yac. debido a q las comprensibilidades del aroca y el agua son muy pequenas, un empuje hidraulico regular requerido de un acuifero extenso y grande miles de veces mayor q el del yac.Tan pronto como el agua invade una seccion de la zona de petroleo y lo desplaza algo de el, la saturacion del agua aumenta, la formacion adquiere eh incrementa su permeabilidad del agua y esta empieza a fluir junto con el petroleo.

Como agente desplazante del agua tiene una ventaja sobre el gas, ya q debido a su menor movilidad (mayor viscosidad), un volumen dado de agua introducido en el espacio poroso desalojara mas petroleo q el mismo volumen de gas se acumulara tambien de mayor grado, mostrando menor tendencia del gas a fluir a traves del petroleo.

Despues q la interface o contacto agua-petroleo alcance un pozo, su produccion de agua aumenta progresivamente.El proceso determina al abandonar al yac. cuando se invade los pozos superiores con agua y su produccion disminuye a un nivel tal q la recuperacion del petroleo deja de ser costeado, en la mayoria de los yac. agotados por empuje de agua la presion de yac. se conserva en un nivel relativamente alto cuando se abandona su explotacion la relacion gas-petroleo producidas de yacimientos con empuje hidraulico efectivos no sufre cambios sustanciales, debido a q al mantenerse a alta presion, se evita la agregacion de gas disuelto y su disipacion en la produccion.

La recuperacion de petroleo con este tipo de empuje varia normalmente entre 35 y 75% del volumen original del petroleo en el yac.

Las recuperaciones bajas corresponden a yac. heterogeneos o con petroleos viscosos. En yac. con empuje hidraulicos la recuperacion es sencilla a ritmo de explotacion. Si los gastos son altos la disminucion de la presion propiciara la liberacion de gas y el desplazamiento con agua se efectuara en presencia de una fase gaseosa. Es estas condiciones la saturacion de petroleo residual puede reducirse sustancialmente. Esta reduccion proporciona una recuperacion del petroleo mayor q la obtenida con la invasion de agua donde no existe una fase gaseosa. El desplazamiento con agua en una formacion parcialmente saturada de gas da lugar al desarrollo de una zona de alta saturacion de petroleo (banco de petroleo), formada adelante del agua de invasion.

En el banco de petroleo desplaza parte de la fase de gas del movil inicial, dejando gas residual atrapado distribuidos en los poros en forma de burbujas discontinuas o filamentos. El petroleo es desplazado posteriormente por el agua, en presencia de la fase gaseosa inmovil como se ve en la fig. si se desea obtener maxima recuperacion de petroleo se debera controlar el ritmo de produccion, a fin de q el desplazamiento por agua se efectue a la presion mas conveniente.

En la fig. de abajo se muestra una comparacion de los comportamientos de los mecanismos q opera.

5.- DESPLAZAMIENTO POR SEGREGACION GRAVITACIONAL.-

La segregacion gravitacional o drene por gravedad puede clasificarse como un mecanismo de empuje, sin embargo se considera mas bien una modificacion de los demas empujes. La segregacion gravitacional es la tendencia del petroleo, gas y agua al distribuirse en el yac. de a sus densidades. El drene por gravedad puede participar activamente en la recuperacion del petroleo. Poe ejm, en un yac. bajo condiciones favorables de segregacion, gran parte del gas liberado fluira a la parte superior del yac. en ves de ser arrastrado hacia a los pozos por la fuerza de presion, contribuyendo asi a la formacion o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento.Los yac. presentan condiciones propicias a la segregacion de sus fluidos, cuando poseen espesor considerable o alto relieve estructural. Alta permeabilidad y cuando los gradientes de presion indicados no gobiernan totalmente el movimiento de los fluidos.

La recuperacion de petroleo en los yac. donde existe segregacion de gas o agua, es sensible al ritmo de produccion, mientras menores sean los gastos menores seran los gradientes de presion y mayor la segregacion.

Si se establece en un yac. contra flujo de petroleo y gas, se desarrollara una capa de gas, la relacion gas-petroleo producida mostrara una disminucion.

En la fig. de mas abajo se presenta en el diagrama el efecto q se produce en un yac. con y sin segregacion, sobre su recuperacion y su relacion petroleo producido.

La fig. de mas delante nos permitira analizar en forma cualitativa, las trayectorias de las burbujas de gas liberado en un yac. asi como las fuerzas q actuan sobre las mismas.1.- El peso de la burbuja de gas.

2.- El empuje debido a la diferencia de la densidad entre el gas y el petroleo.

3.- Las fuerzas debido al gradiente de presion.

El gradiente de presion es menor entre mayor es la distancia al pozo productor, asi una burbuja como la mostrada en una de la fig. cuyo diagrama es de cuerpo libre se presenta en (a)tendra en ascender pero su movimiento predominante sera hacia el pozo; Sin embargo en una burbuja como la indicada en 4 cuyo diagrama de cuerpo libre se presenta en (b) la resultante de las fuerzas tendra a incorporase al casquete ambos de desplazarse hacia el pozo.

6.- COMBINACION DE EMPUJES.- La mayoria de los yac. quedan sometidos durante su explotacion a mas de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Por ejm, un yac. grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de gas disuelto.Despues de un corto periodo de produccion, la capa de gas asociado actua efectivamente y contribuye sustancialmente al desplazar el petroleo. Posteriormente despues de una extensa explotacion la presion del yac. caera la suficiente como para establecer la entrada de agua de un acuifero, de modo q el empuje por agua se presentara como parte importante del mecanismo de desplazamiento para q produzca el pozo.

ROCAS OLEOFILAS O HIDROFILAS.- Desde el punto de vista de la humectabilidad, la roca reservorio puede ser oleofila (humedecida por petroleo) o hidrofila (humedecida por agua). Si es oleofila el petroleo se adhiere preferentemente a la superficie de la roca expulsando el agua.

Son pocos y raros los yac. verdaderamente oleofilos, no asi los parcialmente oleofilos q son mas frecuentes.

La mayoria de los yac. son hidrofilos lo q implica q el agua innata se adhiere a la superficie de la roca; Esto no es sorprendente cuando se considera a la mayoria de las rocas de acumulacion de HC, fueron depositados bajo el agua y q la humectabilidad de la roca depende generalmente del fluido con q sus superficies entren en contacto primero. Sin embargo si la roca se expone a un contacto prolongado del petroleo y particularmente si el petroleo contiene compuestos polares faciles de observar, se puede producir un cambio parcial o total en las propiedades humectantes de los yac. originandose gradientes de humectabilidad.Para reconocer las caracteristicas de un yac. se presenta la regla emperica.

Una arena hidrofila, generalmente tiene una saturacion alta de agua, mientras q una arena oleofila tiene una saturacion baja de agua innata. La linea divisoria esta entre 10 y 20% de agua innata.

COMPRENSIBILIDAD DE LOS PRINCIPALES COMPONENTES DE LA FORMACION

DEFINICION DE COMPRENSIBILIDAD.- La comprensibilidad se define como el cambio de volumen q sufre un volumen unitario por unidad de variacion de la presion, el signo convierte a la comprensibilidad C en numero (+), debido a q los valores y la pendiente son diferentes para cada nueva presion, la comprensibilidad varia segun la presion, aumenta a medida q la presion disminuye.En forma de diferencia finita se tiene, la comprensibilidad promedio igual:

Como es de referencia, puede ser V1 o V2 o un promedio entre V1 y V2. Por lo general se toma el volumen menor a la presion mayor.

COMPRENSIBILIDAD DEL PETROLEO (CO).- Un volumen de petroleo de 1 millon de m con una comprensibilidad media de 1x10^-6(Kg/cm)^-1; Se incrementa o expande en 1 m por cada Kg/cm de caida de presion.La comprensibilidad de los petroleos bajo saturados es maxima para petroleos livianos o ligeros, por la mayor cantidad de gas q se tiene en solucion.

La comprensibilidad media del petroleo, mientras q el yac. produce arriba de la presion de saturacion, puede referirse a la presion media del yac. en esta etapa de explotacion lo cual es:

La comprensibilidad del petroleo a estas condiciones se determina aplicando la siguiente ec. obtenida sustituyendo factores de volumen en la ec. (3.2).

COMPRENSIBILIDAD DEL AGUA (CW).- La comprensibilidad del agua depende de la T, P y cantidad de gas en solucion.Dopson y Standing determinaron a partir de estudios experimentales, los efectos de la presion, temperatura y composicion sobre la comprensibilidad del agua de los yacimientos.

Dichos investigadores establecieron correlaciones presentadas en las figuras (3.1) y (3.4), q permite obtener el valor de la comprensibilidad del agua a las condiciones deseadas.OBTENCION DE LA COMPRENSIBILIDAD DEL AGUA INTERSTICIAL.- Datos: (Kg/cm); Ty (C); Salinidad (ppm), los pasos a seguir son:

1.- Obtener por medio de la fig. (3.1), el volumen de gas en m, disuelto por cada m de agua pura a las condiciones de presion media y temperatura del yac.

2.- Obtener el factor de correccion para la salinidad dada, por medio de la fig. (3.2).

3.- Multiplicar los valores obtenidos en los pasos anteriores para obtener la relacion gas disuelto en el agua de la formacion (Rsw).4.- Determinar la comprensibilidad del agua a las condiciones de P y Ty, mediantes las graficas en la fig. (3.3).

5.- Con el valor de Rsw obtenido en el paso 3, obtener el factor de correccion por gas en solucion segun la fig. (3.4)

6.- Determinar la comprensibilidad del agua intersticial a las condiciones aludidas multiplicando los valores de comprensibilidad y del factor de correccion obtenidos en los pasos 4 y 5.

COMPRENSIBILIDAD DE LA FORMACION (CF).- Cuando la presion de los fluidos contenidos en los espacios porosos de la roca abatida a causas de la extraccion del petroleo, el volumen total de la roca decrece, mientras q el volumen de las particulas solidas aumenta.

Dichos cambios de volumen tienden a reducir la porosidad de la roca ligeramente. Este cambio de la porosidad para una determinada roca, depende solo de la diferencia entre la presion interna y externa y no del valor absoluto de las presiones.

La comprensibilidad del volumen poroso (Cf) para cualquier valor de diferencia de presion externa y interna se define como el cambio de volumen q experimenta un volumen unitario de poros por unidad de abatimiento de presion.

Cuando la presion del yac. declina de un valor inicial Pi, a cualquier valor P, el volumen inicial de poro Vpi declina a un valor de Vp, debido a la comprensibilidad de la formacion.

Usando una comprensibilidad promedio de la formacion expresado en unidades de volumen de poro por volumen de poros por Kg/cm, cuando la presion promedio del yac. es abatida en P (Kg/cm), el volumen de poro final, a la presion P, es:

Hall mediante correlaciones determino q la comprensibilidad de las formaciones es independiente del tipo de roca y del rango de presiones y es exclusivamente una funcion de la porosidad. En la correlacion establecida se mantuvo ctte la presion de sobrecarga.En la fig. (3.5), se muestra la correlacion obtenida entre la porosidad y la comprensibilidad de la formacion, sin embargo se concluye q ya comprensibilidad de una formacion debe obtenerse experimentalmente, y si no se dispone de los medios apropiados se recurrira a la correlacion de Hall.

COMPRENSIBILIDAD DEL GAS (CG).-De la ec. general de gases, se tiene:

RANGO DE COMPRENSIBILIDAD.-

EJEMPLO:

Tema ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS BAJO SATURADOS

GENERALIDADES.- Inicialmente se habia considerado el desplazamiento de los fluidos como un producto exclusivo de la expansion del petroleo y no asi de los demas componentes de la roca, empleandose la E.B.M. de la forma siguiente:

Es evidente q no se considere el empuje proporcionado por el agua intersticial y los solidos q constituye la roca, se incurrira en un error apreciable. Para modificar esta situacion, fue necesario cuantificar la comprensibilidad de los elementos mencionados.

Posteriormente M.F. Hawkins desarrollo una ec. aplicable a yac. bajosaturados, expresado en la siguiente forma:

Su correcta aplicacion en la ec. anterior requiere del conocimiento del termino Ce, cuyo valor es solo cuantificado con suficiente aproximacion cuando se conocen con precision los valores de la porosidad y la saturacion del agua del yac. lo q equivale a contar con la estimacion volumetrica el contenido original de HC.DESARROLLO DE LA E.B.M. BAJO YAC. BAJOSATURADOS.- La expresion del petroleo, agua y solidos en el yac. mas el volumen de entrada natural de agua es:

Vf desplaz.=Eo + Ew + Esolidos + Ee ec. (4.4)

Donde: Vfd=Vol. De fluido desplazado

Eo=VoCoP = Vpi(1-Sw)CoP ec. (4.5)

Ew=VwCwP = VpiSwCwP ec. (4.6)

Es=VsCsP = VpiCfP ec. (4.7)E = Expansion de los constituyentesSw = Saturacion medios del agua del yac.

Por otro lado, el volumen producido o desplazado a la presion final es:

Vfd W @ c.y. = NpBo + WpBw ec. (4.8)

El volumen inicial del poro es:

EL COEFICIENTE DE NBOIP, SE CONOCE COMO LA COMPRENSIBILIDAD EFECTIVA DE LOS FLUIDOS CE, incluyendo a la del agua, del petroleo y de la roca y es igual a la ec. (4.3)

Vfd @ c.y. = NBoiPCe + We ec. (4.11)

Igualando (4.11) con (4.8) y desarrollando se tiene:

NBoiCeP = NpBo + WpBw We ec. (4.12)

Luego despejando N se tiene:

La ec. anterior en la E.B.M. o balance volumetrico para yac. bajosaturados.

Por otro lado la misma ec. puede expresarse de la siguiente manera:

Si no existe la entrada de agua, si la produccion de agua es despreciable. Entonces N puede despreciarse de la siguiente manera:

Finalmente la recuperacion de petroleo en porcentaje sera:

INDICE DE EMPUJES TOTALES.-De la ec. (4.14), se tiene:

NpBo = NBoiCeP + We WpBw NpBo

Se observa la ec. (4.17) q la suma de A y B es igual a la unidad. El termino A representa a la fraccion de petroleo producido o desplazado del yac., a consecuencia de la expresion del sistema; El termino B representa la fraccion de petroleo producido @ c.y. por efecto al agua neta del yac.El primer termino se conoce como indice de empuje por expansion del sistema y el segundo termino como el indice de empuje por agua

INDICE DE EMPUJE POR PERIODO.- Un yac. de petroleo bajosaturados puede producir inicialmente por expansion de sus componentes y posteriormente debe manifestar un efectivo empuje hidraulico.

Los indices de empuje obtenidos por la ec. (4.16), nos dan idea de las variaciones de los empujes, por lo q es conveniente contar con un procedimiento q permita calcular, en un periodo de explotacion determinado, la magnitud de los empujes aludidos.

Para esto, se considera q al principio de periodo el yac. se encuentra en las condiciones iniciales de explotacion de modo q:

Por lo tanto para un periodo d explotacion dado los indices de empuje por expansion de sistema y por agua son:

DETERMINACION SIMULTANEA DE N Y WE.-Separando terminos en la E.B.M. se tiene:

Se observa en la ec. (4.21) q si hay entrada de agua en el yac. N aumentara, y q N=N cuando We=0, osea cuando Np=0De esta manera graficando N Vs Np y despues extrapolando para Np=0, se obtiene N. Una ves obtenido N, se obtendra la entrada de agua por medio de la ec. (4.21), en la forma siguiente:

We = (N- N)BoiCeP ec. (4.22)

ECUACION DE BALANCE EN FORMA DE UNA RECTA.-En la ec. (4.14), dividimos entre BoiCeP, se tiene:

En la ec. anterior, la entrada de agua se sustituye por la expresion q representa el comportamiento del acuifero, por ejm la ec. de R.L. Stanley, quedando en la siguiente forma:

Se observa q la ec. (4.24) es una recta de la forma Y = mx + b.

Una grafica Y Vs X debe dar una recta cuya ordenada es m y su pendiente es C, si no hay entrada de agua la ec. En forma de una recta es:

Una grafica de Y = NpBo + WpBo Vs X = BoiCeP, q nos da una recta q pasa por el origen, con pendiente N.

ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO (E.B.M.)

TERMINOS USADOS EN LA ECUACION DE BALANCE.-Vol. De petroleo original @ c.y. NBoi = NBti

Gas disuelto en el petroleo original @ c.s. = NRsi

Gas libre inicial @ c.y. GBoi = mNBoi = NBti

Produccion acumulativa de gas @ c.s. Gp = NpRp

Entrada de agua neta al yac. @ c.y. We WpBw

Petroleo remanente en el yac. @ c.y. (N Np)Bo

Gas disuelto en el petroleo residual @ c.s. (N-Np)Rs

Factor de volumen en las 2 fases Bt = Bo + Bg(Rsi Rs)

DESARROLLO DE LA E.B.M.-

Igualando los volumenes de condicion de yac. se tiene:

Casquete mNBoi + NBoi = (N-Np)Bo + We WpBw + gas libre total @ c.y. ec. (5.1)

Despejando el gas libre total (q incluye el gas del casquete en la zona de petroleo) se tiene:

Gas libre total @c.y. = mNBoi + NBoi (N-Np)Bo (We WpBw) ec. (5.2)

Por otra parte se establece la siguiente igualdad a condiciones estandar

Multiplicando por Bg, ordenando y desarrollando se tiene:

La ec. (5.6) es aplicable a yac. de petroleo con casquete de gas, bajo el punto de burbujeo considerando la Pi del yac. = Pb; Para la cual se tiene:

m0Puede considerarse tb entrada de agua igual a cero.

We = 0

Gas inyectado = 0

Winyec. = 0

Ew = 0

Er = 0

La variacion de los factores se tiene en los siguientes graficos:

La ec. (5.6) es equivalente a la derivada originalmente por SCHILTHUIS. L a equivalente puede establecerse sumando y restando NpBgRsi en la ec. (5.4). La ec. de SCHILTHUIS, desarrollada es la siguiente:

CONSIDERACIONES SOBRE LA E.B.M.-Se estima conveniente indicar las siguientes caracteristicas de dicha ec.:

La E.B.M. es un modelo matematico en el q se considera al yac. como un recipiente de volumen ctte.

Su aplicacion a porciones de un yac. conduce a pequenos errores sustanciales. La ec. contiene 3 incognitas q son: (N, We y m).

Por lo q es necesario determinar el valor de 1 o 2 de ellos por otros 2 procedimientos. Para aplicar la E.B.M. es necesario entrar con informacion confiable sobre la produccion de fluido y la variacion de la presion de yac.

Asi mismo se debe disponer de datos de laboratorio sobre las propiedades de los fluidos q se presenta las condiciones de vaporizacion q se espera en el yac.En la derivacion de la E.B.M., se considera q no existe segregacion de gas liberado en la zona de petroleo. Tampoco se considera la expansion de la roca y el agua congenita. Se observa la ec. (5.6), q su numerador y su denominador tienden a cero al principio de la explotacion de un yac. o cuando se mantiene su presion por un activo empuje hidraulico. En estas consideraciones el valor de N es considerado y la E.B.M. puede proporcionar resultados absurdos, el valor de N puede observarse tb por metodos volumetricos.

Este valor puede concordar con una diferencia menor del 10%, con el obtenido con la E.B.M.

Si el yac. no contiene casquete de gas m=0, la E.B.M. es:

En este caso la ec. Anterior es aplicada en yac. bajo saturados por encima del punto de burbujeo donde la presion del yac. Pi > Pb y las siguientes condiciones: m=0; Bti=Boi; Rp=Rsi; Winyec.=0; G inyec.=0; We0.

Si no existe entrada de agua y la produccion de agua es despreciable y la ec. Para el calculo in-sito es la siguiente:

En la E.B.M., se expresa comunmente de la siguiente manera en forma general: (cuando existe agua y casquete)

En esta forma se indica q la expansion de petroleo y gas iniciales mas la entrada de agua al yac. es igual al volumen total de fluidos producidos (o desplazado del yac.) a condiciones de yac.

N(Bt-Bti); Representa la expansion de petroleo y su gas disuelto contenido originalmente en el yac.

We; Es el volumen de agua q invade el yac. y corresponde generalmente a la expansion del acuifero.

Np[Bo + Bg(Rp-Rs)]; Es el volume total de HC producidos o desplazado = NpBo(pet.+ gas disuelto) + NpBgRp(gas total) NpBgRs(gas disuelto)Se indica q en la derivacion de la ec. (5.6), no se considera la expansion de la roca ni la del agua congenita. El efecto de estas expansiones es generalmente despreciable, y q la Cg, q es el principal agente interno desplazante, es mucho mayor q la del agua y la roca.Si por alguna razon se juzgan conveniente tomar en cuenta la expansion de los elementos considerados, se tendra q incluir en la E.B.M., los terminos correspondientes, quedando la ec. de la siguiente forma:

Los terminos multiplicados por las saturaciones de agua correspondiente de el.

ALGUNA APLICACIONES DE LA E.B.M.- - DETERMINACION SIMULTANEA DE N Y WE.- Separando terminos de la ec. (5.6) se tiene:

En la ec. anterior se observa q el valor de N', tiende hacer igual al valor de N, cuando We=0, esta condicion se obtiene al principio de la explotacion del yac., cuando Np=0. Una grafica de N' contra Np proporciona generalmente una recta, cuya ordenada al origenes N.

La anterior grafica determina conlar ecta el volumen original del petroleo en el reservorio. La entrada de agua en el yac. se puede calcular con la siguiente ec. Obtenida de la ec. (5.14).

- INDICES DE EMPUJE.-De la ec. (5.6) se tiene:

La suma de los terminos A, B y C es igual a la unidad.

El termino A representa la fraccion de los HC producidos o desplazados del yac. por la expansion del petroleo. El termino B es la fraccion de los HC producidos por efecto de la expansion del casquete del gas.El ultimo termino corresponde a la obtencion del HC desplazado del yac. por la entrada del agua neta.

Los terminos A, B y C se denominan:

A = Indice de empuje por gas disuelto liberado

B = Indice de empuje por el gas del casquete

C = Indice del empuje por la entrada de agua neta

En el indice de empuje indica la efectividad de cada mecanismo de desplazamiento de la expulsion del yac. hacia el pozo.Como el empuje por agua proporciona la maxima recuperacion de petroleo, se procurara operar el yac. de modo q su indice de empuje por agua sea maximo y su indice de empuje liberado sea minimo.

La ec. (5.17) permite obtener las fracciones de HC producidos, por 3 mecanismos de desplazamientos considerados, desde q se inicia la explotacion del yac. donde la presion inicial es igual a la presion del punto de burbuja (Pi = Pb).

Para obtener los indices de empuje en un periodo de produccion determinado, es necesario establecer la E.B.M. para intervalos sucesivos de tiempo.La ec. al principio y al final de un periodo de tiempo de produccion cualesquiera es:

Restando de (5.9) (5.18) se tiene:

El termino A representa la fraccion de los HC producidos durante el periodo por efecto de la expansion del petroleo original.El termino B es la fraccion de HC desplazado, en el mismo intervalo de tiempo, por la expansion del gas en el casquete. El ultimo termino C corresponde a la fraccion de HC desalojado del yac. por la entrada de agua neta.

La E.B.M., puede tb establecerse considerando q al principio del periodo de produccion se inicia la explotacion del yac.Esto equivale a suponer q el yac. Se descubre, en un estado de despresuramiento y el balance volumetrico se efectue a partir de dicho estado, la ec. en este caso es la siguiente.

En la ec. anterior. m es el volumen de gas libre contenido en el yac. (En el casquete y en la zona de petroleo), dividido entre el volumen de petroleo existente en el principio del periodo considerado, (N-Np)Bo, R'p es la relacion gas-petroleo acumulativa producida durante el periodo, la ec. (5.23), puede aplicarse para determinar los indices de empuje en periodo de explotacion. Tb es de gran utilidad su empleo cuando se carecen de datos de produccion o presiones antes de cierto tiempo.

ECUACIONES Y DATOS FUNDAMENTALES UTILIZADOS EN LA PREDICCION

DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS

ECUACIONES FUNDAMENTALES.- Para predecir el comportamiento de un yac., se utiliza, ademas de la E.B.M., las siguientes expresiones:

1.- Ec. de la relacion gas-petroleo instantaneo.

2.- Ec. de la saturacion de petroleo en yac. productores por empuje de gas liberado.3.- Ec. de la recuperacion de petroleo.

4.- Grafica de la relacion de permeabilidades relativas al gas y al petroleo en funcion de la saturacion ya sea de liquido o petroleo.

5.- Ec. de la variacion en el indice de productividad.

6.- Ec. general de la saturacion del petroleo.

A continuacion se indica los procedimientos empleados en la obtencion de estas ecuaciones:1.- EC. DE LA RELACION GAS-PETROLEO INSTANTANEO.- Por dedicion:

Pero, la produccion total de gas esta constituida por el gas libre, q fluye en el yac., mas el gas disuelto en el petroleo q se libera al alcanzarse las condiciones superficiales de P y T.

Si el yac. es de petroleo bajosaturados o su saturacion de gas es menor q la critica, entonces la relacion Krg=0 y R=Rs. Cabe ademas q en el desarrollo de la ec. anterior sea considerado q el gas y el petroleo se encuentra uniformemente distribuido en el yac., q fluye de acuerdo con el concepto de permeabilidad relativa, suponiendo despreciables los efectos gravitacionales y capilares; y q las gradientes de presion para el gas y el petroleo son iguales.2.- EC. DE SATURACION DE PETROLEO EN YAC. CON EMPUJE DE GAS LIBERADO.- En el desarrollo de esta ec. Se considera el caso de un yac. sin entrada de agua We=0 y sin casquete de gas primario y secundario m=0. Bajo estas condiciones, la saturacion media en el yac. es:

En estas ecuaciones se considera como ec. Iniciales las q prevalece3n en el yac. A la presion de saturacion, Pi=Pb; Boi=Bab y N=Nb.3.- EC. DE RECUPERACION DE PORCENTAJE DE PETROLEO.- La recuperacion de petroleo se obtiene despejando de la expresion (6.12) quedando de la siguiente manera:

4.- RELACION DE PERMEABILIDADES RELATIVAS AL GAS Y PETROLEO EN FUNCION DE SATURACION DE LIQUIDOS.- Existen inicialmente 3 procedimientos para determinar las relaciones de permeabilidad relativa, estos son:

1.- POR MEDIO DE CORRELACIONES.2.- POR METODOS DE LABORATORIOS.3.- A PARTIR DE DATOS DE PRODUCCION.

En general, el 1ro se utiliza al hacer los calculos de produccion en la etapa inicial en la explotacion de yac., en la cual no se tiene otro recurso. El 2do se utiliza despues de q se ha escogido informacion de nucleos representativos de la formacion. Finalmente cuando se ha concluido el desarrollo y se cuenta con suficientes datos de produccion, se utiliza el 3er procedimiento, cuyo resultados reflejan mejor el comportamiento real del yac.A continuacion se hacen ejm de estos procedimientos.

1.- CORRELACIONES PARA OBTENER KG/KO CONTRA S LIQ.Diversos investigadores han encontrado han encontrados q las permeabilidades relativas, en formaciones de tipos intergranulares se pueden determinar con aceptable aproximacion, a partir de la ec. basados en consideraciones petrofisicas y correlaciones. A.T. Corey presento las siguientes expresiones para calcular las permeabilidades relativas al petroleo y el gas.

Dividiendo (6.16) por (6.15) y haciendo S=So/1-Swi se tiene:

La expresion (6.17) se conoce como ec. de TORCASO y WYLLIE.

Wahl y otros, basados en datos medios en yac. de areniscas, presentaron las siguientes ec.:

En la fig. (6.1) se presentan las curvas de Kg/Ko Vs Sg, obtenidas con estas ec., para diferentes valores de Sw donde:

En la tabla (6.1) se presenta los calculos con bases a los cuales se obtuvo la grafica de permeabilidades relativas a partir de la ec. de TORCASO y WYLLIE, para la Sw=0.20. Fig. (6.2) curva a.

Tabla (6.1) obtencion de Krg/Kro con la ec. de torcaso y wyllie.

2.- OBTENCION DE LA CURVA MEDIA DE KG/KO A PARTIR DE DATOS DE LABORATORIO.La descripcion de los procedimientos de laboratorio queda fuera del objetivo de este curso:Sin embargo en tratamiento para los resultados hay obtenidos es el siguiente:

Las formaciones generalmente estan constituidas por capas con propiedades diferentes por lo cual, las curvas de Kg/Ko contra la S liq., q se obtenga de las muestras representativas de cada capa seran diferentes.

Para obtener la curva promedio de relacion de permeabilidades relativas, es necesario determinar los numeros de capas, su espesor y sus propiedades medias.

La manera de hacerlo es mediante una ponderacion de la saturacion de liquido con el espesor de las capas, para valores determinados de Kg/Ko, mediante la formula:

Obtenido un numero diferente de parejas de valores se grafican dando como resultado la curva deseada.

Sea un yac. al q se considera esta constituido por 4 capas, con las propiedades media q se indican en la tabla (6.2) y cuyas curvas de Kg/Ko estan graficadas con lineas continuas en la fig. (6.3). Por ejm, La saturacion del liquido q corresponde al valor de Kg/Ko=1 para el caso tratado es:Tabla (6.2).- Propiedades promedios del yac.

Entonces la saturacion del liquido se encuentra de la grafica para cada espesor.

Reempl. por los datos de la grafica:

En forma analoga se obtuvieron los valores necesarios para definir la curva promedio, representada por la linea descontinua en la fig. (6.3).

3.- OBTENCION DE LA RELACION KG/KO A PARTIR DE DATOS DE PRODUCCION Y ANALISIS DE FLUIDOSDespejando Kg/Ko de la ec. (6.7) se tiene:

Esta ec., junto con la So, permite establecer la relacion q existe para un yac. entre saturacion liquida y Kg/Ko.

El procedimiento se describe a continuacion:

De la historia de produccion del yac. se toma los datos de la relacion gas-petroleo y produccion acumulativa del petroleo a diferentes presiones, columnas (1, 2 y 6) de la tabla (6.3); Los datos de las propiedades los fluidos a las presiones correspondientes se muestra en las columnas (3, 4, 5 y 7). La relacion Kg/Ko se calculo mediante la ec. (6.21), en las columnas (8, 9, 10 y 11). La saturacion de liquido correspondiente se obtiene, mediante la ec. (6.11), sumandole el valor de So obtenido el del agua inicial, columna (12, 13, 14 y 15).En este ejm se considero N=18.44x10^6 m3o y Swi=0.285

Los resultados obtenidos se muestran en la fig. (6.2), donde se presenta en forma discontinua (punto-raya) la curva obtenida de los datos de produccion y en forma punteada la tendencia de la curva q se utilizo para predecir el comportamiento de este yac. hasta su presion de abandono (curva b).A pesar de las limitaciones de este procedimiento, limitaciones involucradas en las ecuaciones (6.7 y 6.11), la relacion de permeabilidades relativas contra la saturacion de liquido es, generalmente, mas real q la obtenida por analisis de nucleo en el laboratorio o por correlaciones.

4.- ECUACION DE LA VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDADEN LOS CALCULOS DE LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS, SE SUPONE generalmente, q su gasto es proporcional a la diferencia de presiones, Pws Pwf, osea:Qo=J(Pws Pwf) ec. (6.22)

La ctte de productividad J, se denomina indice de productividad, q de acuerdo con la ec. de DARCY es:

Cuando esta relacion existe, una grafica de Qo contra la Pwf de una recta como lo indica en la fig. (6.4).

Sin embargo se ha demostrado q cuando existe gas en el yac. la expresion (6.23), no es aceptable, declinando la productividad de los pozos a aumentar sus gastos. La causa de esta declinacion se atribuye a:1.- La disminucion de la permeabilidad al petroleo debido al incremento de la saturacion de gas originada por el aumento de la caida de presion en la vecindad del pozo.

2.- Al aumento de la viscosidad del petroleo a medida q el gas se libera. La grafica de Pwf contra Qo, en este caso, una curva como la mostrada en la fig. (6.5).

VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD.- Para las condiciones iniciales de explotacion el indice de productividad de un pozo es:

Mediante esta ultima expresion, puede obtenerse el gasto q proporcionara un pozo durante la explotacion del yac. La caida de presion (Pws Pwf) se considera en los calculos estimando el valor de Pwf, de acuerdo con las condiciones del pozo.5.- ECUACION GENERAL DE SATURACION DE PETROLEO.- La ec. desarrollada anteriormente, solo es aplicable a yac. productores por empuje de gas disuelto liberado. A continuacion se muestra la deduccion de la ec. de So para yac. q poseen entrada de agua y/o casquete de gas.

Considerando primero el caso de un yac. con entrada de agua pero sin casquete de gas. la explotacion de este tipo de yac.se lleva acabo:a) Si la entrada del agua es lo suficientemente grande para mantener alta la presion del yac; hasta q los pozos estructuralmente mal altos, se invada de agua.

b) Si la entrada de agua no es suficiente para mantener la presion, o dicho de otra forma, si el indice de empuje por gas disuelto, es mucha mayor q el indice de empuje por entrada de agua; Hasta q el yac. alcance una presion tal, q deje de ser costeable su explotacion.

La representacion esquematica de este tipo de yac., para un tiempo t=0 y para un tiempo t=t1, para el cual ha ocurrido un avance del contacto, se muestra en la fig. (6.6a) y (6.6b) respectivamente.La So en el yac. esta dado por el cociente del volumen del petroleo (residual) en la zona no invadida y el volumen de poros en la zona no invadida.

Analizando el numerador de esta ec.:

El volumen de petroleo en la zona no invadida es igual al volumen de petroleo inicial total, menos el volumen del petroleo producido (siendo este, el volumen de petroleo residual), menos el volumen de petroleo en la zona invadida de agua.

Vozni = Voit Vop Voziw = Vort Voziw ec. (6.28)Ademas: Vort = (N-Np)Bo ec. (6.29)

Analizando ahora el denominador de la ec. (6.27)El Vp en la zona invadida es igual a la diferencia del Vp iniciales y el Vp en la zona invadida.

Vpzni = Vpi Vpziw ec. (6.31)

Ademas el Vpi es igual al cociente del Voi y la Soi. El Vp en la zona invadida de agua es igual al cociente del agua de invasion residual en el yac. y la saturacion media del agua de invasion.

Sustituyendo las relaciones encontrada en la ec. (6.27) se tiene la ec. de So para yac. con entrada de agua pero sin casquete de gas.

Para considerar el caso de un yac. Con entrada de agua y casquete de gas hay q tener en cuenta no tan solo el efecto del avance del contacto agua-petroleo (6.34), si no tb el efecto de expansion del casquete al abatirse la presion.

La representacion esquematica de este tipo de yac. para un tiempo T=0 y para un tiempo T=T1 para el cual ah ocurrido un avance en ambos contactos se muestra en la fig. (6.7 a y b).

Para incluir el efecto de invasion en la zona de petroleo, debido al casquete de gas se procede en forma analoga cuando se considero la invasion del acuifero.

Considerando la produccion de gas del casquete en nula, la expansion del mismo esta dado por la diferencia del volumen actual y el volumen inicial.

PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GASDISUELTO LIBERADO POR EL METODO DE J. TARNER

CONSIDERACIONES.- Este metodo combina las E.B.M., de So y relacion gas-petroleo para determinar el comportamiento futuro de yac. productores por empuje de gas disuelto liberado. Se considera q existe las siguientes condiciones:

1.- El volumen del yac. es ctte.

2.- No existe gas libre inicial.

3.- La produccion de agua es despreciable.

4.- El petroleo y el gas liberado permanece distribuido uniformemente en el yac.

DATOS REQUERIDOS.- Par la aplicacion de este procedimiento es necesario contar con la informacion siguiente:

1.- Presion inicial del yac. (Pi = Pb)

2.- Valores de Bo, Rs, Bg, o y la g en funcion de la presion.

3.- La saturacion de agua congenita.

4.- Valores de Kg/Ko en funcion de la So o S liq.

5.- El valor de N = Nb

ECUACIONES.- Se usan en la prediccion las siguientes ec.:

Los calculos puede suponerse q Nb = 1 (m3o @ c.s.) de esta manera Np es la recuperacion fraccional de petroleo. Segun esta consideracion las ec. (7.2 y 7.3) quedan:

SECUELA DE CALCULOS PARA EFECTUAR LA PREDICCION.-1.- Selecciona una caida de presion, P, en el yac., y suponga un valor de Np (incremento en la produccion acumulativa de petroleo) correspondiente el periodo de explotacion en q la presion de yac. se abate P seleccionado.

2.- Obtenga el valor de Np

3.- Determine, aplicando la ec. (7.5), el valor de Gp a la presion final del periodo considerado.

4.- Calcule el valor de So a la presion final del periodo considerado.

5.- Con el valor obtenido de So, determine Kg/Ko de la curva de permeabilidad relativa y a continuacion obtenga, mediante la ec. (7.4) la relacion gas-petroleo instantaneo.

6.- Determine la entre la presion inicial y la presion final del periodo.

7.- Determine Gp para el periodo considerado.

Gp = Np*8.- Obtenga el valor de Gp

9.- El valor obtenido en el paso anterior se compara con el calculo en el paso 3. Si coinciden estos valores, dentro de la tolerancia fijada, se continua el proceso para el siguiente periodo. En caso contrario, se supone el nuevo valor de Np y se repite el procedimiento, hasta obtener la aproximacion deseada.

Aunque la solucion es por tanteo, el valor correcto de Np puede obtenerse graficamente despues de 2 ensayos. Para esto es necesario graficar los valores de Np Vs Gp obtenidos pos las 2 ecuaciones. Por este procedimiento se obtiene dos rectas q se interceptan en el punto q indican el valor de Np q satisface las E.B.M. y de la relacion gas-petroleo.

ILUSTRACION POR EL METODO TARNER.-Se desea predecir el comportamiento de un yac. con Pi = Pb = 200 Kg/cm y Sw = 0.20, Boi = 1.8 los datos de las propiedades PVT de sus HC se presentan en la fig. (7.1 y 7.2) la relacion Kg/Ko en funcion de la S liq. Se muestra en la fig. (7.3)

Aplicando el procedimiento de calculo descrito se obtuvieron los valores reportados en la tabla (7.1), q comprenden la prediccion del comportamiento hasta un presion de 60 Kg/cm.

La prediccion del comportamiento del yac. puede efectuarse en forma directa cuando la Sg es menor q la critica puesto q en estas condiciones Kg = 0 y R = Rs entonces.

La recuperacion en este caso se obtiene mediante la ec. (7.1) de la formula:

Por ejm para el primer periodo de explotacion considerado se tiene: